Зорин В.М. Атомные электростанции

Глава 23

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

НОВОЙ ЭНЕРГОУСТАНОВКИ

Под «энергоустановкой» здесь понимается один из энергоблоков АЭС либо АЭС в целом. Как было отмечено ранее, в числе исходных данных для проектирования АЭС указываются ее мощность, типы и мощности основных элементов оборудования, т.е. таким образом фактически задается число энергоблоков. В первую очередь стоит задача разработки принципиальной тепловой схемы энергоблока, которая определяет состав оборудования, обеспечивающего основной технологический процесс, и связи между его элементами. К началу проектирования АЭС обычно известен также район ее сооружения, т.е. в число исходных данных входят условия окружающей среды: среднегодовые температуры природной воды, воздуха и др.

Разработка тепловой схемы новой энергоустановки — одна из главных целей данного учебного пособия, и минимально необходимые для такой разработки сведения даны в предыдущих главах. Поэтому здесь будут лишь перечислены основные задачи в последовательности, целесообразной, по мнению автора, при выполнении учебных заданий.

1. Обоснование структуры паропроизводительной уста-

новки и параметров вырабатываемого ею пара

Эта задача рассматривалась в главах, посвященных паропроизводительным установкам. Принципиальные тепловые схемы ППУ для АЭС различных типов приведены на рис. 6.3. Параметры генерируемого пара удобно определять с помощью t, Q-диаграммы ППУ, которая строится на основе ограничивающих факторов, в первую очередь — допустимой температуры оболочки тепловыделяющих элементов реактора заданного типа, и принимаемых значений управляемых параметров. Примеры таких t, Q-диаграмм для ППУ различных типов даны в разд. II (см. рис. 10.2, 10.3, 10.5, 11.1, 12.3, 13.2).

Что касается параметров питательной воды, подаваемой в ППУ, ее давление будет больше давления генерируемого пара на значение гидравлического сопротивления парогенератора. Температура питательной воды должна определяться на основе технико-экономиче- ских оптимизационных расчетов. При этом влияние ППУ сущест-

441

венно, поскольку изменение температуры питательной воды требует изменения теплопередающей поверхности парогенератора или реактора. Значительную роль могут играть и ограничивающие факторы (например, паросодержание на выходе из реактора кипящего типа). Влияние температуры питательной воды на характеристики и стоимость паропроизводительной установки, паропроводов, системы регенерации теплоты, конденсационной установки описано в § 15.3.

2.Определение давления конденсации пара

вконденсаторе

Назначение конденсационной установки состоит в конденсации пара после турбины и возврате конденсата в цикл ПТУ — его подаче в систему регенерации теплоты. Важнейший определяемый параметр уста-

новки — давление в конденсаторе р . Исходным параметром для рас-

к

чета р , как правило, является среднегодовая температура природной

к

воды, которую можно принимать в качестве теоретического предела охлаждения технической воды в охлаждающем устройстве системы технического водоснабжения (СТВС) электростанции (τ). Температура

воды t , охлажденной в охлаждающем устройстве, будет выше теоре-

ох 1

тического предела τ на значение относительного предела охлаждения δ. Последний можно принимать на основе данных эксплуатации охлаждающих устройств заданного или выбранного типа. Обоснованно приняв значения управляемых параметров — кратности охлаждения (или подо-

грева технической воды в конденсаторе t ), минимальное значение тем-

в

пературного напора между конденсирующимся паром и охлаждающей

водой δt , определяют температуру конденсации пара по формуле

к

t = t + t + δt

и по ней находят давление в конденсаторе.

Далее разрабатывается принципиальная схема конденсационной установки и рассчитываются параметры основного конденсата на

входе в систему регенерации pвх и tвх . С необходимой детализацией

p p

все вопросы по конденсационной установке рассмотрены в гл. 14.

3. Обоснование структуры системы регенерации теплоты ПТУ и оптимального значения температуры питательной

воды

Эти вопросы рассмотрены в гл. 15. Результатами решения задачи должны быть: суммарное число ступеней регенеративного подогрева

442

давлений и их типы, наличие деаэратора и давление в нем или бездеаэраторная схема. Конечное значение температуры питательной воды (на выходе из последнего ПВД) может быть оценено по формуле (15.13). Определение структуры системы регенерации также требует ответа на следующие вопросы: какова будет схема слива дренажей, у каких подогревателей будут установлены сливные (дренажные) насосы; какова схема установки подогревателей смешивающего типа (гравитационная, с перекачивающими насосами) и где будут установлены перекачивающие насосы основного конденсата; какова схема подачи питательной воды в ППУ — одноили двухподъемная и где будут установлены группы питательных насосов; будет ли установлено какое-либо дополнительное теплообменное оборудование между регенеративными подогревателями и какое именно? Итогом ответов на эти вопросы должна быть принципиальная схема системы регенеративного подогрева воды.

