Зорин В.М. Атомные электростанции

лоты пара и ее производных. Упрощение формулы до одного первого слагаемого приводит к искажению оптимального распределения подогрева воды между регенеративными подогревателями.

2.Энергетический баланс ПТУ, положенный в основу вывода формулы (15.6), делает необходимым использование параметров пара в отборах турбины при распределении подогрева воды в системе регенерации. Но распределение подогрева как раз и нужно для того, чтобы определить параметры пара в отборах. Отсюда и значительные трудности в применении этой формулы.

3.С помощью формулы (15.6) возможен анализ влияния различных факторов на оптимальное распределение подогрева воды в системе регенерации, и в этом ее существенное преимущество по сравнению с другими способами распределения подогрева.

Первоначальное распределение подогрева воды нужно для того, чтобы по энтальпиям или температурам воды на выходе из подогревателей определить давления, а затем и другие параметры пара в отборах турбины, необходимые для ее расчета. Нередко для этого рекомендуют равномерное распределение подогрева, упрощая формулу (15.6) до одного слагаемого:

h ′ – hвх

Предпочтительным способом может показаться распределение подогрева воды в системе регенерации по геометрической прогрессии абсолютных температур конденсации пара, отводимого от отборов турбины, в регенеративных подогревателях. Это способ, предложенный в [19] (см. также приложение, П.2), отличается основополагающим принципом — максимально возможным уменьшением энтропии греющего пара в регенеративных подогревателях. Основное уравнение, полученное для системы регенерации, состоящей из подогревателей без пароохладителей и охладителей дренажа с одинаковыми минимальными значениями температурных напоров δt, записывается в виде

где T , i = 1, 2, …, n — абсолютная температура конденсации грею-

i

щего пара в подогревателе с номером i; T — абсолютная темпера-

0К

тура эквивалентного цикла Карно, которая, как указано в [19], несколько ниже среднеинтегральной температуры подвода теплоты в цикле в результате внутренней необратимости (наличия разности температур) процесса теплообмена в подогревателях.

241

Таблица 15.3

Сравнение подогревов воды в системе регенерации ПТУ, рассчитанных по формулам (15.6) и (15.9)

15.3. Конечная температура подогрева питательной воды

Критерий максимума тепловой экономичности позволяет проводить аналитические исследования и устанавливать важные закономерности, присущие системе регенерации. В практике проектирования ПТУ оптимальная по тепловой экономичности температура питательной воды интереса не представляет. Нужна температура питательной воды, оптимальная по общей экономичности, рассчитанная с учетом стоимости устанавливаемого оборудования. Ее значение может быть только результатом технико-экономической оптимизации. При разработке первых вариантов тепловой схемы обычно используют несложную процедуру, которая заключается в следующем.

Максимально возможный (предельный) подогрев питательной

воды есть разность температур t ′ (температура насыщения при давле-

0

нии пара, подводимого к турбине) и t вх (температура воды на входе

p

в систему регенерации, отличающаяся от температуры в конденсаторе

турбины t ′ на значение подогрева в оборудовании конденсационной

к

установки). Подогрев воды, при котором тепловая экономичность ПТУ максимальна, меньше предельного и определяется термодинамически оптимальным значением степени регенерации:

pt ′ – tвх

0 p

243

Характерные графики изменения тепловой экономичности ПТУ в

зависимости от степени регенерации приведены на рис. 15.8.

Уменьшение оптимальной по общей экономичности температуры

питательной воды t по сравнению с термодинамически оптималь-

п.в

ной может быть объяснено следующим образом.

При увеличении t и приближении ее значения к термодинами-

п.в

ческому оптимуму (см. рис. 15.8) рост КПД ПТУ замедляется, т.е. замедляется уменьшение расхода теплоты (и топлива), необходимого для выработки единицы электроэнергии. Зависимость стоимости устанавливаемого оборудования от температуры питательной воды достаточно сложная. Рассмотрим этот фактор подробнее.

