Проектирование пассивного фильтра

 

Контрольная работа

Выбор номинальных параметров теплоносителя и рабочего тела

Содержание

1. Выбор типа ЯЭУ

. Взаимосвязь параметров теплоносителя и рабочего тела и их влияние на показатели ЯЭУ

. Выбор давления теплоносителя pт

. Определение температуры теплоносителя на выходе из ядерного реактора tт1

. Определение температуры теплоносителя на входе в ядерный реактор tт2

. Общая характеристика метода определения параметров рабочего тела

. Определение параметров пара на выходе из парогенератора и на входе в главную турбину

. Выбор давления в главном конденсаторе ргк

. Выбор параметров промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара

. Выбор параметров пара турбопривода питательного насоса

Список литературы

1. Выбор типа ЯЭУ

Строго говоря, в качестве разрабатываемой ЯЭУ могут быть приняты установки различного типа: с ЯР на тепловых, промежуточных или быстрых нейтронах, с различными теплоносителями (вода под давлением, жидкий металл, газ), по количеству контуров - одноконтурные, двухконтурные или даже трехконтурные, по типу двигателя, преобразующего тепловую энергию в механическую (для приведения в действие генератора электроэнергии) - с паровой или газовой турбиной и пр. С учетом типов установок, нашедших в настоящее время наибольшее распространение, можно рекомендовать при выборе типа ЯЭУ принять для разработки двухконтурную ЯЭУ с ЯР на тепловых нейтронах и паровой турбиной, используемой в качестве привода генератора электроэнергии. Такое решение позволит рассмотреть установку, близкую по составу и принципу действия к той установке, на которой студент будет работать после окончания вуза.

Все остальные вопросы выбора типа ЯЭУ (быстроходная или тихоходная турбина, тип и состав оборудования промежуточной сепарации и перегрева пара, тип и состав системы регенерации тепла в цикле теплового двигателя, тип и состав ГК, особенности системы технического водоснабжения и пр.) следует выбрать дополнительно. При этом целесообразно ориентироваться на прототипную установку. При необходимости выбираемые решения следует обосновать.

Следует обратить внимание на отличия от прототипной установки, тип элементов установки и схемные решения. В каждом случае отличия от прототипа необходимо более детально изложить сущность отличия, указать на улучшение каких показателей оно направлено. Следует указать также на недостатки такого решения и чем они компенсируются.

Особо следует обратить внимание на тип принимаемой в расчет турбины - быстроходная или тихоходная. Обычно принятие тихоходной турбины - вынужденная мера. Она целесообразна при большой заданной агрегатной мощности и, как следствие этого, большом расходе пара. Особенности такой турбины необходимо учитывать в дальнейшем расчете установки - количество ступеней турбины, компоновка системы регенерации тепла в рабочем контуре, экономичность турбины и пр. В заключении расчета энергоустановки такое решение должно найти численное подтверждение его правильности - количество цилиндров низкого давления, суммарная площадь выхлопа и скорость пара на выходе из ЦНД и пр.

В приложении Д приведены функциональные схемы рабочих контуров отечественных ЯЭУ АЭС, которые могут быть приняты в качестве прототипных при разработке эскизного проекта энергоустановки.

. Взаимосвязь параметров теплоносителя и рабочего тела и их влияние на показатели ЯЭУ

В настоящем разделе изложены рекомендации по выбору и обоснованию принимаемых в расчет или определяемых расчетным путем номинальных термодинамических параметров ЯЭУ, основными из которых являются:

а) параметры теплоносителя - давление, температура на входе в реактор и на выходе из него;

б) параметры рабочего тела - давление, температура и влажность пара на выходе из парогенератора и на входе в турбину, параметры пара между отдельными цилиндрами главной турбины (ЦВД, ЦНД), т.е. давление (разделительное давление), температура и влажность пара до и после сепаратора-пароперегревателя (СПП), параметры пара в точках отборов из турбины на регенерацию тепла в цикле, параметры пара за последней ступенью ЦНД и на входе в главный конденсатор, давление и температура питательной воды в характерных точках тракта конденсатно-питательной системы, в том числе и в деаэраторе.

Значения параметров теплоносителя и рабочего тела тесно взаимосвязаны.

Взаимосвязь между параметрами теплоносителя и рабочего тела определяется условиями теплообмена в парогенераторе. Очевидно, что тепловая мощность, отводимая от теплоносителя и воспринятая рабочим телом, может быть выражена так:

Qпг = Gт ×cp ×(tт1 - tт2)(1)

С учетом принятого давления теплоносителя можно определить его максимальную температуру в контуре tт1 (температура на выходе из ядерного реактора), а с учетом принятого расхода теплоносителя GТ и мощности ЯР определить значение температуры на входе в ядерный реактор tт2, и, следовательно, значение температуры греющей среды вдоль всего тракта парогенератора. Значение температур рабочего тела определится принятым давлением пара, величиной принятого перегрева в парогенераторе (если пароперегрев предусмотрен) и величиной подогрева питательной воды в системе регенерации. Теплопередача на каждом участке парогенератора (экономайзерном, испарительном и пароперегревательном) определяется классическим уравнением теплопередачи

Qпг = k ×F ×dt(2)

Отсюда следует, что передача заданного количества тепла Q зависит от условий теплоотдачи и теплопередающих свойств материала трубной системы (a1, a2, l) и, следовательно, коэффициента теплопередачи К, а также от температурных напоров на соответствующих участках парогенератора. Для обеспечения принятых значений параметров рабочего тела потребуются соответствующие определяемые по уравнению (2) значения поверхности теплопередачи на различных участках парогенератора. Для уменьшения поверхности теплопередачи (следовательно, уменьшения массогабаритных показателей парогенератора, его стоимости и, в конечном итоге, стоимости киловатт-часа электроэнергии) можно увеличить температурные напоры на участках парогенератора. Но это может быть достигнуто за счет уменьшения принятых параметров пара, что также отрицательно скажется на экономичности установки и, в конечном итоге, приведет к удорожанию вырабатываемой электроэнергии.

Если же учесть, что от значений параметров теплоносителя и рабочего тела существенно зависят такие важные показатели ЯЭУ, как ее надежность, безопасность, маневренность, удобство эксплуатации и другие, то можно сказать, что выбор параметров теплоносителя и рабочего тела является сложной комплексной и весьма ответственной задачей. Для ее решения на начальной стадии проектирования обычно ведут многовариантные расчеты. В дальнейшую разработку ЯЭУ АЭС принимают тот вариант сочетания параметров, который наиболее полно отвечает требованиям, предъявленным к ЯЭУ, и дает приемлемые технико-экономические показатели (в том числе стоимость киловатт·часа электроэнергии). При этом учитывают также возможности отечественной промышленности по созданию разработанной ЯЭУ - освоенность и стоимость конструкционных материалов, освоенность и стоимость изготовления агрегатов, т.е. капитальные затраты на создание АЭС, что существенно влияет на стоимость производимой продукции - электроэнергии.

При выполнении проекта ЯЭУ АЭС в учебных целях, когда квалификация проектанта и его бюджет времени не позволяют выполнить детальные многовариантные исследования, можно ограничиться выбором одного варианта сочетания параметров теплоносителя и рабочего тела, используя при этом прототипные данные. Но в этом случае в обязательном порядке предполагается критический подход к прототипным данным и детальное обоснование принимаемых решений. Необходимость критического подхода вызвана тем, что зачастую приходится ориентироваться на устаревшие данные. Кроме того, иногда в практике создания реальных ЯЭУ принимают не вполне оптимальное сочетание параметров в интересах унификации оборудования, от чего обычно свободен студент. В конечном итоге даже в таком одновариантном проектировании достаточно полно может быть решена задача по более глубокому изучению принципа действия ЯЭУ и принципов ее эксплуатации.

Отметим еще одно важное обстоятельство. Обычно все исходные значения основных параметров теплоносителя и рабочего тела (давление и температура в характерных точках) принимают и определяют одновременно как единый комплекс взаимосвязанных величин. Однако для выяснения физической сути взаимного влияния рассматриваемых параметров методологически более целесообразно рассмотреть их последовательно.

. Выбор давления теплоносителя pт

В разделе рассматриваются двухконтурные ЯЭУ, в которых в качестве теплоносителя используется вода под давлением. Давление устанавливают таким, чтобы на всех режимах работы реактора было исключено объемное кипение теплоносителя в активной зоне.

Что касается реакторов кипящего типа, которые применяются в одноконтурных установках, то они, имея некоторые достоинства (возможность получения более высоких параметров рабочего тела, благодаря чему обеспечивается увеличение КПД ЯЭУ; несколько проще и надежнее ЯЭУ в целом), обладают и рядом существенных недостатков: сложностью обеспечения гидродинамической устойчивости двухфазного потока среды в активной зоне, сложностью обеспечения теплоотвода от твэлов, значительным влиянием паросодержания в активной зоне на реактивность реактора, большой сложностью в эксплуатации таких ЯЭУ и др. В силу этого такие реакторы не нашли широкого распространения в стационарной энергетике и не имеют больших перспектив.

Для обоснования правильного выбора значения давления теплоносителя pт в двухконтурной установке необходимо рассмотреть его влияние на различные показатели реактора и ЯЭУ в целом: температурное поле активной зоны, режим теплоотдачи от твэлов к теплоносителю (наличие и интенсивность поверхностного пузырькового кипения, допустимые тепловые потоки и запас до кризиса кипения), надежность и экономичность установки, массогабаритные показатели ядерного реактора, ППУ и ЯЭУ в целом, и др.

Источником тепловой энергии в ядерном реакторе являются тепловыделяющие элементы активной зоны. В интересах увеличения КПД цикла преобразования тепловой энергии в механическую целесообразно повысить температуру твэлов до максимально возможного уровня. Это позволит получить большее значение температуры теплоносителя и, следовательно, температуры пара в цикле теплового двигателя, в результате чего КПД цикла увеличится.

В общем случае факторами, ограничивающими повышение температурного поля в активной зоне, могут быть:

а) предельно допустимая температура ядерного топлива;

б) предельно допустимая температура оболочки твэлов;

в) температура насыщения теплоносителя, соответствующая принятому давлению рт.

Предельно допустимая температура ядерного топлива может выступить определяющей, если она ограничена небольшим уровнем допустимой температуры вещества, содержащего ядерное топливо. Например, для металлического урана нежелателен нагрев выше 600...650oC, иначе будут возможны переходы фазовых состояний топлива, которые сопровождаются изменением его объема и некоторых иных физических показателей. Это отрицательно влияет на работу твэлов. Однако, в ядерных реакторах отечественной стационарной энергетики применяется топливо в такой форме (например, UO2), которая достаточно устойчива при весьма высоких температурах, и поэтому его температура не является ограничительным фактором. Так, например, в ЯР ВВЭР-1000 при полной мощности в наиболее нагруженных твэлах температура топлива в центре твэла достигает величины 2175оС. При этом для топлива в виде двуокиси урана температура плавления составляет величину порядка 2800оС.