4. Расчет требуемых давлений насосов

конденсатно-питательного тракта

Это ответственный этап разработки тепловой схемы ПТУ, который реализуется в условиях неполноты информации. Он позволяет определить в первом приближении, пока отсутствуют характеристики планируемого к установке оборудования, такие параметры, как давления насосов, подогревы воды в них, а также давления основного конденсата и питательной воды после каждого подогревателя в системе регенерации. Расчету подлежат конденсатные, питательные и сливные насосы. Основными формулами для расчета каждого насоса являются (20.12), (20.13), при этом, определяя полные перепады давления на всасывающем p и напорном p участках гидравлической

сети насоса, изменением скорости потока обычно пренебрегают. Для оценки высоты расположения приемного или напорного бака следует либо рассчитывать допустимый кавитационный запас устанавливаемого после бака насоса, либо ориентироваться на выполненные компоновки ПТУ с близкими к разрабатываемой характеристиками, либо использовать справочные данные по аналогичным насосам (см. [11, 30], а также табл. 20.2—20.4).

Гидравлические сопротивления теплообменного оборудования, устанавливаемого в гидросистеме насоса, можно оценивать по справочным данным для аналогичных устройств или ориентироваться на напоры (давления) насосов в технологических схемах аналогичных ПТУ, действующих или спроектированных.

443

Приближенными оценками могут быть следующие значения гидравлического сопротивления конденсатного тракта, отнесенные к

учета подъемного участка трубопровода к деаэратору), для части

= 0,25…0,35 МПа (без учета питательного трубопровода, подводящего воду к ППУ, и блока регулирования питания).

Если перепад давления p перекачиваемой насосом среды най-

нас

ден, то ее подогрев рассчитывается по формуле (20.21).

5. Определение структурной схемы турбины и устройств

промежуточной сепарации и перегрева пара

Сразу отметим, что при начальной разработке тепловой схемы ПТУ точное решение этой задачи невозможно. Оно может быть получено впоследствии, после получения результатов расчета тепловой схемы, на основе вариантных расчетов, включающих в себя поступенчатый тепловой расчет турбины и сравнение технико-экономи- ческих показателей вариантов.

Решение может находиться посредством выбора типа промежуточных устройств турбины (перегрев в ППУ или паро-паровой с сепарацией пара или без нее, только сепарация пара — возможные варианты рассмотрены в гл. 18), числа мест их установки (при одном или двух разделительных давлениях турбины) и предварительного построения на h, s-диаграмме вариантов расширения пара в турбине. При этом используются известные начальные параметры пара и давление в конденсаторе (на выходе пара из турбины), значения внутренних относительных КПД цилиндров, полученные на основе их оценки (см. § 19.3). Нужно использовать и накопленный опыт проектирования, отраженный в определенной мере в гл. 18 и 19, в частности, на приведенных h, s-диаграммах. В случае, если турбина

тихоходная (с частотой вращения 25 с–1) и промежуточные устройства устанавливаются при одном разделительном давлении, его оптимальное значение может быть определено по методике, изложенной в § 18.2, с использованием диаграммы, приведенной на рис. 18.12. Критерием выбора варианта для дальнейшей разработки должны быть влажности пара на выходе из цилиндров турбины, удовлетворяющие допустимым значениям.

На данном этапе решается также задача выбора числа выхлопов пара и числа цилиндров низкого давления. Для этого исследуется зависимость потерь с выходной скоростью [см. формулу (19.4)] от

444

характеристик рабочей лопатки последней ступени турбины (см.

табл. 19.1 или табл. 6.2 в [24, кн. 2]) и числа выхлопов n :

вых

вых

Расход пара в конденсатор может быть в первом приближении принят D = (0,55…0,65)D , где D — расход пара на турбину, или

оценен на основе заданной электрической мощности и данных табл. 19.3. Число выхлопов должно быть возможно меньшим, так же как и длина лопатки последней ступени, но при этом потери с выходной скоростью следует ограничить (не более 50 или 55 кДж/кг).

При выборе структурной схемы турбины целесообразно иметь в виду данные табл. 19.2, а также структурные схемы спроектированных и изготовленных турбин, приведенные, например, в [11].

