Эксплуатационные показатели последующих агрегатов 300 МВт были еще лучше, чем первого. Анализ надежности и выполнение на его основе конструкции турбины 600 МВт без регулирующей ступени дает основание надеяться на достижение хороших результатов и для агрегатов этой ступени мощности.
Среди повреждений, которые требуют немедленного , останова или останова в течение ближайших 5 ч, на первом месте находятся повреждения облопачивания. На их долю приходится 37% общей неготовности турбин. Далее следуют подшипники (17,7%), роторы (11,5%.), уплотнения валов (10,8%), клапаны (8,6%), корпуса (4,8%) и паропроводы (4,4%). Эти цифры получены на основе опыта эксплуатации примерно за 11 млн. ч 162 турбин (в том числе насыщенного пара и высокотемпературных с противодавлением).
Для повышения надежности подшипников рекомендуется выполнять толстый слой баббитовой заливки с дополнительным соединением во вкладыше типа «ласточкин хвост».
В связи с более низкими начальными параметрами надежность турбин насыщенного пара не ниже турбин ТЭС. Правильное планирование ремонтов турбины во время перегрузки топлива способствует дальнейшему снижению неготовности и аварийности. Это подтверждает сравнение показателей готовности турбины АЭС ОЪп§Ье1т (340 МВт, 3000 об/мин) и турбины 300 МВт ТЭС. Правильная организация ремонта также позволяет повысить коэффициент готовности, особенно тихоходных турбин насыщенного пара с громоздкими и тяжелыми деталями. Для них предусматривают специальные станки в машзале, на которых можно производить осмотр роторов, их перелопачивание и механическую обработку. При наличии дополнительных гидростатических подшипников возможно проведение работ на роторе с его вращением без извлечения из турбины и при вскрытых основных подшипниках.
Увеличение единичной мощности, турбин ТЭС свыше 1200 МВт из-за небольшого снижения удельных капиталовложений при наращивании мощности маловероятно; предельная мощность для турбоагрегатов с генераторами обычного типа при скорости вращения 3000 об/мин составляет 2000 МВт.
Проблема предельной мощности для турбин насыщенного пара при переходе на скорость вращения 1500 об/мин в будущем возникнуть не должна. В настоящее время осуществимы турбины для АЭС мощностью до 2600 МВт с ЧНД, аналогичной ЧНД турбины АЭС.
Для системы регенерации блоков 600 МВт принята однониточная схема включения трех подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора и двух подогревателей высокого давления (ПВД). Трубный пучок ПНД, имеющий зоны снятия перегрева, конденсации и охлаждения дренажа, выполняется из ТЛ-образных труб, приваренных к трубной доске. Трубки изготовлены из коррозионно-стойких ферритных хромистых сталей. Подогреватели расположены горизонтально, что снижает строительные затраты и упрощает обвязку трубопроводами, но создает трудности при монтаже и ремонте. Диаметр ПНД 2 м, длина 13 м, масса 40 т. Подвод пара к трубному пучку осуществляется через несколько входных патрубков. Длина бака деаэратора 40 м, диаметр 3,4 м, масса 90 т, ПВД имеют коллекторную конструкцию и весят 100—140 т. Для ускорения и облегчения ремонта ПВД применяют их секционирование, при котором группы труб объединены промежуточными коллекторами, связанными с общим коллектором вне аппарата. Однониточные ПВД для блока 1200 МВт имеют диаметр 4 м, длину 14 м и массу 280 т.
Мощные паровые турбины и генераторы выпускаются заводом фирмы Кгайтуегк Т_1щоп в Мюльгейме. В трех цехах завода работает 5,5 тыс. чел. Площадь заводской территории 700 тыс. м2. Завод ежегодно изготавливает свыше 250 тыс. лопаток. Наиболее крупная лопатка общей длиной 1488 мм (с хвостовой частью) весит 80 кг. Погрузка тяжелых элементов оборудования на речные суда производится портальным краном грузоподъемностью 600 т.
Газовые турбины мощностью до 80 МВт, судовые турбины и однокорпусные конденсационные турбины.