Определяющей температурой может быть также предельно допустимая температура оболочки твэлов, если допустимая температура материала оболочки в контакте с теплоносителем в условиях интенсивного нейтронного облучения составляет небольшую величину. Например, если оболочки твэлов выполнены из циркониевых сплавов, которые в среде воды и при интенсивном нейтронном облучении устойчивы против коррозионных и эрозионных процессов при температуре до 350oС, то в этом случае нет смысла повышать давление теплоносителя выше давления насыщения, соответствующего предельно допустимой температуре оболочки (ps при ts = 350oС составляет 16,537 МПа).

В некоторых случаях в качестве материала оболочки твэлов используют иные материалы, допускающие более высокие значения температуры. Например, на транспортных установках атомных ледоколов используют нержавеющую аустенитную сталь, которая в контакте с водой и при значительном нейтронном облучении допускает температуру 350...380oС. Тогда фактором, определяющими температурный режим активной зоны, выступают давление теплоносителя и соответствующая ему температура насыщения. Заметим, что в этом случае из-за повышенного сечения поглощения тепловых нейтронов сталью оболочек твэлов необходимо увеличить обогащение ядерного топлива.

Для установок с газовым теплоносителем оболочки могут выполняться из нержавеющей стали или бериллия. В газовой среде температура оболочки может быть принята существенно выше. Это позволяет значительно поднять температуру теплоносителя на выходе из реактора. Hапример, на АЭС Великобритании "Данджнесс-В" температура углекислого газа на выходе из ЯР достигает величины 675оС. При этом температура пара на выходе из ПГ достигает 565оС.

Известно, что передача тепла от поверхности твэла к теплоносителю происходит под воздействием некоторого температурного напора dt (рисунок 1).

Рисунок 1 - Распределение температуры по радиусу твэла:

1- твэл, 2 - оболочка твэла

Если в процессе работы ядерного реактора на выходе из активной зоны на части твэлов температура оболочки достигнет температуры насыщения воды при данном давлении, то на поверхности оболочки начнется кипение теплоносителя. При умеренных тепловых потоках это будет поверхностное пузырьковое кипение. Уходя в ядро потока теплоносителя, где температура ниже температуры насыщения, образовавшиеся пузырьки пара будут конденсироваться.

Поверхностное пузырьковое кипение интенсифицирует отвод тепла от твэлов (несколько возрастает коэффициент теплоотдачи). Однако, при этом в материале оболочки возникает температурная пульсация, что может вызвать усталостные явления в материале оболочки. Обычно в стационарных ядерных реакторах поверхностное пузырьковое кипение допускают, но в незначительно развитой степени. Допущение поверхностного пузырькового кипения позволяет несколько снизить давление теплоносителя, сохранив при этом температурный режим активной зоны.

Если в каком-либо месте поверхности твэла произойдет повышение плотности теплового потока q до некоторого значения, называемого критическим qкр, то наступит кризис поверхностного кипения, пузырьковое кипение перейдет в пленочное. В результате этот участок поверхности теплоотдачи покроется сплошной паровой пленкой. Так как теплопроводность пара очень низкая, то для сохранения установленного значения теплового потока q (тепловая мощность сохраняется той же) должен резко повыситься температурный напор теплоотдачи, поэтому резко повышается температура оболочки твэла. Это явление обычно завершается разрушением оболочки. Для его исключения необходимо, чтобы наибольший фактический тепловой поток qmax всегда оставался меньше критического теплового потока qкр.

Величина qкр сложным образом зависит от ряда гидродинамических и тепловых факторов, характеризующих процесс теплоотдачи: от рода жидкости, состояния поверхности теплоотдачи, скорости и температуры среды, характера и геометрии потока, а также давления среды.

Зависимость qкр = f(pт) имеет максимум. При кипении воды в большом объеме этот максимум расположен в диапазоне давлений 5×10..15×106 Па. При подходе давления к критическому (в термодинамическом смысле, т.е. к pт = 22,115×106 Па) значение критической тепловой нагрузки qкр стремится к нулю. Ниже показана зависимость qкр от давления среды при кипении воды в большом объеме (рисунок 2).

Рисунок 2 - Зависимость критической тепловой нагрузки qкр от давления pт при кипении воды в большом объеме

При кипении воды в каналах различной конфигурации кривая несколько деформируется - смещается положение и значение максимума, но характер кривой сохраняется. Например, для кольцевых каналов определенных параметров максимум кривой может быть при pт = (14...15)×106 Па.

При выборе давления теплоносителя необходимо учитывать характер qкр, соответствующей принятому типу рабочих каналов. Желательно, чтобы принятое давление теплоносителя находилось в районе максимума кривой qкр. Это позволит принять в расчет возможно большую тепловую нагрузку, уменьшить поверхность теплоотдачи и, таким образом, сократить габариты активной зоны. Запас по кризису кипения должен составлять

qкр / qmax > 1,2…1,5.(3)

В качестве примера приведем минимальный запас по кризису кипения для ядерного реактора РБМК-1000: на одном из фактических режимов эта величина составила 1,19.

На начальной стадии проектирования, когда активная зона реактора еще не разработана детально, невозможно однозначно рекомендовать диапазон давлений теплоносителя pт, в котором будет максимальное значение qкр. В таких случаях можно ориентироваться на прототипную активную зону.

В заключение отметим, что при работе ЦНПК вдоль трассы первого контура устанавливается переменное давление. Максимальное давление - в напорном патрубке ЦНПК, минимальное - в его всасывающем патрубке. Обычно под давлением теплоносителя в контуре pт понимают давление в той точке контура, к которой подключен компенсатор давления. Чаще всего это "горячая" ветвь первого контура, хотя возможны и иные схемные решения. В этом случае следует иметь в виду, что принятое в расчет давление теплоносителя pт может не соответствовать давлению в тех участках контура, где температура теплоносителя максимальна. Однако гидравлические сопротивления первого контура и давление ЦНПК обычно небольшие (порядка 0,4…0,5 МПа). Для упрощения расчетов различием давлений вдоль трассы первого контура можно пренебречь.

Как уже отмечалось, для правильного и полного учета всех факторов при выборе давления теплоносителя необходимо выполнить детальные многовариантные расчеты, однако при эскизном проектировании ЯЭУ в учебных целях можно принять одновариантный подход, основанный на прототипных данных. При этом следует иметь в виду, что в установках, разработанных в разное время, выбор давления теплоносителя первого контура производился при несколько отличающихся исходных оценках относительной важности тех или иных показателей ЯЭУ - ее экономичности, надежности, стоимостных и массогабаритных показателей и др. Кроме того, проектант современной установки по сравнению с прототипной располагает более богатым арсеналом средств и методов, позволяющим получить тот же уровень температуры рабочего тела в цикле при некотором снижении давления теплоносителя или более эффективно использовать принятый уровень давления. К средствам, позволяющим более полно использовать принятое давление теплоносителя первого контура, можно отнести улучшение равномерности тепловыделений в активной зоне, допущение более развитого поверхностного пузырькового кипения на части поверхности твэлов, более точный учет всех факторов при проектировании и изготовлении активной зоны ядерного реактора, улучшение качества конструктивных материалов и др.

В современной справочной литературе для ядерных реакторов типа ВВЭР рекомендуется принимать оптимальное значение давления теплоносителя в районе 12...16 МПа.

Из сопоставления параметров ЯЭУ, созданных за последнее время, можно заметить тенденцию к повышению давления теплоносителя (отсюда и параметров пара). Это особенно наглядно видно на примере развития блоков Нововоронежской АЭС (рисунок 3).

Рисунок 3 - Параметры энергоблоков Нововоронежской АЭС:

а) - давление теплоносителя;

б) - давление пара перед турбиной

В качестве примера приведем значения давления теплоносителя для некоторых стационарных ЯЭУ:

а) ВВЭР-440 (конец 60-х - начало 70-х годов). Материал оболочки твэлов - циркониевые сплавы. Мощность установки электрическая Рэ = 440 МВт. Давление теплоносителя 125 кГс/см2;

б) ВВЭР-1000 (конец 70-х - начало 80-х годов). Материал оболочки твэлов - циркониевые сплавы. Мощность установки электрическая Рэ = 1000 МВт. Давление теплоносителя 160 кГс/см2;

в) один из зарубежных ядерных реакторов РWR (фирма Kraftwerk Union - ФРГ). Мощность установки электрическая Рэ = 1300 МВт. Давление теплоносителя 158 кГс/см2.

. Определение температуры теплоносителя на выходе из ядерного реактора tт1

Температуру теплоносителя на выходе из ядерного реактора tт1 следует принимать возможно большей. Увеличение температуры tт1 при прочих равных условиях позволяет увеличить температуру пара и, следовательно, увеличить экономичность ЯЭУ. Если же для разрабатываемой ЯЭУ на первый план выступают ее массогабаритные показатели, то увеличение tт1 позволит при сохранении умеренных значений температуры пара увеличить температурный напор в парогенераторе и, благодаря этому, уменьшить его массогабаритные показатели.

Чаще всего давление теплоносителя принимают соответствующим предельным возможностям материала оболочки твэлов по температурному режиму. В этом случае предельно возможное значение температуры теплоносителя на выходе из ядерного реактора определяется принятым давлением в контуре, а также компоновкой, нейтронно-физическими, гидродинамическими и теплофизическими характеристиками активной зоны ядерного реактора.

Температура теплоносителя на выходе из реактора tт1 принимается ниже температуры насыщения на некоторую величину Dts, называемую объемным или интегральным запасом до кипения (недогрев до кипения), т.е.

т1 = ts - Dts(4)

Рассмотрим факторы, которые следует учитывать при выборе значения Dts.

Температура теплоносителя на выходе из ядерного реактора складывается в результате смешения теплоносителя, прошедшего через все технологические каналы активной зоны, а также каналы перетечек.

Очевидно, что в ядерном реакторе в силу неравномерности нейтронного поля по радиусу активной зоны имеет место некоторая неравномерность тепловыделений. В центре активной зоны, где плотность нейтронного поля выше, деление ядер топлива более интенсивное и, следовательно, более интенсивные тепловыделения. Установка отражателей вокруг активной зоны несколько выравнивает нейтронное поле по радиусу (и таким образом тепловыделение), однако этой меры не достаточно.

