Зорин В.М. Атомные электростанции

бины: D — расход дренажа сепаратора, нередко обозначаемый

др

D — расход сепарата.

с

— внутренняя мощность отсека; суммированием по всем отсекам рассчитывается внутренняя мощность турбины;

здесь D — суммарный расход пара, отводимый из турбины после

отб

рассчитываемого отсека на элементы тепловой схемы, подключен-

где n — число отсеков в турбине; D — расход пара на выходе из

п.с

турбины, тождественно равный расходу пара через последнюю ступень (или суммарно через последние ступени — в случае нескольких параллельных потоков в части низкого давления турбины) и расходу пара в конденсатор.

8. Конденсатор (рис. 23.8):

m

j = 1

m

D= D + ∑ Dз j .

кп.с

451

Фактически здесь записаны три уравнения. На рис. 23.8 отмечен один определяемый параметр D ; другой — тепловая мощность Q ,

отводимая в конденсаторе; третьим может быть расход охлаждаемой

воды G , который потребуется при расчете мощности циркуляци-

ох.в

онных насосов системы технического водоснабжения; приближенно связь между расходами D и G задавалась ранее значением крат-

кох.в

ности охлаждения (см. п. 2). Среди потоков рабочего тела D , кото-

з j

рые сбрасываются в конденсатор и для которых расходы и энтальпии на входе к моменту расчета конденсатора обычно известны (заданы), могут быть следующие: дренажи каких-либо подогревателей системы регенерации теплоты (чаще всего первого по ходу нагреваемой воды), дренажи конденсаторов пара эжекторов, восполняющая потери рабочего тела добавочная химочищенная вода, протечки через уплотнения питательного насоса и др.

Для насосов основными результатами расчета должны быть повышение энтальпии перекачиваемой воды и мощность приводного двигателя — см. § 20.3.

Общее число составленных таким образом уравнений равно удвоенному числу элементов оборудования, включенных в расчетную схему ПТУ.

10. Решение системы балансовых уравнений

В ряде случаев уравнения для определения расходов пара из отборов турбины на подогреватели могут составляться и решаться последовательно.

Для теплофикационной установки расход сетевой воды рассчитывается по заданной теплофикационной мощности, температурному графику и регламентируемым давлениям в подающем и обратном трубопроводах теплосети. Далее могут быть рассчитаны расходы греющего пара на сетевые подогреватели, начиная с имеющего наибольшую температуру на выходе, вне зависимости от схемы слива дренажей.

Расходы греющего пара на подогреватели системы регенерации могут рассчитываться, начиная с последнего по ходу питательной воды, расход которой, как правило, известен.

Для ПТУ, работающей на перегретом паре и с ПВД с выделенной зоной охлаждения пара (зоной ОП), температура на выходе из подогревателя не может быть сразу определена, если задан минимальный температурный напор в зоне конденсации пара (см. рис. 15.20, б).

452

Расчет такого подогревателя может быть осуществлен в следующей последовательности:

•рассчитывается температура питательной воды на выходе из зоны КП по заданному значению минимального температурного напора и температуре конденсации пара, а затем определяется и ее энтальпия;

•определяется температура пара на входе в зону КП по температуре конденсации пара и принятому значению остаточного перегрева, а затем — энтальпия пара;

•составляется уравнение теплового баланса для подогревателя от входа питательной воды в него до выхода из зоны КП, аналогичное

первому уравнению для подогревателя поверхностного типа (см. рис. 23.1); решением этого уравнения будет расход греющего пара;

• составляется уравнение теплового баланса для зоны ОП, и его решением будет энтальпия воды на выходе из подогревателя.

Таким образом, в этом случае требуется решение не одного, а двух уравнений теплового баланса. При этом в зоне ОП греющей средой будет только пар из отбора турбины вне зависимости от поступления других потоков в паровое пространство подогревателя.

В ряде случаев необходимо решение систем уравнений, например, для подогревателей и расположенной между ними точки смешения основного потока нагреваемой воды с закачиваемым в нее конденсатом греющего пара. Один из применяемых методов в этом случае — метод итераций с заданием начального приближения повышения энтальпии основного потока воды в точке смешения.