КПД ПТУ и электростанции в целом. Это означает, во-первых, уменьшение удельной тепловой мощности ППУ, снижение расхода топлива на выработку единицы электрической мощности. Во-вторых, это означает уменьшение удельной мощности, отводимой в конденсаторах турбин, в чем сравнительно легко можно убедиться, составив энергетический баланс ПТУ. При неизменном конечном давлении снижается и удельный расход пара в конденсаторы. В то же время расходы пара из отборов турбины в систему регенерации должны увеличиться, так как увеличивается подогрев

воды в ней. В целом повышение t приводит к росту удельного рас-

п.в

хода пара на турбину, и темп этого роста несколько возрастает по

мере приближения t к tопт : темп уменьшения расхода пара в кон-

денсатор замедляется, а темп увеличения расходов пара в систему регенерации сохраняется на прежнем уровне.

Повышение удельного расхода пара на турбину означает рост паропроизводительности ППУ, если неизменной остается электрическая мощность энергоблока. При этом тепловая мощность ППУ

245

снижается за счет уменьшения подогрева воды до температуры

насыщения от большего значения t . Рост паропроизводительности

п.в

приводит к повышению стоимости парогенераторов (как правило), паропроводов (в связи с увеличением их диаметра), питательных насосов, деаэраторов. Вместе с тем уменьшается расход топлива из-за повышения тепловой экономичности.

Одно и то же значение t может быть достигнуто при различном

п.в

числе регенеративных подогревателей; причем с ростом их числа увеличивается тепловая экономичность блока, несколько уменьшается удельный расход пара на турбину, т.е. снижается стоимость оборудования, названного ранее, но увеличивается стоимость системы регенерации.

Атомные электростанции характеризуются сравнительно малой топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии, как правило, существенно меньшей, чем у ТЭС, работающих на органическом топливе. Этот фактор должен бы обусловить меньшее значение температуры питательной воды, оптимальной по общей экономичности, как он обусловливает работу ядерного энергоблока в базовом режиме при возможно большем числе часов использования установленной мощности в году. Однако на АЭС значительна стоимость установленного оборудования паропроизводительной установки: реактора, первого контура для двухконтурной АЭС, первого и промежуточного контуров для трехконтурной АЭС.

Несколько уменьшить эту составляющую капиталовложений в АЭС может повышение ее тепловой экономичности, когда при той же электрической мощности снижается тепловая мощность, передаваемая рабочему телу в ППУ. Этот фактор требует повышения температуры питательной воды при возможно большем числе ступеней регенерации теплоты. В то же время требования надежности и удобства эксплуатации приводят к тому, что число регенеративных подогревателей на АЭС примерно такое же, что и на современных ТЭС с высокими и сверхкритическими параметрами пара: четырепять подогревателей низкого давления, деаэратор, от одного до трех подогревателей высокого давления. Увеличение мощностей энергоблоков и укрупнение устанавливаемого оборудования приводят к тому, что число подогревателей в системе регенерации зависит и от возможностей заводов-изготовителей.

На одноконтурной АЭС с РБМК подогреватели высокого давления не устанавливаются по соображениям, рассмотренным в гл. 10. Обычно в тепловой схеме ПТУ АЭС число ступеней регенеративного подогрева воды n = 6 …9. Расчетами также установлено, что коэффициент Θ в уравнениях (15.12), (15.13) следует принимать равным 0,8—0,85 (для ТЭС коэффициент Θ = 0,75 …0,85).

246

Таким образом, при разработке первых вариантов тепловой схемы системы регенерации ПТУ для АЭС прежде всего выбирают число подогревателей n, ориентируясь на значения подогрева воды в одном подогревателе низкого давления 20—30 °С, а в ПВД, как правило, до 35 °С. Затем рассчитывают температуру питательной воды по формуле (15.13).

Для ПТУ без промежуточного перегрева пара полный подогрев

воды (от t вх до t ) разбивают по ступеням, пользуясь правилами

pп.в

равномерного подогрева воды в них, геометрической прогрессии абсолютных температур на выходе или формулой (15.6) без учета последних двух слагаемых.