Примером существенного уменьшения неравномерности нейтронного поля может быть опытный ядерный реактор ВВЭР-210 (первый блок Нововоронежской АЭС). В результате проведения мер для серийного реактора ВВЭР-440, разработанного на базе ВВЭР-210, удалось снизить коэффициент неравномерности нейтронного поля по объему активной зоны в два раза - с KV = 4,8 до KV = 2,4. При этом достигается неравномерность нейтронного поля по радиусу до значения КR = 1,2 … 1,5.

Выравниванию тепловыделения по радиусу активной зоны способствует также перестановка тепловыделяющих сборок во время перегрузки активной зоны. Топливо подпитки (свежее топливо) с наиболее высокой концентрацией делящегося материала U235 загружают на периферию активной зоны, где нейтронное поля слабое. Топливо частично поработавшее в ядерном реакторе с периферийной зоны перегружают в среднюю зону, где нейтронное поле более интенсивнее. Из средней зона топливо перегружают в центральную зону, а из центральной зоны полностью отработавшее топливо выгружают из ЯР.

В настоящее время на ЯР отечественных АЭС вместо трехкратной перестановки тепловыделяющих сборок внедряется четырехкратная перестановка. Это позволяет более точно подобрать обогащение оставшегося в твэлах топлива к интенсивности нейтронного поля. В результате можно заметно улучшить равномерность тепловыделений по радиусу активной зоны. Если эти меры внедрять при проектировании ЯР то можно предусмотреть заметно меньшее значение интегрального запаса до кипения Dts и за счет этого получить большее значение температуры tт1. Однако, даже с учетом принятых мер тепловыделение в активной зоне остаются существенно неравномерными, что приводит к неодинаковой степени нагрева теплоносителя в различных ТВС. Это учитывают принятием в расчет соответствующего значения Dts в выражении (4).

Аналогичным образом учитывают также перетечки помимо активной зоны, т.е. расход теплоносителя через различного рода специальные каналы (например, гильзы измерителей температуры), через неплотности в сборке конструкций активной зоны, где нагрев теплоносителя значительно меньший или же полностью отсутствует. Учет этих факторов выражается некоторым дополнительным увеличением Dts.

На величину принимаемого в расчет значения Dts оказывают также влияние возможные погрешности при создании и эксплуатации ППУ. Возможные неточности расчета температурного режима активной зоны (расчетные схемы, расчетные зависимости, исходные данные и др.), неточности изготовления и монтажа активной зоны (допуски на изготовление деталей, неточность расположения ядерного топлива и поглотителей нейтронов и др.), неточности соблюдения условий эксплуатации (погрешности контролирующих приборов, неточное поддержание частоты вращения насосов, диапазон нечувствительности регуляторов, возможные эксплуатационные отклонения давления в контуре и мощности ядерного реактора и др.) также требуют дополнительного увеличения принятого в расчет значения Dts.

Если в ядерном реакторе предполагается отсутствие не только объемного кипения, но и поверхностного пузырькового кипения, то следует ориентироваться не только на температуру в ядре потока, но и на температуру пристеночного слоя теплоносителя, омывающего твэлы. В этом случае интегральный запас до кипения Dts необходимо заметно увеличить. Для некоторого уменьшения Dts в современных ядерных реакторах обычно допускают умеренное поверхностное пузырьковое кипение на части поверхности твэлов. Это означает, что местный запас по поверхностному кипению в наиболее напряженной части твэлов выражается отрицательной величиной (обычно в несколько градусов). Однако и в этом случае общий запас по объемному кипению Dts должен оставаться положительным.

Значение интегрального запаса до кипения Dts может находиться в весьма широком диапазоне - от 0...5 до 50оС. Столь широкий диапазон объясняется большим разнообразием характеристик и параметров реакторов и их активных зон.

На эскизной стадии проектирования ЯЭУ при выборе величины Dts следует ориентироваться на прототипный ядерный реактор. При этом в качестве прототипного подбирают реактор, близкий по компоновке, давлению теплоносителя, равномерности нагрузки активной зоны, степени развитости поверхностного кипения и пр.

Ниже приведены данные по запасу до кипения для некоторых ядерных реакторов:

а) для ядерного реактора ВВЭР-440,

р = 125 кГс/см2; Dts= ts(p) - tт1 = 326,27 - 300 = 26,27оС;

б) для ядерного реактора ВВЭР-1000,

р = 160 кГс/см2; Dts= ts(p) - tт1 = 345,74 - 322 = 23,74оС;

в) для ядерного реактора PWR,

р = 158 кГс/см2; Dts= ts(p) - tт1 = 344,72 - 326 = 18,72оС.

Эти величины показаны для варианта трехкратной перестановки ТВС по активной зоне.

Следует отметить, что в Росэнергоатоме интенсивно ведутся работы по дальнейшему эволюционному совершенствованию ЯР типа ВВЭР-1000. Принят ряд дополнительных мер, способствующих уменьшению величины Dts, в том числе совершенствование расчетных методик, улучшения показаний реальной техники (улучшение точности изготовления оборудования, повышение качства измерительной техники, улучшение показателей элементов системы регулирования и др.). Во внедряемой в настоящее время в практику атомной энергетики установке АЭС-2006 значение Dts значительно меньше

Dts = ts(при р=16,2МПа) - tт1 = 348,32 - 329,7 = 18,62 оС.

Это значение Dts можно считать перспективным, однако, пока не подтвержденным длительной безопасной эксплуатацией установки.

. Определение температуры теплоносителя на входе в ядерный реактор tт2

Температура теплоносителя на входе в ядерный реактор tт2 может быть определена через разность между температурой теплоносителя на выходе из реактора tт1 и степенью нагрева теплоносителя в активной зоне Dtяр, т.е.

т2 = tт1 - Dtяр(5)

При выборе значения Dtяр следует стремиться к его уменьшению. Уменьшение Dtяр ведет к снижению температурных напряжений в толстостенных металлоконструкциях ядерного реактора и парогенератора, в твэлах активной зоны и, таким образом, увеличивает надежность ППУ. Это особенно актуально для ЯЭУ стационарной энергетики большой мощности, где корпусные конструкции под высоким давлением имеют большие толщины стенок.

Кроме того, уменьшение Dtяр при фиксированной температуре теплоносителя на выходе из реактора увеличивает температурный напор теплопередачи в парогенераторе, благодаря этому может быть уменьшена теплопередающая поверхность парогенератора. На рисунке 4 этот эффект показан применительно к варианту ПГ с многократной циркуляцией рабочего тела и с неявно выраженной экономайзерной зоной.

Рисунок 4 - Увеличение среднего температурного напора в парогенераторе за счет уменьшения степени нагрева теплоносителя в активной зоне

Если же отдать предпочтение экономичности установки, то уменьшение величины DtЯР при том же температурном напоре и, следовательно, той же величине поверхности теплопередачи позволит увеличить температуру пара и его давление и, таким образом, увеличить экономичность установки (см. рисунок 5).

Рисунок 5 - Увеличение температуры кипения рабочего тела в парогенераторе за счет уменьшения степени нагрева теплоносителя

Однако, при выборе величины Dtяр следует иметь в виду, что она однозначно определяется расходом теплоносителя через реактор Gт. Действительно, для некоторой тепловой мощности ядерного реактора Qяр можно записать

яр = Gт ×cp ×Dtяр(6)

Отсюда следует, что уменьшение Dtяр может быть обеспечено только пропорциональным увеличением Gт. Увеличение же расхода теплоносителя при фиксированных геометрических и гидродинамических параметрах трассы первого контура может быть осуществлено только при значительном увеличении давления насоса - по гидравлической характеристике трассы первого контура пропорционально квадрату увеличения расхода жидкости. В результате резко увеличивается мощность насоса - пропорционально кубу расхода теплоносителя.

Действительно

Nцн = рцн ×Gцн ×v / hцн = А×Gцн3(7)

Если же имеется возможность уменьшить гидравлические сопротивления трассы первого контура (сокращение длины трассы, увеличение количества параллельных ветвей, уменьшение местных сопротивлений и пр.), то можно увеличить расход теплоносителя при приемлемых значениях мощности циркуляционного насоса первого контура (ЦНПК).

Мощность ЦНПК составляет заметную величину в балансе энергий - 0,..0,9% тепловой мощности ядерного реактора. Поэтому за счет ее уменьшения можно несколько увеличить КПД установки. Но уменьшение мощности ЦНПК нецелесообразно доводить до уровня, когда неизбежное при этом увеличение Dtяр заметно отрицательно скажется на параметрах пара и, таким образом, на КПД установки.

Оптимальное значение Dtяр может находиться в достаточно широких пределах - от 30...45 до 45...65оС. Оптимум Dtяр существенно зависит от компоновки ППУ и ее составных элементов, от принятых параметров теплоносителя и рабочего тела. Оно может быть определено только в результате тщательных технико-экономических расчетов. На эскизной стадии проектирования ЯЭУ при выборе значения Dtяр следует ориентироваться на параметры близкого по компоновке ядерного реактора и трассы трубопроводов первого контура.

В качестве примера приведем значения Dtяр для некоторых ядерных реакторов:

а) ВВЭР-440 -Dtяр = tт1 - tт2 = 300 - 269 = 31оС;

б) ВВЭР-1000-Dtяр = 322 - 290 = 32оС;

в) PWR -Dtяр = 326 - 292 = 34оС;

г) ЯР АЭС-2006Dtяр = 329,7 - 298,6 = 31,1 оС.

В ЯР ВВЭР-1000 «большой серии» из первого контура исключили отсечные гидравлические задвижки парогенераторов. В результате уменьшились гидравлические сопротивления первого контура, увеличился рсход теплоносителя в каждой петле и в активной зоне, уменьшилась величина нагрева теплоносителя в ЯР. По руководящим документам Украины типовое значение температур теплоносителя для этих ЯР составляет: Dtяр = tт1 - tт2 = 317 - 287 = 30 0С. Эти значения температур также можно принимать как прототипные.

При исследованиях температурного поля активной зоны ядерного реактора на различных режимах работы, а также в практике эксплуатации ЯЭУ широко используется понятие средней температуры теплоносителя tт.ср В этом случае осредняют величины tт1 и tт2. Так как значение tт.ср непосредственно влияет на реактивность ядерного реактора, то его величину определяют как средневзвешенную в активной зоне. В общем случае

т.ср = a×tт2 + (1- a)×tт1(8)

Если доля "холодной и "горячей" воды в активной зоне примерно равны, то a = 0,5, и тогда средневзвешенная температура теплоносителя может быть определена как среднеарифметическая

т.ср = (tт2 + tт1) / 2(9)

При рассмотрении режимов работы системы компенсации давления теплоносителя определяют среднюю температуру теплоносителя в контуре в целом. Зависимости для определения tт.ср для контура те же, но значение a для активной зоны и для контура могут не совпадать, так как доли "холодной" и "горячей" воды в активной зоне и в контуре могут быть различны.

