Федеральное агентство по атомной энергии

Концерн «Росэнергоатом»

Ленинградская АС

Учебно-тренировочный центр лас

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

_____________О.Г.Черников

_____________

Программа подготовки ВИУТ, ВИУБ, НСТЦ, НСБ

СИСТЕМА ПРОМЕЖУТОЧНОЙ СЕПАРАЦИИ И ПЕРЕГРЕВА ПАРА ТУРБОУСТАНОВКИ К-500-65/3000 (1-ая очередь)

Пособие обучаемого

Согласовано Зам. главного инженера по подготовке персонала ________________В.М.Слонимский

Разработано Инструктор СмУТЦ ________________ Ш.Н. Хуснуллин Инструкторы УТЦ ЛАС ________________А.Н.Зинченко ________________В.А.Тарасов ________________С.Л.Колпащиков

г. Сосновый Бор

2005

СОДЕРЖАНИЕ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ 3

ЗАНЯТИЕ 1 .Теоретическое обоснование применения промежуточной сепарации и перегрева пара на турбоустановках АЭС. 4

ЗАНЯТИЕ 3. Конструкция СПП, СС,1КС,2КС, ПС, ОДС. 19

ЗАНЯТИЕ 4. Эксплуатация системы промежуточного перегрева пара в различных режимах. 28

Обозначения и сокращения

Сокращение	Расшифровка
АЭС	атомная электрическая станция
БТС	бойлер теплосети
РУ	реакторная установка
ГПП	главные паропроводы
ВИУТ	ведущий инженер управления турбинами
Д-7ата	деаэратор 7ата
КГП	конденсат греющего пара
КПД	коэффициент полезного действия
ПП-1	пароперегревательная ступень -1
ПП-2	пароперегревательная ступень -2
1КС	конденсатосборник первой ступени
2КС	конденсатосборник второй ступени
МОТО-Д	машинист-обходчик деаэраторной установки
МПТ	машинист паровых турбин
НСБ	начальник смены блока
НСТЦ	начальник смены турбинного цеха
БС	барабан-сепараторы
ОДС	охладитель дренажей сепараторов
ПС	пленочный сепаратор
ПК	предохранительный клапан
ПНД	подогреватель низкого давления
ТГ	турбогенератор
РБ-9	расширительный бак
РБМК	реактор большой мощности канальный
РК	регулирующие клапана
СЗ	стопорные заслонки
СК	стопорные клапана
СМТО	старший машинист турбинного отделения
СРК	стопорно-регулирующие клапана
СПП	сепаратор-пароперегреватель
ЦВД	цилиндр высокого давления
ЦНД	цилиндр низкого давления

Занятие 1 .Теоретическое обоснование применения промежуточной сепарации и перегрева пара на турбоустановках аэс.

Конечная учебная цель:

1. Обосновать необходимость применения промежуточной сепарации и перегрева пара на турбоустановках АЭС, работающих на влажном паре.

2. Объяснить значение системы промежуточной сепарации и перегрева пара в обеспечении надежности работы турбин.

Промежуточные учебные цели:

1. Объяснить необходимость применения промежуточной сепарации и перегрева пара на турбоустановках АЭС, работающих на влажном паре.

2. Объяснить влияние влажности пара на внутренний относительный КПД турбины.

3. Сравнить КПД цикла с промежуточной сепарацией и перегревом пара с КПД цикла без промежуточных сепарации и перегрева пара.

4. Нарисовать реальный процесс сепарации и перегрева пара в i,s -диаграмме на номинальном уровне мощности ТГ. Указать на нем участки сепарации и перегрева пара.

5. Нарисовать реальный процесс сепарации и перегрева пара в i,s -диаграмме на уровне мощности ТГ менее 300 МВт с подключенной и отключенной ступенью ПП-2.

6. Оценить целесообразность применения перегрева пара (с точки зрения КПД АЭС) в ПП-2 при нагрузках ТГ менее 300 МВт.

7. Оценить, насколько применение промежуточной сепарации и двухступенчатого перегрева пара повышает тепловую экономичность турбины мощностью 500 МВт.