Полученные значения температуры воды на выходе из подогревателей следует рассматривать как приближенные. По ним определяются давления пара в отборах турбины, которые после ее расчета корректируются, а по новым значениям давления пара корректируются и температуры воды на выходе из подогревателей.

Значения t и t , i = 1, 2, …, n, обеспечивающие наилучшую

общую экономичность ядерного энергоблока, могут быть получены на основе технико-экономической оптимизации, проводимой с учетом многочисленных влияющих факторов, что возможно после расчета первых вариантов разрабатываемой тепловой схемы.

15.4. Влияние промежуточного перегрева пара

на распределение подогрева воды в системе регенерации

Основная особенность распределения подогрева воды в системе регенерации ПТУ с промежуточным перегревом пара связана с расположением первого отбора пара из турбины после промперегрева.

Если введение дополнительной ступени регенеративного подогрева с отбором пара, как угодно близко расположенного к входу в турбину (но не в точке входа), повысит абсолютный внутренний КПД, то введение такого дополнительного отбора после промежуточного перегрева может его даже понизить.

В цилиндре турбины, куда поступает пар после промперегревателя, имеется точка, расположение в которой отбора пара на дополнительную ступень регенерации теплоты не изменяет эффективности преобразования энергии в ПТУ. Эта точка получила название индифферентной. В распределении подогрева питательной воды между подогревателями, подключенными к отборам после промперегрева, она играет ту же роль, что и точка входа в турбину в распределении подогрева между подогревателями, подключенными к отборам до промперегрева.

247

Положение индифферентной точки сравнительно просто определяется, если промперегрев осуществляется в паропроизводительной установке (см. § П.3). Сложнее обстоит дело с паро-паровым промежуточным перегревателем, который устанавливается в тепловой схеме ПТУ большого числа АЭС (см. гл. 18). Применяются как одна, так и две ступени промежуточного перегрева. В качестве греющего используется часть свежего пара, подводимого к турбине, а в случае двухступенчатого перегревателя еще и пар из первого отбора части высокого давления турбины. Сложность анализа здесь заключается в том, что полезное использование греющего пара не ограничивается промперегревателем. Его дренажи дополнительно отдают теплоту в системе регенерации ПТУ.

Расчетные формулы для определения положения индифферентной точки даны в табл. 15.4. При их выводе предполагалось, что турбина состоит из двух частей — высокого (ЧВД) и низкого (ЧНД) давлений, между которыми расположен промежуточный пароперегреватель. В отношении системы регенерации были сделаны те же предположения, что и при выводе формулы (15.6). Расчетные формулы получены на основе сравнения двух вариантов тепловой схемы ПТУ с промежуточным перегревом пара: без отбора пара на регенерацию из индифферентной точки и при наличии такого отбора. Проведенный анализ позволил, в частности, установить, что при установке дополнительного подогревателя, обогреваемого паром из индифферентной точки, не изменяются абсолютные расходы греющего пара на подогреватели, подключенные к ЧНД (кроме дополнительного), если не изменяются расходы пара в конденсатор и воды после него.

Поэтому объединение дренажей сепаратора и ступеней пароперегревателя с основным потоком воды на схемах табл. 15.3 ограничено частью системы регенерации, использующей пар из отборов ЧВД. Кроме того, при введении дополнительного отбора пара из ЧНД не изменяются расходы греющего пара из отборов ЧВД (кроме отбора из «холодной» нитки промперегрева), отнесенные к расходу пара на входе в первую ступень турбины. Эти частные, но важные выводы позволяют обобщать приведенные формулы на случаи большего числа отборов пара из ЧВД и ЧНД турбины по сравнению со схемами, приведенными в табл. 15.4.

Правило для определения положения индифферентной точки в рассмотренных схемах формулируется следующим образом: вывод пара из ЧНД турбины для целей регенерации теплоты невыгоден, пока не будет скомпенсирована недовыработка полезной мощности в ЧВД, обусловленная введением промежуточного перегрева пара. Недовыработка в ЧВД объясняется следующим. Введение промперегрева в ППУ требует части ее тепловой мощности, и паропроизводительность установки уменьшается. Если промперегреватель паро-

248