В заключение заметим, что для простоты расчетов температурного режима первого контура можно пренебречь рассеянием тепла в окружающую среду через поверхности трубопроводов Iк. Это позволяет принять температуру теплоносителя на входе в парогенератор равной температуре теплоносителя на выходе из ядерного реактора, аналогично также и на "холодной" ветви первого контура.

. Общая характеристика метода определения параметров рабочего тела

Выбор параметров рабочего тела в цикле теплового двигателя - сложная комплексная задача. Обычно ее решают методом последовательных приближений. Начальные данные - принятые в расчетах параметры рабочего тела на входе в проточную часть цилиндров турбины, конечные данные - параметры рабочего тела на выходе из проточной части. Мерой приемлемости полученного сочетания входных и выходных параметров может быть влажность пара на последних ступенях цилиндров турбины.

Величина влажности оказывает влияние на показатели надежности турбоагрегата, так как вызываемая ею эрозия проточной части турбины может снизить до недопустимых пределов долговечность и безотказность агрегата. Кроме того, повышение влажности пара отрицательно влияет и на экономичность установки. Исcледования показывают, что увеличение средней влажности пара в турбине на 1% ведет к снижению внутреннего КПД турбины также примерно на 1%.

Целесообразно выбор параметров рабочего тела проводить графо-аналитическим методом, т.е. определение параметров по аналитическим зависимостям или выбор их значений в рекомендованных пределах сопровождают построением процессов рабочего цикла в i-s-диаграмме. Пример построения процессов рабочего цикла показан на рисунке Здесь принят вариант установки на насыщенном паре с однократной промежуточной сепарацией и однократным паровым промежуточным перегревом пара.

Как уже отмечалось, для увеличения надежности работы паровой турбины весьма желательно было бы введение хотя бы незначительного перегрева пара на выходе из ПГ. Однако такая постановка вопроса выводит на проблемы, еще не нашедшие полного технического разрешения. Поэтому в дальнейшем мы будем рассматривать вариант ЭУ: ПГ с кратностью циркуляции больше единицы с естественной циркуляцией рабочего тела, генерирующий сухой насыщенный пар, и ПТУ, работающая на насыщенном паре.

В показанной на рисунке 6 диаграмме состояния рабочего тела и процессы в рабочем контуре обозначены:

Рисунок 6 - Термодинамические процессы рабочего цикла главного двигателя и турбопривода питательного насоса в i-s диаграмме Апг - состояние рабочего тела на выходе из парогенератора

Агт(АЦВД) - состояние рабочего тела на входе в главную турбину (в ЦВД);

Апг-Агт - изоэнтальпийное движение пара в главном паропроводе с некоторой потерей давления. Сюда же относят потерю давления в регулирующих и отключающих (стопорных) клапанах, а также во входных устройствах турбины;

АzЦВД - состояние рабочего тела на выходе из ЦВД;

АЦВД-АzЦВД - расширение пара в ЦВД;

Авхс - состояние рабочего тела на входе в сепаратор;

АzЦВД-Авхс - изоэнтальпийное движение пара по паропроводу (ресиверу) от ЦВД к сепаратору;

Авыхс - состояние пара на выходе из сепаратора;

Авхс-Авыхс - процесс сепарации пара в сепараторе;

Апп - состояние пара на выходе из пароперегревателя;

Авыхс-Апп - процесс перегрева пара;

АЦНД - состояние пара на входе в ЦНД;

Апп-АЦНД - изоэнтальпийное движение пара по ресиверу от пароперегревателя к ЦНД. Сюда же относят отключающие (стопорные) клапаны и входные устройства ЦНД;

АzЦНД (Агк) - состояние рабочего тела на выходе из ЦНД и входе в ГК;

АЦНД-АzЦНД - расширение пара в ЦНД;

Атпн - состояние рабочего тела перед проточной частью турбопривода питательного насоса;

Апп-Атпн - изоэнтальпийное движение пара к турбоприводу питательного насоса;

Аzтпн (Актпн) - состояние пара на выходе из турбопривода ПН и на входе в конденсатор ТПН;

Атпн-Аzтпн - расширение пара в турбоприводе ПН;

В связи с тем, что потеря давления пара от выхода из ЦВД до входа в ЦНД Dр = рzЦВД - рЦНД составляет небольшую величину (около 5%), на диаграмме i-s процесс АzЦВД-АЦНД иногда показывают условной пунктирной линией без выделения характерных точек.

Если в схеме предусмотрен двухступенчатый перегрев пара, то на диаграмме i-s следует показать две точки:

Апп1 - состояние пара на выходе из первого перегревателя, она же - на входе во второй перегреватель;

Апп2 - состояние пара на выходе из второго перегревателя.

При построении процессов расширения пара в ЦНД и в турбоприводе ТПН в диаграмме i-s строго говоря необходимо оценить потери давления в выхлопном патрубке турбины. Потери давления, обусловленные преодолением гидравлических сопротивлений выхлопного патрубка, выражаются в потере энергии пара и, следовательно, в потере экономичности энергоустановки. В расчетах энергоустановки потерю энергии в выхлопном патрубке учитывают введением в расчет коэффициента полных потерь xполнпатр. Если xполнпатр > 1, то рzЦHД > pгк, в турбоприводе ТПН соответственно.

Иногда при конструировании выхлопного патрубка удается организовать в нем использование диффузорного эффекта. В этом случае энергию скорости пара на выходе из последней ступени турбины можно хотя бы частично преобразовать в энергию давления. Тогда xполнпатр < 1, а рzЦHД < ргк. Это позволит уменьшить потерю энергии пара в выхлопном патрубке.

Однако достижение такого эффекта затруднено, так как в выхлопном патрубке сказывается влияние ряда неизбежных дополнительных факторов, вызывающих увеличение потерь давления. Основные из них:

большие скорости пара на выходе из турбины;

трудности рациональной компоновки выхлопного патрубка (особенно для тихоходных турбин, имеющих большую длину лопатки на выходе из турбины);

необходимость поворота потока пара в выхлопном патрубке (от осевого направления потока на выходе из турбины к радиальному направлению на входе в конденсатор);

наличие ряда устройств в выхлопном патрубке (анкерные стяжки, ребра жесткости и другие конструктивные детали).

В то же время комплекс мер по совершенствованию конфигурации выхлопного патрубка позволяет в итоге получить значение xполнпатр близким к единице.а начальной стадии проектирования ЯЭУ, когда конструкция турбоагрегата еще не проработана в деталях, вполне допустимо принять в расчет xполнпатр = 1, следовательно, принять рz = ргк.

При выборе параметров рабочего тела обычно последовательность рассмотрения параметров пара принимают "сверху вниз", т.е. проходят все точки от Апг до Агк.

И последнее замечание. На рисунке 6 расширение пара в турбине (в ЦВД, ЦНД и в турбине ТПН) показано в виде прямых, уклоняющихся вправо. Мера уклонения определяется принятым в расчет значением КПД турбины. В то же время известно, что КПД ступеней турбины не одинаков. Обычно у последних ступеней он заметно ниже. В этом случае расширение пара в проточной части турбины следует изобразить в виде ломанной линии. Однако, на начальной стадии проектирования энергоустановки, когда еще нет детального расчета турбины, в расчет принимают средний КПД проточной части турбины, и процесс расширения в диаграмме i-S изображают в виде прямых.

. Определение параметров пара на выходе из парогенератора и на входе в главную турбину

Известно, что параметры пара, генерируемого в парогенераторе (давление и температура), должны приниматься возможно большими. Это позволяет увеличить КПД цикла и КПД установки в целом. Причем, так как температура пара определяется температурой греющей среды, а температура теплоносителя для ядерного реактора с водяным теплоносителем ограничена, то давление пара обычно принимают максимально возможным, при котором еще происходит парообразование, т.е. приходят к идее применения цикла на насыщенном паре.

Правда, исследования показывают, что цикл на насыщенном паре имеет и свои существенные недостатки. При давлении пара, принятом на АЭС (4...7 МПа), даже сухой насыщенный пар, проходя по паропроводу и через органы регулирования, несколько снижает свое давление (потеря давления может достигать 5...10%), при этом в нем повышается влагосодержание (до 0,30...0,45%). А если учесть, что и исходный пар имеет некоторое количество влаги (по существующим нормам до 0,2%, в реальных установках - до 0,5%), то в итоге уже на первых ступенях турбины может быть заметное содержание влаги. Этот фактор существенно влияет на КПД турбины, в результате некоторый выигрыш в КПД цикла от повышения давления пара до давления насыщения может быть значительно обесценен снижением КПД турбины. Кроме того, увеличение влагосодержания по всей проточной части турбины значительно усиливает эрозию лопаточного аппарата, что снижает долговечность и безотказность турбины. Заметим, что особенно актуальной эта проблема становится при сниженной мощности ЯЭУ. Так, например, при снижении мощности до 50% влагосодержание на входе в турбину может достигать 3%. Поэтому в настоящее время ставится вопрос о целесообразности цикла со слабоперегретым паром (перегрев порядка 20оС). Однако следует иметь в виду, что применение перегретого пара приводит к необходимости применения либо прямоточного парогенератора, либо парогенератора с кратностью циркуляции больше единицы, но с последующей сепарацией пара и установкой после сепаратора пароперегревателя. В первом случае (применение прямоточного парогенератора) потребуется переход на иные более дорогие конструкционные материалы трубной системы парогенератора и значительное ужесточение водного режима II контура. Во втором случае значительно усложняется конструкция парогенератора. В обоих случаях снижается его надежность. В настоящее время в стационарной энергетике в ЯЭУ с ВВЭР наибольшее распространение получили парогенераторы сухого насыщенного пара с кратностью циркуляции больше единицы. Переход на слабоперегретый пар потребует дополнительных технико-экономических исследований о целесообразности такого перехода.

Иногда в ЯЭУ АЭС применяют перегретый пар, но по соображениям иного порядка. Hапример, на одной из зарубежных АЭС "Мюльхайм-Керлих", где температура пара составляет 312оС, давление пара принято лишь в 6,72 МПа (при этом перегрев пара равен 28оС). Такое сочетание параметров пара позволило ограничиться одноступенчатой промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом пара. Повышение давления свежего пара до давления насыщения потребовало бы двухступенчатой промежуточной сепарации и промежуточного перегрева, что значительно усложнило бы схему рабочего контура.

Перегретый пар применяют также в таких одноконтурных установках, где можно организовать внутриядерный перегрев. Hапример, на I и II блоках Белоярской АЭС организован внутриядерный перегрев до температуры порядка 500...510оС. В то же время давление пара составляет лишь 10,8 МПа (перегрев порядка 183...193оС).

Для АЭС с умеренными температурами генерируемого пара давление пара чаще всего принимают равным давлению насыщения.