Необходимость совместного решения уравнений также может потребоваться при расчете тепловой схемы ПТУ с паро-паровым промежуточным перегревом и сбросом дренажей СПП в подогреватели, подключенные к отборам из ЧВД турбины. Здесь возможен такой подход: обозначим через Х расход пара после ЧВД, далее определим расход отсепарированной влаги после сепаратора и расходы греющего пара на промежуточный пароперегреватель, а затем на подогреватели, подключенные к ЧВД, начиная с последнего по ходу

баланса константы. Далее из уравнения материального баланса ЧВД

можно найти X (как разность расхода пара на турбину D и суммы

0

всех потоков, отводимых от ЧВД) и расходы всех потоков, ранее вычисленные в виде зависимостей от X.

После определения расходов рабочего тела рассчитываются мощности насосов, устанавливаемых в тепловой схеме [см. формулу (20.20)], и затем мощности приводных двигателей.

453

Современные способы расчета тепловых схем ориентированы на компьютерную технику. Для решения обсуждаемой системы уравнений эффективными могут быть вычислительные системы MathCAD или Exсel, при этом также могут использоваться приемы, изложенные выше.

Мощным инструментом являются универсальные математические модели, позволяющие рассчитывать тепловые схемы ПТУ практически любого состава и структуры, с использованием задаваемых исходных данных в качестве средства управления вычислительным процессом.

Расчет тепловых схем ПТУ АЭС, в том числе и с использованием компьютерной программы СХЕМА, подробно рассмотрен в [31].

11. Расчет показателей тепловой экономичности

Какова эффективность преобразования энергии в рассчитанном варианте энергоблока? Ответ на этот вопрос дает расчет показателей тепловой экономичности.

Сначала рассчитываются показатели паротурбинной установки. Здесь рассмотрим ПТУ, которая отпускает потребителям кроме элект-

роэнергии тепловую мощность Q0 (для ее выработки затрачивается

т

мощность Q ) и в тепловой схеме которой предусмотрена вспомога-

т

тельная турбина для привода, например, питательного насоса, разви-

вающая мощность N . Основные показатели работы такой ПТУ, рас-

тп

считываемые на основе ее энергетического баланса, следующие:

КПД по производству электроэнергии (электрический КПД брутто)

N+ N

этп

η= ---------------------- ;

э

Q – Q

0 т

электрический КПД нетто

N – N

эс.н

η= ----------------------- ;нт

э

Q – Q

0 т

удельный расход теплоты на выработку электроэнергии, кДж/(кВтæч),

q= 3600/η ;

ээ

КПД по отпуску тепловой энергии

0

η = Q ⁄ Q ;

т т т

454

КПД, оценивающий общую экономичность (КПД преобразования энергии в ПТУ),

В этих формулах Q — подводимая к ПТУ тепловая мощность;

0

N— электрическая мощность, затрачиваемая на собственные

с.н

нужды (для привода насосов и других механизмов в тепловой схеме ПТУ); см. также § 9.2.

Основным показателем тепловой экономичности для АЭС (или энергоблока) является ее электрический КПД нетто, который рассчитывается по формуле

устройства (учитывает потери энергии в трансформаторах и других элементах перед выдачей электроэнергии в электроэнергетическую

сеть); Q — тепловая мощность, выделившаяся в реакторе, которая

р

отличается от Q на значение тепловых потерь в паропроизводитель-

0

ной установке и в главных паропроводах электростанции. Достижение наилучших показателей тепловой экономичности —

одна из важнейших задач проектирования тепловой схемы.

На этом разработка тепловой схемы нового энергоблока не заканчивается. После проведения расчетов начальных вариантов, в которых изменяются значения структурных и числовых управляемых параметров, рассчитанные параметры используются при конструировании элементов оборудования. При проектировании турбины, как правило, изменяются принятые значения параметров отборов.

