Зорин В.М. Атомные электростанции

Таблица 15.7

Характеристики первых двух ПНД — поверхностного и смешивающего типов — в тепловой схеме двух отечественных ПТУ

* В тепловой схеме ПТУ устанавливаются два аппарата.

верхнего подогревателя в нижний; ρ — плотность конденсата в

сливной трубе; g — ускорение свободного падения; h — принима-

зап

емый запас высоты (1,5—2 м) для небольшого числа режимов, условия работы которых не учитываются первым слагаемым формулы.

нимают равными нулю.

271

Схема установки смешивающих ПНД с указанием высотных

отметок расположения оборудования приведена на рис. 15.19.

Схема с перекачивающими насосами оказывается проще с точки

зрения компоновки оборудования в машинном зале, но требует уста-

новки насосов после каждого смешивающего подогревателя.

Система регенерации, в которой первые (один или два) по ходу

нагреваемой воды ПНД — смешивающие, а остальные — поверхност-

272

ные, получила название комбинированной. Именно такая схема рекомендуется для отечественных ПТУ и уже используется на значительном числе энергоблоков ТЭС.

Общей особенностью компоновки системы регенерации низкого давления со смешивающими подогревателями (независимо от схемы их включения) является то, что вместе с подогревателями требуется разместить группы перекачивающих насосов, узлы регулирования уровня в аппаратах и гидрозатворы на линиях аварийного перелива конденсата — необходимые элементы повышения надежности работы ПНС.

При переходе на комбинированную систему регенерации существенно изменяются условия работы конденсатных насосов, перекачивающих основной конденсат в деаэратор. Эти насосы откачивают воду с повышенной (до 110 ° С) температурой из предвключенного резервуара (конденсатосборника смешивающего подогревателя), в котором поддерживается заданный уровень. Превышение давления перед насосами над давлением насыщения определяется в основном высотой гидростатического столба жидкости. При изменении нагрузки турбины изменяются давление в ее отборе и давление над уровнем воды в конденсатосборнике. При сбросе нагрузки давление резко падает, и вода в конденсатосборнике вскипает.

Вкачестве конденсатных обычно используются насосы типа КсВ

спредвключенными колесами (шнеками), которые существенно улучшают их кавитационные характеристики (см. гл. 20): допустимый кавитационный запас сверх упругости паров жидкости составляет 2—2,5 м.

15.6. Управляемые параметры подогревателей

системы регенерации

Как было показано в гл. 6, для расчета тепловой схемы ПТУ необходимо и достаточно решить систему балансовых уравнений, составленных для ее расчетных элементов (элементов оборудования). Для этого должны быть известны, в первую очередь, термодинамические параметры теплообменивающихся сред на входе и выходе, включая параметры греющего пара.

гревателей системы регенерации рассчитывается на основе принятого распределения подогрева (см. § 15.2). Для определения параметров греющего пара должны быть обоснованно заданы значения минимальных

параметров тепловой схемы, относящихся к регенеративным подогревателям.

273

Конденсация пара в регенеративных подогревателях, как правило, пленочная. Если пар, подаваемый в подогреватель из отбора турбины, является перегретым, но зона ОП в нем конструктивно не выделена, то пленка конденсата образуется практически по всей поверхности теплопередающих труб, как и в случае отсутствия перегрева. Дело в том, что в отсутствие пароохладителя подогреватель конструируется таким образом, чтобы скорость пара была возможно меньше, т.е. происходит конденсация практически неподвижного пара. Это необходимо для уменьшения гидравлического сопротивления парового пространства подогревателя, повышения температуры конденсации и температуры нагреваемой воды на выходе. Температура стенки трубы оказывается равной или несколько ниже темпера-

туры насыщения греющего пара t ′ .

п

В малоподвижном паре устанавливается определенный градиент температуры, около стенки пар становится насыщенным, оставаясь перегретым в объеме вдали от стенки. Теплопередача к нагреваемой воде происходит так же, как и при подаче в подогреватель насыщенного или влажного пара. В зоне КП такого подогревателя реализуется тепло-

вая мощность Q , соответствующая изменению параметров грею-

КП

щей среды от состояния на входе до состояния полной конденсации пара. Для предотвращения заметного переохлаждения конденсата на вертикальных трубах поверхности теплообмена устанавливают специальные перегородки с некоторым шагом по высоте, с помощью которых отводится образовавшийся конденсат и тем самым ограни-

По температуре t ′ рассчитывается давление пара в подогрева-

п

теле p , а затем — давление в отборе турбины.