Вторым важным фактором, который следует иметь в виду при выборе параметров свежего пара, является принятый в парогенераторе принцип подогрева питательной воды до температуры кипения ts, т.е. компоновка экономайзерной зоны ПГ. В конструкциях парогенераторов может быть предусмотрена явно выраженная экономайзерная зона, где подогрев питательной воды до ts осуществляется на соответствующей поверхности трубной системы. Парогенератор может быть выполнен также без явно выраженной экономайзерной зоны. В этом случае питательная вода подогревается за счет конденсации части генерируемого пара.

Достоинство первого варианта компоновки парогенератора заключается в том, что на экономайзерном участке теплопередача происходит при значительно большем температурном напоре, чем на испарительном участке. Это способствует уменьшению поверхности теплопередачи парогенератора. Но на экономайзерном участке заметно меньше коэффициент теплопередачи, поэтому выигрыш в поверхности теплопередачи парогенератора в целом при наличии явно выраженного экономайзерного участка будет иметь место лишь при выполнении условия

Кэ ×dtэ > Ки ×dtи(10)

Следует также иметь в виду, что наличие явно выраженного экономайзерного участка (особенно если он выполнен в виде отдельной конструкции) существенно усложняет парогенератор и снижает его надежность. Комплексные исследования этого вопроса привели к тому, что в настоящее время в составе отечественных ЯЭУ АЭС применяется парогенератор без явно выраженной экономайзерной зоны. Диаграмма t-q для такого парогенератора имеет вид, показанный на рисунок 7.

Рисунок 7 - Диаграмма t -q парогенератора без явно выраженной экономайзерной зоны

Принятая в отечественной практике горизонтальная схема парогенератора зарекомендовала себя как надежная и перспективная конструкция с большими возможностями ее дальнейшего совершенствования, в том числе и по увеличению ее паропроизводительности.

Если в разрабатываемой ЯЭУ принята аналогичная схема парогенератора, то выбор параметров рабочего тела на выходе из него сводится к выбору величины dtmin, через которую определяются температура и давление свежего пара:

пг = tт2 - dtmin; pпг = ps(tпг)(11)

Обычно величина dtmin лежит в пределах от 8 до 10...15оС. Исследования показывают, что изменение этой величины на 2,5оС вызывает изменение поверхности теплопередачи парогенератора на 15...20%. Более точное значение этого влияния может быть получено в каждом конкретном случае детальными технико-экономическими расчетами.

Детальные технико-экономические исследования показывают, что оптимальное значение рпг лежит в пределах..7,5 МПа. На начальной стадии проектирования целесообразно ориентироваться на прототипные данные. Ниже приведены параметры для некоторых ЯЭУ АЭС:

а) для ЯЭУ с ВВЭР-440

рпг = 4,6 МПа;

dtmаx = tт1 - ts(рпг) = 301 - 258,76 = 42,24оС;

dtmin = tт2 - ts(рпг) = 268 - 258,76 = 9,24оС;

б) для ЯЭУ с ВВЭР-1000

рпг = 6,48 МПа;

dtmаx = 322 - 280,62 = 41,38oС;

dtmin = 289 - 280,62 = 8,38oС;

в) для ЯЭУ с ВВЭР РWR

рпг = 6,8 МПа;

dtmаx = 326 - 283,85 = 42,15оС;

dtmin = 292 - 283,85 = 8,15оС.

В установке АЭС - 2006 генерируют пар парамиетров рпг=7,0 МПа; tпг=287 0С. Тогда для парогенератора dtmаx = 329,7 - 287,0 = 42,7оС; dtmin = 298,6 - 287,0 = 11,6 оС.

По принятым значениям рпг и tпг на диаграмме i-s наносят точку Апг.

Для построения точки Агт необходимо оценить гидравлические сопротивления тракта, по которому пар поступает от парогенератора к сопловому аппарату первой ступени турбины (главный паропровод, регулирующая и запорная арматура, входное устройство турбины). Величина этих сопротивлений Dр зависит от длины, поперечного сечения и конфигурации главного паропровода, от конструктивных особенностей устройств и арматуры, расположенных по тракту движения пара. Анализ реально выполненных установок показывает, что эту величину можно принять в расчет порядка 0,4 МПа. В относительных величинах потеря давления в тракте в целом может быть принята Dр = (0,04...0,09) рпг. В стопорном и регулирующем клапанах потеря давления составляет (0,03...0,05) рпг.

Можно принять, что пар в паровом тракте претерпевает изоэнтальпийное дросселирование. С учетом достаточно качественной теплоизоляции паропровода и его устройств такое допущение не вносит существенных погрешностей.

С учетом принятых значений Dр на диаграмме i-s можно нанести точку Агт.

Для одноконтурных ЯЭУ с кипящей водой выбор начальных параметров пара сводится к выбору температуры и давления пара на выходе из ядерного реактора. Так как в одноконтурной ЯЭУ подвод тепла к рабочему телу осуществляется непосредственно от твэлов активной зоны (в отличие от двухконтурных ЯЭУ, где передача тепла осуществляется через посредника - теплоноситель), то температура и давление рабочего тела при прочих равных условиях могут быть приняты более высокими. Кроме того, имеющаяся в кипящем реакторе некоторая неравномерость тепловыделений по радиусу активной зоны не приводит к неравномерности температурного поля на выходе из активной зоны.

Однако, увеличение давления среды потребует увеличения толщины стенки технологических каналов (имеются ввиду ядерные реакторы канального типа). Увеличение же массы металла в активной зоне ухудшает нейтронно-физические характеристики активной зоны и может потребовать увеличения обогащения ядерного топлива. В этой связи достигнутый положительный эффект повышения термодинамической экономичности установки за счет повышения начальных параметров пара может быть обесценен отрицательным эффектом повышения стоимости загрузки топлива. В результате стоимость выработанного киловатт-часа электроэнергии может даже возрасти.

Кроме того, особенности компоновки активной зоны кипящего реактора обычно таковы, что при повышении давления рабочего тела выше примерно 6 МПа заметно снижается критическая тепловая нагрузка qкр. Это потребует существенного увеличения поверхности теплоотдачи твэлов, что, в свою очередь, приводит к заметному увеличению габаритов активной зоны. Следует также иметь в виду ранее высказанные соображения о трудностях компоновки промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара, которые могут возникнуть при повышении его начального давления.

В результате обстоятельных технико-экономических исследований этого вопроса в настоящее время принято считать, что давление пара в одноконтурной установке нецелесообразно принимать выше 6,5...7 МПа.

Обычно кипящий реактор генерирует сухой насыщенный пар (если не предусмотрен внутриядерный перегрев), поэтому давление пара однозначно определяет и его температуру. По принятым параметрам пара в диаграмме i-s можно нанести положение точки Аяр (соответствует точке Апг двухконтурной ЯЭУ). Построение всех последующих точек рабочего тела выполняется аналогично тому, как это рекомендуется для двухконтурных ЯЭУ.

В качестве примера приведем параметры свежего пара для ЯР РБМК-1000: давление пара 6,9 МПа; температура пара 280,4оС.

теплоноситель ядерный энергетический реактор

8. Выбор давления в главном конденсаторе ргк

Давление пара в главном конденсаторе ргк определяет нижнее давление в цикле теплового двигателя, т.е. давление конца процесса расширения рабочего тела. С точки зрения экономичности цикла это давление целесообразно принимать возможно меньшим. Причем, даже относительно небольшое уменьшение давления оказывает весьма существенное влияние на КПД цикла. Так, например, снижение давления в конденсаторе с 0,004 до 0,003 МПа увеличивает КПД установки примерно на 2%, а увеличение давления с 0,004 до 0,005 МПа снижает экономичность более чем на 1%. В то же время величина давления в главном конденсаторе существенно влияет на параметры всей низкопотенциальной (с точки зрения энергетического уровня) части ЯЭУ: ЦНД, главный конденсатор, система технического водоснабжения. Ее стоимость составляет существенную часть полной стоимости АЭС (до 20...25%), поэтому к выбору давления в главном конденсаторе подходят взвешенно, на основе тщательно выполненного технико-экономического анализа.

Так как конденсирующейся в ГК пар находится на линии насыщения, то его давление однозначно определяется температурой корнденсации. Поэтому для получения низкого давления ргк необходимо обеспечить низкую температуру конденсации.

Зная сложное влияние величины ргк на целый ряд показателей ЯЭУ (экономичность, надежность, массогабаритные показатели, энергозатраты, стоимостные показатели реализации принятогоо значения ргк), ее следует принимать с учетом всех особенностей ЯЭУ. Рассмотрим качественное влияние различных факторов на величину принимаемого в расчет ргк.

Величина принимаемого в расчет давления ргк влияет на основные показатели ЯЭУ следующим образом:

а) снижение ргк ведет к увеличению термического КПД цикла. Правда, при весьма значительном снижении ргк можно достичь критического истечения пара из каналов проточной части турбины, в результате чего дальнейшее снижение давление в главном конденсаторе не приведет к росту мощности турбины и КПД установки. Кстати заметим, что в этом случае температура конденсата продолжает снижаться, в результате чего при неизменной мощности турбины КПД установки также снижается.Но это явление может наступить при столь низких значениях давления (примерно 0,002 МПа и ниже), которые в практике турбостроения не рассматриваются;

б) снижение ргк ведет к росту влажности пара на последних ступенях турбины, что наряду с увеличением эрозии рабочих лопаток турбины приводит к снижению внутреннего КПД турбины и может существенно обесценить увеличение КПД цикла. Для предотвращения отрицательного влияния этого фактора в установке предусматривают промежуточную сепарацию и промежуточный перегрев пара, параметры которых будут рассмотрены ниже;

в) пар в главном конденсаторе находится на линии насыщения (влажный пар - смесь воды и пара на линии насыщения), поэтому снижение давления ргк связано с однозначным снижением температуры конденсации tгк. При фиксированном значении температуры охлаждающей воды снижение температуры конденсации приводит к снижению температурного напора теплопередачи в конденсаторе и может быть компенсировано только соответствующим увеличением поверхности теплопередачи Fгк. Это положение хорошо иллюстрируется уравнением теплопередачи любого теплообменного аппарата, в том числе и главного конденсатора:

Qгк = kгк ×Fгк ×dtгк(12)

Увеличение поверхности теплопередачи Fгк однозначно ведет к увеличению его массогабаритных показателей. Кроме того, снижение ргк ведет к росту удельного объема пара и, следовательно, к росту его объемного расхода, что требует увеличения длины лопаток на последних ступенях турбины. Как следствие этого, растут массогабаритные показатели турбины. Рост объемного расхода пара ведет к увеличению скорости потока пара и, следовательно, к усилению эрозионных процессов на последних ступенях турбины. В связи с этим устанавливаются более жесткие нормы влажности на последних ступенях ЦНД, особенно для быстроходных турбин;

г) как уже отмечалось, снижение давления в главном конденсаторе сопровождается снижением температуры конденсации и, следовательно, снижением температурного напора теплопередачи в конденсаторе ?tгк. Но так как охлаждающая вода в главном конденсаторе нагревается, то средний температурный напор может снизиться до недопустимого уровня (см. рисунок 8), а величина поверхности теплопередачи может увеличиться до неприемлемых значений.

