схемах (например, турбины К-500-60/1500 ПО "Турбоатом") конденсат направляют в ПВД. В последующем он вместе с конденсатом пара, поступающего на эти подогреватели, каскадно сбрасывается в деаэратор, где добавляется к основному потоку питательной воды. Избыточное количество теплоты, вносимой конденсатом греющего пара СПП, вытесняет из системы регенеративного подогрева питательной воды часть пара регенеративных отборов и уменьшает недовыработку электрической мощности.

3.3 Выбор конечных параметров пара

Известно, что на тепловую экономичность паротурбинной установки влияют не только начальные, но и конечные параметры пара – чем ниже давление за турбиной (давление в конденсаторе), тем больше производимая работа и больше термический КПД установки. С учетом этого обстоятельства для современных энергоблоков ТЭС сверхкритических параметров на органических топливах расчетное давление в конденсаторе принимается около 0,0035 МПа [6].

Из рис. 3.3. видно, что переход от давления 0,0035 МПа в конденсаторе к 0,0045 МПа снижает термический КПД примерно на 1,5 %, но одновременно (рис. 3.2, б) почти в 1,3 раза уменьшает удельный объем пара – от 40,2 до 31,7 м3/кг. Увеличение удельного объема пара при одном и том же массовом расходе требует соответствующего роста проходных сечений последних ступеней турбины. Если же учесть упомянутый выше повышенный расход пара на турбинах насыщенного пара, то станет очевидной практическая невозможность создания мощных турбин насыщенного пара с конечным давление 0,0035 МПа. Поэтому, несмотря на некоторое снижение тепловой экономичности, конечное давление пара для АЭС с водным теплоносителем принимается не ниже 0,0040 МПа, а для мощных турбин предпочтительнее 0,0045 МПа. Конкретный выбор конечного давления пара связан с номинальной частотой вращения турбины – 50 или 25 с-1, причем для быстроходных турбин окружные скорости выше и поэтому допустимая влажность меньше.

59

ностных ПНД, из которых либо полностью компонуется система регенерации низкого давления некоторых турбоустановок (К-500-65/3000, К-750-65/3000, К-1000- 65/1500), либо являющихся составной частью комбинированных схем (К-1000- 60/3000, К-1250-60/3000 и др.).

Некоторые конструктивные решения позволили получить высокие теплотехнические характеристики аппаратов в схемах указанных турбоустановок.

В табл. 3.2 приведены опытные значения недогревов в подогревателях, полученные в ходе испытаний на ряде АЭС построенных в СССР. Сопоставление их со значениями недогревов для аналогичных аппаратов, выпускаемых зарубежными фирмами, позволяет сделать вывод, что по этому важному показателю тепловой эффективности серийные отечественные подогреватели находятся на одном с ними уровне.

Таблица 3.2 Значения недогревов в поверхностных ПНД турбоустановок АЭС [23]

3.5 Система подогревателей высокого давления

Для АЭС с водо-водяными реакторами типа ВВЭР при начальном давлении пара Р0 = 6,4 МПа для парогенератора с многократной циркуляцией без экономайзера температура питательной воды составляет 230 °С, для прямоточного парогенератора с экономайзером – tп.в = 220 °С. Эти значения температуры питательной воды реализуются в группе ПВД, состоящей из трех подогревателей: однокорпусных на турбоустановках типа К-220-44, К-500-60/1500 и двухкорпусных на турбо-

установках типа К-1000-60/1500, К-1000-60/3000 [24, 25].

Стремление максимально упростить тепловую схему энергоблока и тем самым повысить эксплуатационную надежность и экономичность реализуется для ПВД путем их максимального укрупнения. Это приводит к тому, что для самых мощных блоков ПВД, как правило, устанавливаются двумя параллельными линиями, рассчитанными на пропуск и нужный подогрев всего количества питательной воды. Однако на существующих турбоустановках ПВД имеют исключительно большую металлоемкость, что связано с неоптимальным выбором значений нагрева по ступеням и стремлением к очень низким величинам недогревов. Эти обстоятельства были вызваны некорректным формированием цен на оборудование, что приводило, например, к целесообразности осуществления недогрева, равного 1 °С. При таком подходе оправданным является увеличение числа ступеней подогрева (например, для турбины К-1000-60/1500) до одиннадцати при среднем нагреве в ступени для шести корпусов ПВД всего на 20 °С. В этой связи для перспективных установок предполагается уменьшение числа ПВД: оно не должно превышать двух при tп.в = 231-239 °C и одного при tп.в = 220-225 °C [23].

Как для существующих, так и для перспективных турбоустановок предпочтительной остается одноподъемная схема прокачки питательной воды (питательный насос располагается перед группой ПВД), тем более, что отмечается тенденция к сокращению числа ПВД. Этому, также, способствует переход на повышенное давление в деаэраторе, выбираемое для перспективных турбоустановок АЭС на уровне 1,25-1,6 МПа.

Технические характеристики регенеративных подогревателей турбин АЭС приведены в таблицах 3.3-3.5.

62

Таблица 3.4 Основные характеристики смешивающих подогревателей низкого давления турбин АЭС [Зорин] .Завод-изготовитель – ТКЗ.

64

65