п

Охлаждение конденсата ниже температуры насыщения требует дополнительной поверхности нагрева. Она предусматривается в самом подогревателе (зона ОК), как это всегда делается в ПВД, или компонуется в специальном охладителе конденсата (дренажа). Тепловая экономичность ПТУ в этом случае может быть повышена от 0,01 до 0,03 % в зависимости от расхода дренажа. Температура

охлажденного конденсата рассчитывается как

274

Рис. 5.20. t, Q-диаграммы подогревателя системы регенерации:

а — без конструктивно выделенной зоны ОП; б — с выделенными зонами охлаждения, конденсации пара и охлаждения конденсата

Несколько сложнее решается задача для подогревателя с выделенной зоной ОП. В этой зоне пар омывает трубы с достаточно большой скоростью, и температура наружной стенки труб изменяется

взависимости от температуры отдающего теплоту пара и коэффициента теплоотдачи.

Запишем уравнение теплопередачи в некотором сечении трубы

ввиде равенства удельных тепловых потоков от пара к стенке трубы

и через стенку трубы к воде:

вод

275

В этом уравнении t и t — текущие значения температур пара и

пар вод

воды в некотором сечении пароохладителя, вдоль участка труб кото-

рого они движутся (в отличие от t и t — температур пара на входе и

пв

воды на выходе зоны ОП); t — температура наружной поверхности

ст

труб в рассматриваемом сечении; α — коэффициент теплоотдачи

пар

от пара к стенке трубы; α — коэффициент теплоотдачи к воде;

вод

R — термическое сопротивление стенки трубы; первый сомножитель

ст

в правой части — коэффициент теплопередачи от наружной поверх-

ности трубы через ее стенку к воде, его можно рассматривать как при-

В сечении, в котором температура t достигнет температуры насы-

ст

щения при давлении отдающего теплоту пара t ′ , на поверхности

п

трубы начнется образование пленки конденсата.

Конденсация пара в зоне ОП не допускается. В отличие от зоны КП,

здесь пар движется со скоростью, достигающей 20—25 м/с. Основную

долю гидравлического сопротивления подогревателя составляет

сопротивление пароохладителя. В случае конденсации пара в зоне ОП

увеличивается ее сопротивление, усиливается эрозионный износ труб

и других элементов охладителя вследствие воздействия двухфазного

потока, снижается давление конденсации пара в зоне КП, увеличива-

ются потери от необратимости процесса теплообмена, уменьшается

температура воды на выходе из подогревателя. Условие отсутствия

t— температура воды на выходе из зоны КП (на входе в ОП).

в.КП

На рис. 15.20, б показана t, Q-диаграмма подогревателя системы

регенерации с выделенными зонами ОП, КП и ОК. Запишем уравне-

ния теплового баланса:

276

совместное для зон ОК и КП

Здесь D и G — расходы греющего пара из отбора турбины и нагре-

пв

емкость воды в подогревателе; обозначения температур ясны из

рис. 15.20.

начальным приближением; в случае необходимости расчет повто-

ряется.

вх

Напомним, что температуры t и t определены принятым рас-

вв

пределением подогрева между подогревателями системы регенера-

ции. Гидравлическое сопротивление парового пространства обычно

учитывается после того, как подогреватель спроектирован.

Значения минимальных температурных напоров δt и δt при-

нимаются на основе оптимизационных технико-экономических исследований. Эти значения зависят от ряда внешних параметров, которые могут быть объединены в комплексе, К:

(p + E )c

277

Рис. 15.21. Зависимости оптимальных недогревов в подогревателях системы регенерации ПТУ К-1000-6,9/25 от комплекса внешних параметров:

i — номер подогревателя; нумерация ПНД и ПВД здесь данa по ходу нагреваемой воды

где р — норматив дисконтирования (или коэффициент эффектив-

ности капиталовложений), 1/год; Е — коэффициент отчислений на

к

амортизацию износа и реновацию оборудования, 1/год; с — удель-

уд

2 э

ная стоимость подогревателя, руб/м ; з — удельная стоимость элект-

роэнергии, руб/(кВт æч); τ — годовое число часов использования

уст

установленной мощности, ч/год; k — коэффициент теплопередачи в

2

подогревателе, кВт/(м æК).

С ростом Z (например, при увеличении с большем, чем увеличе-

уд

э

ние з ) повышаются значения минимальных температурных напоров. Изложенное подтверждается результатами технико-экономиче- ских расчетов применительно к одной из ПТУ АЭС, которые

приведены на рис. 15.21. Зависимости δt (Z) отражают, в част-

КП

ности, особенности включения того или иного подогревателя в тепловую схему.

К настоящему времени различными организациями выполнено

достаточно большое количество подобных исследований. Например,

в [20] приведены результаты для ПВД ТЭС, работающих на различ-

ных топливах, стоимость которых непосредственно влияет на стои-

мость электроэнергии.

278

Вернемся к неравенству (5.18). Анализ, выполненный авторами

чем большие значения относятся к подогревателям с меньшим давлением пара. Подставляя приведенные значения в (15.18), получим, что

остаточный перегрев пара на выходе из зоны ОП t должен быть

ост

не менее 40—60 °С.

Для ПНД могут быть даны рекомендации по выбору δt с учетом

КП

особенностей их включения в тепловую схему. При том же соотношении стоимостей подогревателей и электроэнергии, что и в 1991 г., эти рекомендации следующие:

• для ПНД без охладителей дренажа и сливных насосов δt =

КП

= 0,5 …1,5 °С, если поверхность нагрева выполнена из латуни, и

δt = 2,5 …4 °С — из нержавеющей стали; бóльшие значения отно-

КП

сятся к подогревателям с большей температурой воды, при этом δt

КП

увеличивается практически линейно с увеличением номера подогревателя по ходу нагреваемой воды в схеме с каскадным сливом дренажей;

• установка у подогревателя охладителя дренажа или дренажного

(сливного) насоса требует увеличения δt на 0,5—1 °С (меньшее

КП

значение — для ПНД с большей температурой);

•приблизительно на 1 °С должен быть увеличен недогрев в подогревателе, питающемся паром из отбора, первого после паропарового промежуточного перегревателя;

•для подогревателя, установленного перед подогревателем смешивающего типа или деаэратором, недогрев следует увеличить на 1—2 °С (в этом случае изменение недогрева воды в рассматриваемом подогревателе не сказывается на стоимости следующего ввиду отсутствия поверхности нагрева).

ост

охладителя без конденсации пара сложнее, чем в ПВД.

Минимальные значения температурных напоров в охладителях

конденсата (дренажа) δt можно принимать примерно в 2 раза

ОК

большими, чем оптимальные значения δt в тех же подогревателях.

КП

279

15.7. Деаэрационная установка

Деаэрационная установка — это совокупность оборудования, основное назначение которого — обеспечение требуемого качества питательной воды относительно растворенных в ней газообразных

примесей.

Основным элементом оборудования деаэрационной установки является деаэратор. В тепловой схеме системы регенерации современных ПТУ применяются деаэраторы повышенного давления (тип ДП) с рабочим давлением 0,59, 0,69, 0,76 и 1,18 МПа. Для деаэрации

воды, предназначенной для подпитки систем теплоснабжения,

а также питательной воды испарителей обычно используются деаэраторы атмосферного давления (тип ДА, рабочее давление 0,12 МПа). Возможно применение и вакуумных деаэраторов (тип ДВ, рабочее давление 7,5—50 кПа).

Газы, растворенные в водном теплоносителе ПТУ, — это прежде

всего кислород О , азот N и диоксид углерода СО , попадающие

2 2 2

в добавочную воду вследствие ее контакта с воздухом, а также водород

Н , являющийся продуктом коррозии металла оборудования. В воде

2

могут также присутствовать аммиак NН в случае аминирования

3

питательной воды и хлор Сl , если обработка охлаждающей конден-

2

саторы турбин воды производится газообразным хлором. Газы О , СО

2 2

и Сl — коррозионно-активны. Несмотря на деаэрацию конденсата в

2

конденсаторах турбины, растворенные газы, хотя и с меньшей концентрацией, присутствуют в воде системы регенерации, стимулируя коррозионные процессы в оборудовании и имея потенциальную возможность попасть в паропроизводительную установку. Не проходят через конденсатор и конденсаты греющих паров всех или некоторых регенеративных подогревателей. На одноконтурной АЭС в паре, отводимом из турбины в систему регенерации, присутствуют продукты радиолиза воды (О и Н , в первую очередь) и другие газы.

22

Некоторые из естественных примесей, попадающих с присосом охлаждающей воды в конденсатор, способны разлагаться в условиях повышенной температуры. К таким примесям относятся, например, бикарбонаты:

2NaНСО + t = Na СО + Н О + СО .

Диоксид углерода, взаимодействуя с водой, образует угольную кислоту Н СО , снижает рН воды и тем самым создает более благо-

23

приятные условия для коррозии сталей, особенно углеродистых.

Несмотря на наличие БОУ (блочной обессоливающей установки или конденсатоочистки), тепловая схема современных ПТУ АЭС обычно

280