Рисунок 8 - Изменение температурного режима по длине главного конденсатора

Для поддержания среднего температурного напора теплопередачи в приемлемых пределах можно увеличить расход охлаждающей воды (т.е. увеличить кратность циркуляции m - расход воды, отнесенный к расходу конденсирующегося пара, m = Gв/Gп). Благодаря этому можно уменьшить степень нагрева охлаждающей воды и таким образом увеличить средний температурный напор теплопередачи. Однако, увеличение расхода охлаждающей воды требует значительного роста мощности циркуляционных насосов, что приводит к увеличению затрат электроэнергии на собственные нужды и, следовательно, к снижению КПД ЯЭУ нетто. Это особенно актуально для установок, где охлаждающая вода прокачивается через градирни или брызгальные установки (оборотная система водоснабжения). Из-за двухкратной прокачки охлаждающей воды в пределах одного цикла ее использования значительно увеличиваются затраты электроэнергии на обеспечение энергоустановки охлаждающей водой (примерно в 2 раза). Если же принята прямоточная схема трассы охлаждающей воды (через пруд, реку или море), то затраты электроэнергии уменьшаются. Заметим, что для АЭС, возможная авария которой может привести к радиоактивному загрязнению источника технической воды, поэтому прямоточная система охлаждения (река, озеро, море) крайне нежелательна. Hежелательна также и оборотная система технического водоснабжения с прудом-охладителем, так как возможное его радиоактивное загрязнение также ставит весьма трудоемкую задачу по его дезактивации;

д) одним из эффективных направлений снижения затрат на функционирование низкопотенциальной части ПТУ является последовательное включение конденсаторов по охлаждающей воде. При правильно подобранном соотношении параметров установки это может привести либо к увеличению КПД ПТУ на 0,2...0,4%, либо к уменьшению массогабаритных показателей теплообменного оборудования на 8...10%.

Положительный эффект от последовательного включения секций главного конденсатора обусловлен тем, что в первой по потоку охлаждающей воды секции обеспечивается несколько более глубокий вакуум, так как она работает при более низкой температуре охлаждающей воды.

В нашем же случае для упрощения рассмотрения вопроса при последовательном включении секций главного конденсатора по охлаждающей воде в расчет будем принимать среднее значение давления в главном конденсаторе, условно считая, что эти секции конденсатора по полости конденсации пара объединены в общую конструкцию. На результатах расчета это допущение существенно не скажется.

Заметим, что для турбин АЭС, которые работают на насыщенном паре, характерен повышенный расход пара на главный конденсатор. Поэтому для таких ПТУ давление в главном конденсаторе принимается не ниже 0,004 МПа, а для мощных турбин, для которых расход пара на конденсатор больше, может оказаться целесообразным давление 0,0045 МПа и выше.

С учетом взаимосвязи рассмотренных факторов выбор давления в главном конденсаторе следует сопровождать одновременным выбором параметров, непосредственно влияющих на его величину или зависящих от него - тип принятой системы технического водоснабжения, температура охлаждающей воды, зависящая от климатических условий района расположения АЭС, кратность циркуляции в главном конденсаторе и зависящая от него степень нагрева охлаждающей воды. Технико-экономические исследования влияния различных факторов показывают, что давление в главном конденсаторе ргк определяется главным образом стоимостью системы технического водоснабжения.

Комплексные технико-экономические исследования по рассмотренным проблемам для ПТУ мощностью 500...1000 МВт приводят к следующим общим рекомендациям:

а) оптимальная кратность циркуляции находится в диапазоне 40...80 (до 90), чему соответствует нагрев охлаждающей воды порядка..12оС. Дальнейшее увеличение кратности циркуляции нецелесообразно, так как при этом уменьшение давления в конденсаторе будет весьма незначительным;

б) минимальный температурный напор теплопередачи в главном конденсаторе рекомендуется принимать в диапазоне от 3...5 до..10оС. При этом давление в конденсаторе может быть принято в диапазоне 3,5...5 кПа.

Несколько более конкретизированные рекомендации с учетом района расположения АЭС и типа системы технического водоснабжения сводятся к следующему:

а) для средних умеренных широт, где в качестве водоохлаждения для АЭС используется водохранилище, может быть принята в расчет среднегодовая температура охлаждающей воды 13,5...16,5оС. В этом случае давление в главном конденсаторе может быть принято 4,0...5,5 кПа при кратности циркуляции m = 39...44. Если температура охлаждающей воды 15...22оС (более южное расположение АЭС), то кратность циркуляции может быть принята около 50;

б) для более южных районов, где в качестве водоохладителя для АЭС используются градирни, среднегодовая температура охлаждающей воды может быть принята 21,5...23,5оС. В этом случае среднегодовое давление в главном конденсаторе может быть принято ргк = 5,5...7,5 кПа при кратности циркуляции m = 40...4 Если климатические условия позволяют принять в расчет температуру охлаждающей воды ниже 15...22 оС, то при кратности циркуляции порядка 50 в расчет можно принять ргк = 5,5...6 кПа.

При выборе давления в ГК и других важных параметров низкопотенциальной части АЭС следует ориентироваться на результаты комплексного анализа влияния соотношения этих параметров на конечный показатель экономичности установки - стоимость произведенной электроэнергии. При этом следует иметь ввиду, что снижение стоимости электроэнергии не должно достигаться за счет ухудшения безопасности работы АЭС. Последнее комплексное исследование показывает, что целесообразно идти на некоторое повышение давления в ГК за счет снижения кратности циркуляции даже при несколько сниженной расчетной температуре охлаждающей воды. Так например, сочетание параметров, характеризующих регион расположения Ленинградской АЭС мощностью в 1200 МВт (tох = 18 0С) при несколько сниженном расходе охлаждающей воды (до 150 000 м3/ч) приводит к оптимальным параметрам главного конденсатора: поверхность теплопередачи 97 600 м2 (Lтр=14 м, nтр=80 000), давление в конденсаторе 0,057 кГс/см2 (5,5 кПа).

Заметим, что в практике стационарной атомной энергетики встречаются случаи, когда давление в главном конденсаторе принимают существенно отличающимся от общепринятого. Например, на АЭС "Мюльхайм-Керлих" при значительной мощности турбоагрегата (1295 МВт) за счет существенного увеличения давления в конденсаторе удалось ограничиться четырьмя выхлопами ЦHД (два ЦHД в составе турбоагрегата). Это значительно упрощает конструкцию турбоагрегата и уменьшает его стоимость.

Определенный интерес представляют обобщенные данные по рассматриваемым параметрам, принятым в зарубежной практике стационарного турбостроения (таблица 1).

Таблица 1 - Обобщенные параметры ГК зарубежных АЭС

СтранаИсточник охлаждаю-щей водыРасчетная температура охлаждаю-щей воды, ºСРасчетное давление в конденса-торе, кПаКратность охлажде-ния m=GВ/ GПСкорость воды в охлаждаю-щих трубках, м/сМатериал конденсаторных трубокСШАрека10-205,1-8,550-652,1-2,4Нержавеющая сталь, мельхиор, адмиралтейская латуньСШАградирня21-278,5-1545-502,1-2,4То жеЯпониярека, море195,135-40~2Нержавеющая сталь, титанАнглиярека, море133,5-4,545-501,8-2,0ФРГрека9-133,5-4,5~651,8-2,0Алюминиевая латунь, адмирал-тейская латуньФРГградирня208,0-8,5~501,8-2,0То же

Обзор систем технического водоснабжения зарубежных АЭС показывает, что с учетом дефицита водных ресурсов в промышленно развитых районах мира все большее распространение получают оборотные системы водоснабжения. Например, в США системы водоснабжения составляют следующие соотношения:

прямоточная система (река, море) - 31%;

естественные озера - 8%;

прудовые системы - 27%;

системы с градирнями - 34%.

В ФРГ, Англии, Японии АЭС сооружаются в основном с прямоточными системами водоснабжения, но с небольшими удельными площадями поверхности - 7...10 м2/кВт.

В заключение приведем параметры некоторых ЯЭУ отечественных АЭС (см. таблицу 2). Следует иметь в виду, что в силу различных причин (например, проектирование АЭС с учетом унификации оборудования) реальные параметры не всегда находятся в оптимальных диапазонах.

После выбора параметров рабочего тела в главном конденсаторе и параметров охлаждающей воды целесообразно построить диаграмму t-q теплообменивающихся сред, которая наглядно иллюстрирует температурные напоры теплопередачи (см. рисунок 9).

Таблица 2 - Параметры конденсационных установок отечественных АЭС

АЭС, тип ЯР, тип ТАТип водоохлаж-денияРасчетная температура охлаждающей воды, ºСДавление в главном конденсаторе, кГс/см²Кратность циркуляции m=GВ/ GПХАЭС ВВЭР-1000 К-1000-60/3000водохра-нилище20среднее 0,050255,29РАЭС ВВЭР-440 2хК-220-44градирни220,0559,7РАЭС ВВЭР-1000 К-1000-60/3000градирни20среднее 0,0551,5ЗАЭС ВВЭР-1000 К-1000-60/1500-2брызгал. системы, градирни150,039ЮУ АЭС ВВЭР-1000 К-1000-60/1500-1водохра-нилище15I=0,0374 II=0,0383 III=0,045948.8ЮУ АЭС ВВЭР-1000 К-1000-60/3000водохра-нилищеЧАЭС РБМК-1000 К-500-65/3000водохра-нилище120,0450,5Рисунок 9 - Диаграмма t-q главного конденсатора

Значение энтальпии рабочего тела на входе в ГК, равное энтальпии пара на выходе из последней ступени ЦНД, определяется давлением пара в ГК (потерей давления в выхлопном патрубке турбины можно пренебречь) и влажностью пара на выходе из ЦНД. На настоящем этапе расчета, когда еще не определены параметры пара на выходе из турбины, значение ipтвх можно оценить приближенно, приняв сухость пара на выходе из ЦНД по прототипным данным. Тогда ipтвх = х i"+(1-х) i'. Здесь х - сухость пара на выходе из ЦНД (обычно для быстроходных ЦНД х = 0,92…0,93), i" - энтальпия насыщенного пара при давлении в ГК, i' - энтальпия насыщенной воды. Значение энтальпии рабочего тела на выходе из ГК можно принять как энтальпию воды на линии насыщения при давлении в ГК ipтвых = i'. С учетом этого выражение (13) примет вид

оввых = tоввх + (i² - i¢) ×x / (m ×cp) = tоввх + r ×x / (m ×cp)(14)

Для получения приемлемой величины поверхности теплопередачи ГК и, следовательно, приемлемых массогабаритных показателей конденсационной установки целесообразно параметры теплообменивающихся сред подобрать так, чтобы температурный напор на "горячем" конце конденсатора tк - tоввых был в пределах 3...10 oС.