6. Определение параметров воды в системе регенерации

Значения давления нагреваемой воды на выходе из регенеративных подогревателей устанавливаются сравнительно легко, так как число подогревателей выбрано, рассчитаны давления перекачивающих насосов и приняты значения гидравлических сопротивлений элементов оборудования, включаемых в систему регенерации. Речь в основном далее пойдет о распределении подогрева между регенеративными подогревателями при уже известных температурах (или энтальпиях) воды на входе в систему регенерации и на выходе из нее (на выходе из последнего ПВД). Основой для решения задачи может служить формула (15.6) без последних двух слагаемых (ввиду сложности их учета и необходимости корректировки значений подогревов после уточнения давлений в отборах турбин). Учет остальных двух слагаемых (кроме первого, являющегося основным) несложен, поскольку подогревы воды в насосах и в дополнительных теплообменниках уже определены, а значения минимальных температурных напоров в регенеративных подогревателях поверхностного типа должны быть приняты в соответствии с рекомендациями § 15.6 (или другого источника); повышение температуры воды в точках смешения основного потока с закачиваемыми в него дренажами подогревателей, как правило, невелико и может быть принято равным 0,5—1,5 °С.

Как показано в § 15.4, учет влияния промежуточного перегрева пара на параметры системы регенерации посредством расчета положения индифферентной точки оказывается достаточно сложным. На

445

данном этапе целесообразно такой учет производить, увеличивая подогрев воды в подогревателе, подключенном к «холодной» нитке промежуточного пароперегревателя, в соответствии с рекомендациями, данными на с. 253. При этом следует иметь в виду, что увеличение подогрева должно быть тем больше, чем больше промежуточный перегрев пара и чем больше работа, совершаемая единицей расхода пара в ЧВД турбины.

7. Построение h, s-диаграммы расширения пара в турбине

Решение данной задачи подробно рассмотрено в § 19.4, а пример оценки внутренних относительных КПД цилиндров турбины приведен в § 19.3. Здесь только подчеркнем целесообразность уточнения значений давления в отборах турбины, первоначально рассчитанных по принятому распределению подогрева воды в системе регенерации, как это сделано в примере, представленном в § 19.4.

8.Определение параметров теплофикационной установки

итеплообменного оборудования собственных

нужд энергоблока

Обоснование параметров теплофикационной установки рассмотрено в гл. 6 и, в частности, показано на примере в § 16.3. Здесь еще раз обратим внимание на два момента. Первый — зависимость числа сетевых подогревателей от отпускаемой в теплосеть теплофикационной мощности, при этом чем больше мощность, тем больше число подогревателей и тем выше, как правило, температура воды в подающей магистрали теплосети, поскольку предполагается больший район обслуживания. Второй — необходимость обеспечения максимальной расчетной теплофикационной мощности при сниженной электрической мощности турбогенератора, что требует определенного «запаса» параметров пара в отборе турбины на пиковый подогреватель по отношению к максимальной температуре сетевой воды, соответствующей расчетной температуре наружного воздуха.

В тепловой схеме энергоблока всегда имеется определенное число единиц оборудования, потребляющего пар из отборов турбины, чаще всего через коллектор собственных нужд, и вследствие этого оказывающего влияние на тепловую экономичность ПТУ и блока в целом. Примеры такого оборудования даны в гл. 17. Расход и параметры пара здесь, как правило, не определяются расчетом тепловой схемы ПТУ. Так, производительность испарителей одноконтурной АЭС зависит от конструкции концевых уплотнений турбины и протечек пара через них, от требуемой производительности эжектора уплотнений. Потребности в паре других потребителей дикту-

446

ются характеристиками соответствующих систем энергоблока. При первых расчетах тепловой схемы ПТУ расходы и параметры пара на собственные нужды или приближенно задаются на основе данных по аналогичным установкам, или не учитываются.

9. Составление системы балансовых уравнений

для расчета тепловой схемы ПТУ

Одна из целей расчета тепловой схемы — определение расходных и термодинамических параметров на входе и выходе всех элементов оборудования (включая отсеки турбины), что необходимо для их проектирования. Определению термодинамических параметров в значительной мере посвящены предыдущие пункты данной главы. На основе балансовых уравнений рассчитываются расходные характеристики, а также энтальпии (или температуры) на выходе из некоторых устройств (точек смешения однородных потоков, охладителей с заданным расходом охлаждающей среды и т.п.).

Составляются уравнения тепловых (энергетических) и материальных балансов для всех элементов, включенных в рассчитываемую схему. Рассмотрим типовые элементы, записывая первым уравнение теплового баланса. На приведенных далее иллюстрациях даны обозначения параметров, причем кружком отмечены параметры, как правило, определяемые решением соответствующих уравнений.

1. Регенеративный подогреватель поверхностного типа (рис. 23.1):

D (h – hвх ) = D (h – h )η + Dвх (hвх – h )η +

в в в отб отб др т др др др т

+ D (h – h )η ;

з з др т

447

таны. Заметим, что таких потоков может быть несколько, например m. Тогда вместо последних слагаемых в уравнениях (также и в последующих) должны быть записаны суммы:

Аналогичные приведенным составляются уравнения для подогревателей сетевой воды теплофикационной установки или для подогревателей воды промежуточного контура в случае одноконтурной АЭС. Такие же уравнения записываются и для ступеней промежуточного паро-парового перегревателя. В этих случаях, как правило,

D = 0 для подогревателей сетевой воды теплофикационной уста-

з

новки (TфУ); D = 0 и Dвх = 0 для паро-парового перегревателя.

здр

2.Деаэратор (регенеративный подогреватель смешивающего типа, рис. 23.2):

Dвх(h – hвх ) + D (h ″ – h ) = D (h – h )η +

в в в вып д в отб отб в т

+ Dвх (hвх – h )η + D (h – h )η ;

др др в т з з в т

D = Dвх + D + Dвх + D – D .

в в отб др з вып

В этих уравнениях D — расход выпара (пара в отводимой паро-

вып

газовой смеси) деаэратора, обычно задаваемый параметр в случае установки охладителя выпара; может определяться расчетом устройств (уплотнений турбины, эжекторов конденсационной установки или др.), на которые подается выводимый из деаэратора выпар;

в подогревателях смешивающего типа аналог D — расход пара

вып

Dвып

h″д

Dдрвх; hдрвх Dввх ; hввх

Dотб ; hотб Dз; hз

Dв hв

Рис. 23.2. Деаэратор (подогреватель смешивающего типа)

448

с отводимой парогазовой смесью, нередко принимаемый равным 0;

h ″ — энтальпия отводимого из деаэратора пара.

д

Уравнение теплового баланса для теплообменного устройства смешивающего типа может быть записано в другом виде (в виде равенства сумм полных энтальпий входящих и выходящих потоков):

D h + D h ″ = (Dвхhвх + D h + Dвх hвх + D h )η .

в в вып д в в отб отб др др з з т1

Такая форма может быть более понятной. Однако ее отличие заключается в том, что коэффициент, учитывающий тепловые потери, здесь должен быть отнесен к усредненной энтальпии входящих потоков, а не к разности энтальпий (η ≠ η ).

типов и задания их значений на основе одних и тех же предпосылок предпочтительной представляется запись уравнения через разности энтальпий.

По второй форме удобно записывать тепловой баланс конденсатора турбины, учитывая все входящие в него и выходящие из него потоки рабочего тела. Основным входящим потоком является пар после турбины, основным выходящим потоком — основной конденсат, расход которого равен сумме расходов входящих потоков. Теп-

449

Охлаждаемой средой может быть конденсат греющего пара промежуточного перегревателя пара турбины, пар из промежуточных камер концевых уплотнений ЦВД или ЦСД турбины (такой теплообменник нередко называют сальниковым подогревателем основного конденсата), вторичный пар испарителя и др.

5. Охладитель (конденсатор) пара эжектора (рис. 23.5). Он может

быть рассчитан, если известны расход рабочего пара D (определен

р

при конструировании эжектора или принят по его аналогу) и расход

пара в отсасываемой парогазовой смеси D (для основного эжектора

см

конденсатора пренебрежимо мал по сравнению с D ). Полезная

р

работа, производимая эжектором, не передается внешнему приемнику, поэтому уравнение теплового баланса может быть записано для всего устройства, включающего в себя эжектор и охладитель (см. штриховой контур на рис. 23.5):

D (h – hвх ) = D (h – h ) + D (h – h );

в в в р р др см см др

D = D + D .

др р см

Ввиду достаточно низкого уровня температур в охладителе пара основного эжектора или эжектора уплотнений тепловыми потерями обычно пренебрегают.

6. Промежуточный (внешний) сепаратор (рис. 23.6):

D0(h0 – hвх ) = D (hвх – h )η ;

c c c др c др т

В этих уравнениях Dвх — расход осушаемого пара на входе в

c

сепаратор, после цилиндра высокого или среднего давления тур-

450