Проектирование системы технического водоснабжения может

конденсации отработавшего пара турбины. В определенной мере могут измениться числовые управляемые параметры другого оборудования. После этого проектирование тепловой схемы будет продолжено.

Контрольные вопросы и задания

1.Почему разработка тепловой схемы нового энергоблока начинается с паропроизводительной установки? Какая основная задача при этом решается?

2.Какие параметры обусловливают приближенное значение давления в конденсаторе турбины на начальном этапе проектирования тепловой схемы?

455

Рис. 23.9. Промежуточный сепаратор-пароперегреватель турбины

3.Назовите важнейшие вопросы, ответы на которые необходимы при разработке принципиальной тепловой схемы системы регенерации теплоты паротурбинной установки.

4.Что определяет число выхлопов пара из турбины?

5.Назовите причины, предопределяющие использование при расчете тепловой схемы ПТУ только уравнений энергетического и материального балансов включенного в нее оборудования.

6.Запишите уравнения для одноступенчатого СПП, необходимые при расчете тепловой схемы ПТУ, в соответствии с рис. 23.9.

7.Каким образом может быть определена температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя с пароохладителем, если заданы: параметры греющего пара на входе и его конденсата на выходе; параметры воды на входе; минимальное значение температурного напора в зоне конденсации пара? Постройте t, Q-диа- грамму для такого подогревателя.

8.Объясните, почему при расчете электрического КПД ПТУ к электрической мощности, вырабатываемой турбогенератором, необходимо прибавить механическую мощность турбопривода питательного насоса.

9.Каким образом рассчитывается коэффициент полезного действия, оценивающий общую тепловую экономичность ПТУ, имеющей в своем составе теплофикационную установку?

10.Для чего нужны результаты расчета первых вариантов тепловой схемы проектируемого нового энергоблока?

456

Р а з д е л V

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

СИСТЕМЫ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ

Всю совокупность оборудования электростанции принято объединять в системы — технологические, электротехнические, контроля и управления (СКУ); в число последних входят и автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Если технология как наука выявляет физические, химические, механические и другие закономерности применительно к процессу производства конечной продукции (электрической энергии — для электростанции) из исходного сырья, материала или энергии (теплоты сгорания топлива), то технологические системы, объединенные в технологическую схему, — это способ организации производства.

Все технологические системы электростанции целесообразно подразделить на системы основного технологического процесса (ОТП) и на системы, поддерживающие требуемый уровень ОТП, устанавливаемый значениями его параметров в нормальных условиях эксплуатации (НУЭ), а также при нарушении НУЭ. Требуемый уровень ОТП — это его высокая эффективность, т.е. высокие экономичность и надежность. В случае аварийных ситуаций (т.е. в случае выхода значений некоторых параметров за безопасные пределы) в работу должны вступать системы безопасности. Вспомогательные системы нормальной эксплуатации и системы безопасности — это, по своему отношению к ОТП, суть вспомогательные технологические системы (рис. V.1).

Электротехнические системы объединяют в своем составе электрические и электромагнитные приводы различных механизмов, установленных в технологической схеме (насосов, механизмов перемещения рабочих органов арматуры, стержней системы управления и защиты реактора и т.п.), а также оборудование, обеспечивающее работу этих приводов. Значительная часть электротехнических систем составляет электрическую часть электростанции, связывающую ее с энергосистемой.

Управление в общем случае — это действие, обусловленное информацией о функционировании объекта и направленное на поддержание или улучшение функционирования. Основные функции

457

Системы

АЭС

Рис. V.1. Функциональные системы АЭС

систем контроля и управления электростанции: получение информа-

ции от первичных измерительных приборов или измерительных пре-

образователей (датчиков), ее обработка и анализ, формирование

управляющих сигналов и передача их на исполнительные механизмы —

приводы, о которых упоминалось. В первую очередь управление

направлено на поддержание контролируемых параметров в заданных

пределах в стационарных режимах и скорости их изменения в пере-

ходных режимах. Пределы нормальной эксплуатации обеспечивают

458

экономичность и надежность функционирования технического объекта. Если значения параметров вышли за установленные пределы, управление должно быть направлено на соответствующее их изменение, на приведение в норму функционирования объекта.