В последующем, при расчете массогабаритных показателей конденсационной установки, может быть построена ее уточненная диаграмма t-q.

. Выбор параметров промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара

Рассматривая циклы ПТУ, мы отмечали, что для повышения КПД цикла целесообразно повысить давление свежего пара и снизить давление в главном конденсаторе до предельно возможных в разумных пределах значений. Для борьбы с неизбежным при этом увеличением влажности пара на последних ступенях турбины предусматривают промежуточную сепарацию и промежуточный перегрев пара. Причем, для ЯЭУ АЭС, работающих на насыщенном паре сравнительно невысоких параметров, можно ограничиться однократной промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом, т.е. проточную часть турбины делить на две части (ЦВД и ЦНД) с однократным выводом пара для сепарации и перегрева. Правда, иногда в турбине выделяют три части (ЦВД, ЦСД и ЦНД - см. К-1000-60/1500-1), но это связано с более рациональной компоновкой ее проточной части (различное количество параллельно включенных цилиндров). Однако обычно и в этом случае ограничиваются однократной промежуточной сепарацией и перегревом.

Для ЯЭУ АЭС, работающей на насыщенном паре сравнительно невысоких параметров, практически все разнообразие возможных схем сводится к одному варианту: однократная промежуточная сепарация в выносном сепараторе с последующим паровым перегревом. В качестве греющей среды используется либо часть потока свежего пара, отбираемого от главного паропровода (одноступенчатый перегрев), либо сочетание двух ступеней перегрева (I ступень - перегрев пара за счет тепловой энергии пара, отбираемого от промежуточной ступени ЦВД, II ступень - перегрев пара за счет тепловой энергии пара, отбираемого от главного паропровода). С термодинамической точки зрения двухступенчатый перегрев предпочтительнее. Правда, одноступенчатый перегрев проще конструктивно и схемно, при этом несколько меньше потеря давления перегреваемого пара, меньше капитальные затраты. Если принята двухступенчатая схема перегрева, то, как показывают исследования, целесообразно так подобрать место отбора пара от турбины, чтобы тепловые нагрузки первой и второй ступеней были примерно равны. Практически можно принять в расчет повышения температур перегреваемого пара в обоих ступенях одинаковыми.

При выборе параметров промежуточной сепарации и промежуточного перегрева следует иметь в виду, что ни сепарация пара, ни его перегрев не приводят непосредственно к увеличению экономичности цикла и КПД установки в целом. Эти меры приводят даже к некоторому снижению КПД. Но они открывают возможность для выбора начальных и конечных параметров цикла такими (максимально возможное давление свежего пара и минимально низкое давление пара в конденсаторе), которые обеспечивают более существенное увеличение КПД. В связи с этим при выборе параметров промежуточной сепарации и перегрева может идти речь лишь о минимизации неизбежных при этом потерь тепловой энергии. Кроме того, необходимо учитывать, что устройства, обеспечивающие сепарацию и перегрев, весьма громоздкие, сложные и дорогостоящие. Так, например, для одной из ПТУ мощностью в 1000 МВт установлено 4 СПП (по количеству ЦНД), каждый из которых представляет собою конструкцию высотой 8 м и диаметром 4 м. Материал теплообменной поверхности - дорогостоящая сталь 08Х14МФ, не склонная к коррозии под напряжением в условиях высоких концентраций хлоридов, неизбежных при доосушке пара перед его перегревом. В связи с этим выбор параметров промежуточной сепарации и перегрева необходимо связывать также с минимизацией стоимостных затрат на указанные устройства. Например, исследования показывают, что минимальная стоимость сепаратора при однократной сепарации пара лежит в диапазоне разделительного давления 0,..0,8 МПа.

Основными параметрами, которые определяют экономичность и стоимость ПТУ при наличии внешнего сепаратора и перегревателя, являются:

а) разделительное давление рразд = рzцвд(см. рисунок 6);

б) температура промежуточного перегрева tпп; если принят двухступенчатый перегрев пара, то рассматривают tпп1 и tпп2.

Выбор значения tпп сводится к выбору температурного напора на "горячей" стороне перегревателя dtппmin, который в значительной степени определяет величину поверхности теплопередачи (рисунок 10);

Рисунок 10 - Диаграмма t-q одноступенчатого пароперегревателя

в) давление греющего пара I ступени перегрева (если принят двухступенчатый перегрев);

г) общая потеря давления в трубопроводах пара, сепараторе, перегревателе (см. рисунок 6):

Dpобщ = pzцвд - рцнд = Dpтр1 + Dpс + Dpпп + Dpтр2(15)

Выбор параметров промежуточной сепарации и промежуточного перегрева - сложная комплексная задача, которая в каждом конкретном случае может быть выполнена на основе детальных технико-экономических исследований. Ниже изложены некоторые общие рекомендации по выбору этих параметров на начальной эскизной стадии проектирования ПТУ. Критерием правильности сочетания выбранных параметров может быть получение предельно допустимых приемлемых значений влажности пара на последних ступенях ЦВД и ЦНД.

От величины разделительного деления рразд непосредственно зависит влажность пара за ЦВД и ЦНД, массогабаритные показатели узла СПП, величина потерь тепла на участке сепарации и перегрева.

Чем выше рразд, тем меньше влажность пара на выходе из ЦВД, но тем больше влажность за ЦНД.

Увеличение давления рразд сложным образом влияет на массогабаритные показатели перегревателя. Увеличение давления ведет к уменьшению количества передаваемого тепла и улучшает коэффициент теплоотдачи от поверхности нагрева к пару, в результате чего увеличивается коэффициент теплопередачи. Оба эти фактора способствуют уменьшению необходимой поверхности теплопередачи и массогабаритных показателей СПП. Правда, при этом несколько снижается температурный напор на входе в перегреватель dtппmax (см. рисунок 10), что снижает уменьшение поверхности теплопередачи.

Технико-экономические исследования показывают, что потери тепла в контуре также сложным образом зависят от значения рразд. Существует оптимальное рраздопт, при котором тепловые потери ПТУ минимальны.

В общем случае можно принять, что величина разделительного давления зависит только от давления свежего пара. Рекомендуется достаточно простая эмпирическая линейная зависимость, которая дает оптимальное с точки зрения экономичности установки значение разделительного давления

pраздопт = 0,12 ×рнач + 0,13, МПа,(16)

где рнач - начальное давление расширения пара в турбине, т.е. давление пара на входе в ЦВД.

Зависимость дает достаточно хорошие результаты при рнач = 4,5...8 МПа и ргк = 3,9 кПа.

Для окончательного решения вопроса необходимо учесть влияние величины разделительного давления не только на экономичность цикла и технико-экономические показатели установки, но и на значения влажности за последними ступенями ЦВД и ЦHД. Принятое здесь значение рразд следует считать как значение первого приближения. После построения процессов расширения пара в турбине в диаграмме i-s эта величина может быть существенно уточнена (о приемлемых значениях влажности см. далее).

Существенное значение имеет величина принятой в расчет температуры перегрева пара tпп. Она заметно влияет на экономичность ЯЭУ: чем выше tпп, тем выше экономичность цикла. Но при фиксированном значении температуры греющей среды принятие большего значения tпп приводит к уменьшению температурного напора теплопередачи, что в свою очередь требует увеличения поверхности теплопередачи. Это увеличивает стоимость СПП. Технико-экономические исследования показывают, что минимальный температурный напор ?tппmin на "горячей" стороне перегревателя (см. рисунок 10) следует принимать в районе 20...25oС.

Важно отметить, что пароперегреватель является паро-паровым теплообменным аппаратом, имеющим низкое значение коэффициента теплоотдачи к перегреваемому пару. Поэтому коэффициент теплопередачи пароперегревателя в целом также низкий. Для ограничения величины поверхности теплопередачи обычно принимают высокий температурный напор. По причинам того же характера в греющей полости пароперегревателя не рекомендуется предусматривать охладитель дренажа. Для ПТУ с турбинами К-220-44, К-500-65/3000 и К-750-65/3000 значение dtппmin составляет 13,9; 14,5 и 16,5oС соответственно. Несколько сниженное значение dtппmin по сравнению с оптимальным обеспечивает более высокую экономичность ПТУ, но стоимостные показатели этих установок (в том числе конечный показатель - стоимость 1 кВт×ч электроэнергии) несколько завышены. Для ПТУ с турбинами К-1000-60/3000 и К-1000-60/1500 dtппmin = 24,3oС, что соответствует оптимальному значению.

Если пароперегреватель принят двухступенчатым, где его первая ступень обогревается паром, отбираемым из соответствующей ступени ЦВД, то можно рекомендовать повышение температуры перегреваемого пара делить примерно поровну между первой и второй ступенями. При этом значение dtппmin каждой ступени целесообразно также принимать в пределах 20…25 оС. Диаграмма t-q такого пароперегревателя показана на рисунке 11.

Рисунок 11 - Диаграмма t-q двухступенчатого пароперегревателя

Потери давления в паровом тракте между ЦВД и ЦНД Dр однозначно приводят к потерям энергии, и поэтому должны быть приняты в расчет минимальными. Однако потери давления неизбежны. Их занижение может потребовать неприемлемо больших проходных сечений парового тракта и существенно увеличит стоимостные показатели энергоустановки. В справочной литературе величина Dр оценивается примерно в 4% от давления среды. Если перегрев двухступенчатый, то эта величина может быть принята несколько большей - 6%. Иногда встречаются и более высокие оценки Dр = 9...11%.

Приведем сведения по рассматриваемым параметрам для реально выполненных отечественных ЯЭУ АЭС (таблица 3).