8. Написать и пояснить упрощенную формулу расчета мощности ТГ и изменение ее составляющих при включенной и отключенной ступени ПП-2.

9. Пояснить, что является условиями эффективной работы жалюзийных сепараторов.

Для реактора РБМК теплоносителем является вода. Стенки технологических каналов выполнены из циркониевого сплава и находятся под полным давлением теплоносителя. Давление теплоносителя в реакторах РБМК принимается равным 7 МПа, что соответствует температуре воды 285°С. С учетом потерь в ГПП начальные параметры пара перед турбиной составляют 6,5 МПа и 280°С.

В процессе расширения насыщенного пара в проточной части турбины без применения сепарации и промежуточного перегрева его влажность увеличивается и достигает значений, недопустимых по условиям эрозионного износа ступеней проточной части ЦНД.

Для простоты рассмотрим идеальный цикл для АЭС с водным теплоносителем (рисунок 1), включающий в себя промежуточную сепарацию. Пар, достигший предельно допустимых значений влажности, после ЦВД турбины отводится в специальный сепаратор и осушается в нем (линия гд) при постоянном давлении (температуре). При этом полезная работа возрастает на величину площади г'гдд'.

В результате сепарации влаги можно осуществить еще и промежуточный перегрев пара за счет конденсации части пара начальных параметров. Это позволяет при последующем расширении пара в ЦНД обеспечить в его последних ступенях допустимую влажность пара. Перегрев производится в поверхностном теплообменнике, в связи с чем конечная температура промежуточного перегрева будет меньше начальной температуры греющего (острого) пара на значение температурного напора ∆t.

Рис. 1 – Идеальный цикл для АЭС с водным теплоносителем.

Из рисунка 1 видно, что промежуточная сепарация пара увеличивает полезную работу на величину площади г'гдд', но одновременно увеличивается (и более значительно) отвод теплоты в холодном источнике (площадь г''г'д'д''). Аналогично влияние и промежуточного перегрева, так как площадь д'дее', отвечающая росту полезной работы, меньше площади д''д'е'е'', соответствующей увеличению отвода теплоты в холодном источнике. Таким образом, КПД цикла с промежуточной сепарацией и перегревом пара оказывается меньшим, чем для цикла без промежуточных сепарации и перегрева пара.

Так почему же тогда применяется промежуточная сепарация и перегрев пара?

Мы знаем, что чем ниже давление в конденсаторе (холодном источнике), тем больше теплоперепад, а значит и КПД цикла. Давление (а значит и температура) в конденсаторе определяется температурой охлаждающей среды и составляет величину порядка 4 КПа, но мы уже ранее упоминали, что без промежуточной сепарации и перегрева пара достижение таких конечных параметров при приемлемой влажности пара невозможно. Поэтому такое прямое сопоставление неправильно. Цикл с сепарацией и промежуточным перегревом надо сопоставлять с циклом при их отсутствии при допустимых конечных влажностях пара. Тогда цикл без сепарации будет иметь давление в холодном источнике существенно выше, чем 4 КПа. Полезная работа при этом будет равна площади б'бвг, отвод в холодном источнике – площади б''б'гг'', а КПД такого цикла будет отвечать отношению площадей б'бвг и б''б'бвг'', то есть будет существенно ниже, чем при промежуточной сепарации и перегреве пара.

Следует также иметь ввиду, что влажность пара вызывает снижение внутреннего относительного КПД турбины, поэтому промежуточный перегрев его повышает. В связи с этим при введении промежуточного перегрева КПД турбинной установки может не только уменьшиться, но и сохраниться тем же или даже увеличиться.

Кроме того, введение промежуточного перегрева, способствуя уменьшению конечной влажности, позволяет увеличить ресурс работы лопаточного аппарата ТГ. (Примечание: Стоимость одной лопатки последней ступени ЦНД на 2005г. более 4000 у.е.)

В связи с этим промежуточные сепарация и перегрев пара признаны обязательными для АЭС с водным теплоносителем.

Реальный процесс расширения пара в ТГ в i,s-диаграмме.

Если на рисунке 1 мы рассматривали идеальный процесс в Т,s – диаграмме, то на рисунке 2 представлен реальный процесс в i,s – диаграмме. Обратите внимание на участки сепарации и перегрева пара.

Рис. 2 – Реальный процесс в ТГ на насыщенном паре с промежуточными сепарацией и перегревом пара в ПП-1 и ПП-2.

A-В - реальный процесс расширения пара в ЦВД.

В-С - процесс сепарации пара в пленочном и жалюзийном сепараторах.

C-D - процесс подогрева пара в первой ступени промперегрева (подводится тепло пара первого отбора ТГ в количестве Q1).

D-I - процесс подогрева пара во второй ступени промперегрева (подводится тепло острого пара в количестве Q2).

I-F - реальный процесс расширения пара в ЦНД (влажность пара при номинальном вакууме около 7%).

Рассмотрим влияние промежуточного перегрева пара на КПД ТГ и энергоблока.

Мощность ТГ можно рассчитать по формуле(1):

Nтг = Gо • (Iо-Icпп) • КПДцвд + (Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп*-Iкнд) • КПДцнд (1).

Где:

-Gо• (Iо-Icпп) • КПДцвд - мощность ЦВД (составляет ~50% мощности ТГ!);

-(Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп*-Iкнд) • КПДцнд - мощность 4-х ЦНД;

-Gо - расход пара после СРК;

-Iо (точка А) - энтальпия пара после СРК;

-Icпп (точка В) - энтальпия пара после ЦВД;

-КПДцвд - коэффициент полезного действия ЦВД;

-Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gсеп - расходы пара из ЦВД соответственно в 1-й, 2-й, 3-й, 4-й отборы и расход отсепарированного пара в пленочном и жалюзийном сепараторе;

-Iспп* (точка I) - энтальпия пара перед ЦНД с учетом ее увеличения за счет сепарации влаги и подогрева (подвода тепла первого отбора и острого пара) в ПП-1 и ПП-2;

-Iкнд (точка F) - энтальпия конденсируемого пара в КНД;

КПДцнд - коэффициент полезного действия ЦНД.

Очевидно, что использование промежуточного перегрева пара увеличивает срабатываемый перепад энтальпий на ЦНД, за счет увеличения энтальпии на входе в ЦНД (Iспп*), а также увеличивает внутренний КПД цнд за счет снижения влажности пара в ЦНД.

Рассмотрим вариант работы ТГ на номинальной мощности с отключенным ПП-2 без изменения расхода пара на ТГ (нет изменения положения РК) (Рис.3)

Рис. 3 – Реальный процесс в ТГ на насыщенном паре с промежуточными сепарацией и перегревом пара в ПП-1 (ПП-2 отключена).

Мощность ТГ можно рассчитать по формуле(2) :

N*тг=Gо•(Iо-Icпп)•КПДцвд+(Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп)• (Iспп**-Iкнд*)• КПД*цнд (2).

Где

-Iспп**(точка D) – энтальпия пара после ПП-1;

-Iкнд*(точка F*) - сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-D-F*- процесс расширения пара в ЦНД с отключенной ПП-2 (зеленая линия).

Примечание: отключение ПП-2 в некоторой степени увеличивает подогрев пара в ПП-1 за счет увеличения температурного напора.

Очевидно, что мощность ТГ снизится из-за снижения срабатываемого перепада энтальпий (Iспп**-Iкнд*) на ЦНД и снижения внутреннего КПД цнд за счет увеличения влажности, а также увеличится эрозионный износ лопаточного аппарата ЦНД и ресурс его работы.

Рассмотрим вариант работы ТГ с отключенным ПП-2 и возможностью подачи «острого» пара из БС (ГПП) потребляемого на подогрев в ПП-2 на ТГ (есть запас по положению РК, т.е. есть возможность увеличения расхода пара на ТГ) (Рис.4)

примечание: Рис. 4 идентичен Рис.3

Мощность ТГ с отключенным ПП-2 и возможностью подачи «острого» пара из БС (ГПП) потребляемого на подогрев в ПП-2 на ТГ можно рассчитать по формуле (3) :

N**(тг)=(Gо+Gпп-2 ) • (Iо-Icпп) • КПДцвд +(Gо+Gпп-2 -Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп**-I*кнд) • КПД*цнд (3)

Где:

-Gпп-2 - расход «острого» пара из БС(ГПП) на подогрев в ПП-2 (составляет ~160 т/час);

примечание: для энергоблока РБМК-1000 с ТГ К-500/65/3000 расход «острого» пара на 1МВт(эл) составляет ~5 т/час;

-Iспп**(точка D) – энтальпия пара после ПП-1;

-Iкнд*(точка F*) - сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-D-F* - процесс расширения пара в ЦНД с отключенной ПП-2 (зеленая линия);

-Iспп** - сниженное значение энтальпии за СПП с учетом отсутствия подогрева в ПП-2;

-I*кнд - сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-КПД*цнд - коэффициент полезного действия с учетом увеличения потерь из-за увеличения влажности пара ЦНД.

Отключение ПП-2 снижает срабатываемый перепад энтальпий на ЦНД, за счет снижения энтальпии на входе в ЦНД (Iспп**), а также снижает внутренний механический КПД цнд за счет увеличения влажности пара в ЦНД.

Однако увеличение общего расхода пара в ТГ на величину Gпп-2 в обоих слагаемых приводит к увеличению мощности ТГ без изменения мощности РУ.

Обращаем внимание на то , что в первом слагаемом (мощность ЦВД) не изменяются все остальные величины, кроме расхода пара, а вклад мощности ЦВД в общую мощность ТГ~50%. Т.е. в данном случае отключение ПП-2 увеличивает КПД энергоблока, но не следует забывать, что за счет увеличения влажности, недопустимо увеличится эрозионный износ лопаточного аппарата ЦНД и ресурс его работы.

Проведем анализ изменения составляющих в формулах (1),(2)и(3) для работы ТГ на пониженном уровне мощности:

Для примера рассмотрим в i,s- диаграмме работу ТГ на мощности ~300 ÷ 350 МВт(э) с подключенной и отключенной ступенью ПП-2 (рис. 5 и 6).

Рассмотрим на i,s-диаграмме работу ТГ на пониженной мощности с подключенной второй ступенью промперегрева (синяя линия) ( Рис.5)

А-А*- процесс дросселирования на РК (при постоянной энтальпии);

А*-В*- процесс расширения пара в ЦВД;

В*-С*- процесс сепарации пара;

С*-D*- процесс подогрева пара в ПП-1;

D*-I*- процесс подогрева пара в ПП-2;

I*-F*- процесс расширения пара в ЦНД.

Обратим внимание на тот факт, что влажность пара на выходе из ЦНД значительно ниже предельно допустимой величины определенной заводом-изготовителем для длительной работы ТГ с номинальной нагрузкой, т.е. значительно повышается ресурс работы последних ступеней ЦНД. Примечание: На подогрев пара в ПП-2 расходуется ~160 т/ч «острого» пара и с точки зрения повышения КПД АЭС в целом использование ПП-2 в режимах работы ТГ на мощностях ниже 300 МВт нецелесообразно.

Рассмотрим на i,s- диаграмме работу ТГ на пониженной мощности с отключенной второй ступенью промперегрева (синяя линия) ( Рис.6)

А-А*- процесс дросселирования на РК (при постоянной энтальпии);

А*-В*- процесс расширения пара в ЦВД;

В*-С*- процесс сепарации пара;

С*-D*- процесс подогрева пара в ПП-1;

D*-F**- процесс расширения пара в ЦНД.

Обратим внимание на тот факт, что влажность пара на выходе из ЦНД ниже предельно допустимой величины определенной заводом - изготовителем для длительной работы ТГ с номинальной нагрузкой. Примечание: На подогрев пара в ПП-2 расходуется ~100÷160 т\ч «острого» пара. Т.о. увеличивается КПД АЭС без ущерба по ресурсу работы проточной части ТГ.