На период эксплуатации АЭС техническим проектом предусматриваются определенные пределы параметров технологических процессов и состояния оборудования, в соответствии с которыми на станции могут иметь место:

нормальные условия эксплуатации (контролируемые параметры находятся в заданных пределах, электростанция выполняет свои функции в полном объеме);

нарушение нормальных условий эксплуатации (выход каких-либо параметров за пределы нормальной эксплуатации, выполнение функций электростанцией ограничено);

проектные аварии (функционирование невозможно); запроектные аварии.

Приведем примеры различных ситуаций для АЭС с ВВЭР.

Кнормальным условиям эксплуатации относятся такие состояния технологического оборудования, как:

заполнение рабочей средой и опорожнение с разуплотнением; гидроиспытания на плотность и прочность; плановые разогрев и расхолаживание с заданными скоростями

повышения или понижения температуры; стационарный режим работы на всех или части циркуляционных

петель реакторной установки при нахождении параметров технологического процесса в заданных пределах;

плановые включения и отключения главных циркуляционных насосов, подогревателей высокого давления и другого оборудования;

ложное срабатывание аварийной защиты реактора и др.

Кнарушениям нормальных условий эксплуатации относятся: внеплановые отключения различного числа ГЦН; закрытие стопорного клапана турбины или потеря внешней элек-

трической нагрузки; неисправная работа системы питания парогенераторов;

нарушения в системе борного регулирования; ложный впрыск в компенсатор давления с напора ГЦН;

падение одного органа регулирования системы управления и защиты (СУЗ) реактора и др.

К проектным авариям относятся:

малые, средние и большие течи теплоносителя первого контура в результате разрыва трубопровода, включая разрыв главного циркуляционного трубопровода;

459

непосадка импульсно-предохранительного устройства компенсатора давления первого контура или парогенератора;

выброс органа регулирования СУЗ при разрыве чехла привода; разрыв паропровода; мгновенное повышение нагрузки турбины на 10 % выше номи-

нальной; заклинивание или разрыв вала одного из ГЦН;

разрыв трубопровода питательной воды; течь в парогенераторе из первого контура во второй;

непредусмотренное включение системы аварийного охлаждения активной зоны реактора и др.

К запроектным авариям относятся:

отказ всех источников электроснабжения, включая аварийные дизель-генераторы;

полное прекращение подачи питательной воды в парогенераторы; отказ срабатывания аварийной защиты реактора; разрыв корпуса реактора;

отказ активных частей системы аварийного охлаждения активной зоны при возникновении любых течей теплоносителя из первого контура.

Для поддержания значений целого ряда параметров в установленных пределах наличие только систем контроля и управления оказывается недостаточным. Наряду с СКУ требуются вспомогательные системы нормальной эксплуатации. Так, для поддержания давления в замкнутом контуре с однофазным жидким теплоносителем обязательна установка сосуда (емкости) со свободным уровнем. Такая емкость в различных установках называется по-разному — компенсатор объема, «дыхательный» сосуд и др. Кроме нее в систему поддержания давления войдут другое оборудование, а также трубопроводы и арматура. Как правило, несколько вспомогательных систем необходимы для поддержания качества (химического состава) теплоносителя или рабочего тела. Например, если в теплоносителе уменьшилась концентрация какого-либо компонента по сравнению с пределом нормальной эксплуатации, система управления воздействует на механизм вспомогательной системы, включая насос-доза- тор, подающий приготовленный раствор в контур теплоносителя. Система подачи раствора, как и система поддержания давления, непосредственно не участвует в основном технологическом процессе. В то же время очевидна их необходимость.

Нормальные условия эксплуатации обеспечиваются организационными, конструкторскими и технологическими мероприятиями.

Примером организационных мероприятий может быть соблюдение нормативно-технических документов, регламентирующих поря-

460