Таблица 3 - Параметры узла СПП

Тип ПТУКол-во ступе-ней пере- греваНачаль-ное давле-ние пара, МПаДавление в главном конденса- торе, МПаРаздели-тельное давление, МПаТемпера- тура перегре- того пара, ºСПотеря давле-ния в СПП, %рНАЧАЭС с ВВЭРК-220-4424,30,00520,32417К-1000-60/1500-125,880,00391,17250К-1000-60/1500-225,880,00391,2032507,07К-1000-60/300015,880,00510,582505,66АЭС с РБМКК-500-65/300026,460,00420,33265,414,08К-750-65/300016,370,00440,492635,47

Как следует из таблицы 3 параметры промежуточной сепарации и промежуточного перегрева в реальных установках не в полной мере соответствуют оптимальным значениям. Причины этого различны, в том числе и те, что некоторые параметры выбирались в интересах унификации оборудования. Например, для турбин К-220-44 и К-500-65/3000 ЦНД не разрабатывались специально, а были заимствованы из турбин сверхкритических параметров обычных ТЭС. Некоторая потеря экономичности ПТУ позволила решить задачу быстрого ввода в строй АЭС.

И второе важное замечание. Для быстроходных турбоагрегатов принят одноступенчатый перегрев пара. При этом конструктивно СПП более простой, менее дорогостоящий. Однако, проработки более современного и более совершенного быстроходного турбоагрегата в составе установки АЭС - 2006 привела конструкторов к замене одноступенчатого перегрева пара на двухступенчатый, что несколько увеличивает КПД установки.

Для окончательного решения вопроса о правильности принятого сочетания параметров как промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара, так и параметров рабочего тела в цикле в целом следует в диаграмме i-s построить процессы расширения пара в ЦВД и ЦНД и оценить полученные при этом значения влажности пара на последних ступенях турбины. Предельная влажность на последней ступени ЦВД может быть принята несколько больше, чем на последней ступени ЦНД, где удельный объем пара и скорость пара весьма велики. Hа последней ступени ЦВД влажность пара может достигать 14...15% (до 16%), на последней ступени ЦНД она ограничивается величиной 7…8% (до 9...10%). Правда, известны тихоходные турбины, где влажность на последней ступени ЦНД достигает 13%, например, в турбине К-1000-60/1500-2. Это объясняется несколько меньшими окружными скоростями в тихоходной турбине.

Если построение процессов расширения пара не приводит к приемлемым значениям влажности пара на последних ступенях цилиндров турбины, то необходимо внести соответствующую коррекцию в выбранное значение разделительного давления. Здесь уместно заметить, что принятие в разрабатываемой установки двухступенчатого перегрева с целью некоторого увеличения экономичности установки (ее КПД) неизбежно приводит при прочих равных условиях к некоторому увеличению массогабритных показателей СПП. Действительно, принятие двухступенчатого перегрева пара приводит к уменьшению среднего для СПП в целом температурного напора (сравни диаграммы t - q, показанные на рисунках 10 и 611). Поэтому при двухступенчатом перегреве потребуется увеличение поверхности теплопередачи и, следовательно, увеличение массогабаритных показателей СПП. Отсюда увеличение стоимостных показателей - в конечном счете, стоимости киловатт·часа выработанной электроэнергии. Для ограничения этого показателя можно рекомендовать некоторое увеличение в разумных пределах разделительного давления, так как при этом уменьшается тепловая нагрузка на пароперегреватель (см. рисунок 6), что в свою очередь способствует уменьшению поверхности теплопередачи. Правда, при этом следует иметь ввиду, что увеличение разделительного давление увеличивает влажность пра на выходе из ЦНД. Поэтому пользоваться этим способом следует осторожно, особенно если в расчет принята быстроходная турбина.

Для построения процессов расширения пара в проточной части турбины необходимо оценить внутренний КПД проточной части hi. Строго говоря, внутренний КПД для каждой ступени турбины - величина индивидуальная. Обычно значение hi несколько снижается вдоль проточной части турбины. Однако для оценочных расчетов на эскизной стадии проектирования ЯЭУ в целом в расчет можно принять среднее значение внутреннего КПД отдельно для ЦВД и ЦНД.

Для качественно выполненных проточных частей современных турбин большой мощности при Ne > 100 МВт эффективный КПД турбин может достигать hе= 0,83...0,86 при механическом КПД hмех = 0,990...0,995.

Можно воспользоваться обобщенными данными КПД современных турбин, приведенными на графике (рисунок 12). Из характера кривых, показанных на рисунке, следует, что при значениях мощности больше 10...15 МВт увеличение мощности турбины не сопровождается ростом ее экономичности.

Рисунок 12 - Номинальные КПД турбины:

а) - эффективный КПД; б) - механический КПД

Заметим, что существуют различные эмпирические зависимости, по которым также можно оценить значение внутреннего КПД турбины.

Значения внутреннего КПД проточной части турбины и допустимые значения влажности на последней ступени турбины можно также принять, ориентируясь на прототипные данные некоторых турбин отечественных АЭС (таблицы 4 и 5).

Таблица 4 - Параметры ЦВД отечественных ТА

Тип ПТУКол-во ступеней ЦВДАдиабатич. теплоперепад ЦВД На, кДж/кгВнутренний теплоперепад ЦВД Нi, кДж/кг?iСР = Нi/ НаCухость за посл. ступенью ЦВД, хАЭС с ВВЭРК-220-4464683680,7860,869К-1000-60/1500*)72882280,7920,881К-1000-60/300054283520,8220,850АЭС с РБМКК-500-65/300055083720,7320,849К-750-65/30004843840,7930,840*) ЦВД турбин К-1000-60/1500-1 и К-1000-60/1500-2 унифицированы.

Таблица 5 - Параметры ЦНД отечественных ТА

Тип ПТУКол-во ступеней ЦНДАдиабатич. теплоперепад ЦНД На, кДж/кгВнутренний теплоперепад ЦНД Нi, кДж/кг?iСР = Нi/ НаCухость за посл. ступенью ЦНД, хАЭС с ВВЭРК-220-4456625740,8670,929К-1000-60/1500-19*)К-1000-60/1500-278726920,7940,870К-1000-60/300057645960,7800,920АЭС с РБМКК-500-65/300057046080,8640,930К-750-65/30007326040,8250,930*) Вместе с ЦСД (4 ст.ЦСД и 5 ст.ЦНД).

10. Выбор параметров пара турбопривода питательного насоса

Если привод питательного насоса паротурбинный, то необходимо определить параметры пара на входе и выходе из турбины с тем, чтобы можно было оценить расход пара на турбину и включить его в материальные и тепловые балансы, которые составляют при расчете параметров рабочего контура.

Питание паром турбопривода питательного насоса (ПH) может быть организовано различным образом. Это может быть подача свежего пара или подача пара из одного из отборов пара. Hа отечественных АЭС, на которых предусмотрены турбоприводы ПH, пар к турбине подается от паропровода после СПП, т.е. к турбоприводу подается перегретый пар. Тогда точка начала расширения пара в турбоприводе Атпн (см. рисунок 6) лежит на изоэнтальпе справа от точки выхода пара из перегревателя Апп. С учетом сравнительно большой протяженности паропровода от перегревателя до турбопривода суммарные гидравлические сопротивления можно оценить Dр = 8...10%.

Отработавший пар турбопривода ПН может направляться на конденсатор (собственный конденсатор или конденсатор главной турбины). Тогда говорят о турбине конденсационного типа. Организация сброса пара после турбопривода ПН на главный конденсатор позволяет упростить схему компоновки всего узла ТПН и, следовательно, увеличить его безотказность

Возможны схемы, когда турбина работает с противодавлением. Тогда отработавший пар может направляться, например, в одни из регенеративных подогревателей или на некоторую нижерасположенную ступень турбины. Последние варианты заметно усложняют общую схему рабочего контура. Hа отечественных АЭС с турбопитательными насосами применяются конденсационные турбины с автономными конденсационными установками.

Давление пара в конденсаторе турбопривода ПН рктпн можно принять того же порядка, что и в главном конденсаторе ргк. В этом случае конденсат из конденсатосборника турбопривода ПН подается в конденсатосборник главного конденсатора собственным конденсатным насосом. Такая схема, например, принята в ПТУ с главной турбиной К-1000-60/3000 и К-1000-60/1500-2. При этом ргкср = 0,05 кГс/см2, рктпн = 0,054 кГс/см2. Возможно и иное решение. Например, в ПТУ с главной турбиной К-1000-60/1500-1 давление в конденсаторе турбопривода ПН принято несколько большим среднего давления в главном конденсаторе - рктпн = 0,06 кГс/см2, при ргкср = (0,0374 + 0,0383 + + 0,0459)/3 = 0,04 кГс/см2.

В этом случае оказалось возможным осуществить безнасосный слив воды из конденсатора турбопривода ПН в главный конденсатор, что упрощает установку и увеличивает ее надежность.

Потерей давления в выхлопном патрубке турбопривода ПН можно пренебречь.

Для построения процесса расширения пара в турбине необходимо оценить ее внутренний КПД hiтпн. В реальной ЯЭУ мощностью 1000 МВт принят турбопривод ТПН К-12-10П, для которого hiтпн составляет 0,79. Для получения столь высокой экономичности турбопривода он выполнен с достаточно развитой проточной частью - количество ступеней равно 10 (турбина ОК-12А - конденсационная одноцилиндровая турбина активного типа с полным подводом пара с 10 ступенями давления). С учетом того, что начальная точка расширения пара сдвинута в диаграмме i-s несколько вправо по отношению к точке начала расширения пара в ЦНД главной турбины (см. рисунок 6), можно ожидать, что влажность пара за последней ступенью турбопривода ПН не будет выступать ограничительным фактором. Так, например, в реальной установке К-12-10П сухость пара за последней ступенью составляет около 0,94...0,95.

Список литературы

1. Атомные станции. Аппаратура, приборы, средства системного контроля и управления. Общие технические требования; Технорматив - Москва, 2014. - 12 c.

. Григорьев В.А. Тепловые и атомные электрические станции; Книга по Требованию - Москва, 2014. - 13 c.

. Седнин А. В., Карницкий Н. Б., Богданович М. Л. Атомные электрические станции. Курсовое проектирование; Вышэйшая школа - Москва, 2014. - 8 c.

. Тевлин С. А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000; МЭИ - Москва, 2014. - 10 c.

. Ямской Николай Московские бульвары. Начало прогулки. От станции "Любовь" до станции "Разлука"; Центрполиграф - Москва, 2014. - 13 c

.Маргулова Т. X., Кабанов Л. П., Плютинский В. И., Байбаков В. Д. Атомная энергетика сегодня и завтра. - М.: Высшая школа, 2009, 166 с.

. Маргулова Т. X. Некоторые основополагающие концепции проектирования атомных электростанций с водным теплоносителем. - М.: Труды МЭИ № 660, 2003

.Atomwirtschaft-Atomtechnik, № 1-12, 1992 и № 1-6, 2003.

. Воронин Л. М. Особенности проектирования и сооружения АЭС. - М.: Атомиздат, 2010.

Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. - М.: Атомиздат, 2011.

Контрольная работа Выбор номинальных параметров теплоносителя и рабочего тела Содержание 1. Выб

Больше работ по теме: