Материал: Выбор номинальных параметров теплоносителя и рабочего тела

При исследованиях температурного поля активной зоны ядерного реактора на различных режимах работы, а также в практике эксплуатации ЯЭУ широко используется понятие средней температуры теплоносителя tт.ср В этом случае осредняют величины tт1 и tт2. Так как значение tт.ср непосредственно влияет на реактивность ядерного реактора, то его величину определяют как средневзвешенную в активной зоне. В общем случае

т.ср = a×tт2 + (1- a)×tт1                                                           (8)

Если доля "холодной и "горячей" воды в активной зоне примерно равны, то a = 0,5, и тогда средневзвешенная температура теплоносителя может быть определена как среднеарифметическая

т.ср = (tт2 + tт1) / 2                                                                 (9)

При рассмотрении режимов работы системы компенсации давления теплоносителя определяют среднюю температуру теплоносителя в контуре в целом. Зависимости для определения tт.ср для контура те же, но значение a для активной зоны и для контура могут не совпадать, так как доли "холодной" и "горячей" воды в активной зоне и в контуре могут быть различны.

В заключение заметим, что для простоты расчетов температурного режима первого контура можно пренебречь рассеянием тепла в окружающую среду через поверхности трубопроводов Iк. Это позволяет принять температуру теплоносителя на входе в парогенератор равной температуре теплоносителя на выходе из ядерного реактора, аналогично также и на "холодной" ветви первого контура.

. Общая характеристика метода определения параметров рабочего тела

Выбор параметров рабочего тела в цикле теплового двигателя - сложная комплексная задача. Обычно ее решают методом последовательных приближений. Начальные данные - принятые в расчетах параметры рабочего тела на входе в проточную часть цилиндров турбины, конечные данные - параметры рабочего тела на выходе из проточной части. Мерой приемлемости полученного сочетания входных и выходных параметров может быть влажность пара на последних ступенях цилиндров турбины.

Величина влажности оказывает влияние на показатели надежности турбоагрегата, так как вызываемая ею эрозия проточной части турбины может снизить до недопустимых пределов долговечность и безотказность агрегата. Кроме того, повышение влажности пара отрицательно влияет и на экономичность установки. Исcледования показывают, что увеличение средней влажности пара в турбине на 1% ведет к снижению внутреннего КПД турбины также примерно на 1%.

Целесообразно выбор параметров рабочего тела проводить графо-аналитическим методом, т.е. определение параметров по аналитическим зависимостям или выбор их значений в рекомендованных пределах сопровождают построением процессов рабочего цикла в i-s-диаграмме. Пример построения процессов рабочего цикла показан на рисунке Здесь принят вариант установки на насыщенном паре с однократной промежуточной сепарацией и однократным паровым промежуточным перегревом пара.

Как уже отмечалось, для увеличения надежности работы паровой турбины весьма желательно было бы введение хотя бы незначительного перегрева пара на выходе из ПГ. Однако такая постановка вопроса выводит на проблемы, еще не нашедшие полного технического разрешения. Поэтому в дальнейшем мы будем рассматривать вариант ЭУ: ПГ с кратностью циркуляции больше единицы с естественной циркуляцией рабочего тела, генерирующий сухой насыщенный пар, и ПТУ, работающая на насыщенном паре.

В показанной на рисунке 6 диаграмме состояния рабочего тела и процессы в рабочем контуре обозначены:

Рисунок 6 - Термодинамические процессы рабочего цикла главного двигателя и турбопривода питательного насоса в i-s диаграмме Апг - состояние рабочего тела на выходе из парогенератора

Агт(АЦВД) - состояние рабочего тела на входе в главную турбину (в ЦВД);

Апг-Агт - изоэнтальпийное движение пара в главном паропроводе с некоторой потерей давления. Сюда же относят потерю давления в регулирующих и отключающих (стопорных) клапанах, а также во входных устройствах турбины;

АzЦВД - состояние рабочего тела на выходе из ЦВД;

АЦВД-АzЦВД - расширение пара в ЦВД;

Авхс - состояние рабочего тела на входе в сепаратор;

АzЦВД-Авхс - изоэнтальпийное движение пара по паропроводу (ресиверу) от ЦВД к сепаратору;

Авыхс - состояние пара на выходе из сепаратора;

Авхс-Авыхс - процесс сепарации пара в сепараторе;

Апп - состояние пара на выходе из пароперегревателя;

Авыхс-Апп - процесс перегрева пара;

АЦНД - состояние пара на входе в ЦНД;

Апп-АЦНД - изоэнтальпийное движение пара по ресиверу от пароперегревателя к ЦНД. Сюда же относят отключающие (стопорные) клапаны и входные устройства ЦНД;

АzЦНД (Агк) - состояние рабочего тела на выходе из ЦНД и входе в ГК;

АЦНД-АzЦНД - расширение пара в ЦНД;

Атпн - состояние рабочего тела перед проточной частью турбопривода питательного насоса;

Апп-Атпн - изоэнтальпийное движение пара к турбоприводу питательного насоса;

Аzтпн (Актпн) - состояние пара на выходе из турбопривода ПН и на входе в конденсатор ТПН;

Атпн-Аzтпн - расширение пара в турбоприводе ПН;

В связи с тем, что потеря давления пара от выхода из ЦВД до входа в ЦНД Dр = рzЦВД - рЦНД составляет небольшую величину (около 5%), на диаграмме i-s процесс АzЦВД-АЦНД иногда показывают условной пунктирной линией без выделения характерных точек.

Если в схеме предусмотрен двухступенчатый перегрев пара, то на диаграмме i-s следует показать две точки:

Апп1 - состояние пара на выходе из первого перегревателя, она же - на входе во второй перегреватель;

Апп2 - состояние пара на выходе из второго перегревателя.

При построении процессов расширения пара в ЦНД и в турбоприводе ТПН в диаграмме i-s строго говоря необходимо оценить потери давления в выхлопном патрубке турбины. Потери давления, обусловленные преодолением гидравлических сопротивлений выхлопного патрубка, выражаются в потере энергии пара и, следовательно, в потере экономичности энергоустановки. В расчетах энергоустановки потерю энергии в выхлопном патрубке учитывают введением в расчет коэффициента полных потерь xполнпатр. Если xполнпатр > 1, то рzЦHД > pгк, в турбоприводе ТПН соответственно.

Иногда при конструировании выхлопного патрубка удается организовать в нем использование диффузорного эффекта. В этом случае энергию скорости пара на выходе из последней ступени турбины можно хотя бы частично преобразовать в энергию давления. Тогда xполнпатр < 1, а рzЦHД < ргк. Это позволит уменьшить потерю энергии пара в выхлопном патрубке.

Однако достижение такого эффекта затруднено, так как в выхлопном патрубке сказывается влияние ряда неизбежных дополнительных факторов, вызывающих увеличение потерь давления. Основные из них:

большие скорости пара на выходе из турбины;

трудности рациональной компоновки выхлопного патрубка (особенно для тихоходных турбин, имеющих большую длину лопатки на выходе из турбины);

необходимость поворота потока пара в выхлопном патрубке (от осевого направления потока на выходе из турбины к радиальному направлению на входе в конденсатор);

наличие ряда устройств в выхлопном патрубке (анкерные стяжки, ребра жесткости и другие конструктивные детали).

В то же время комплекс мер по совершенствованию конфигурации выхлопного патрубка позволяет в итоге получить значение xполнпатр близким к единице.а начальной стадии проектирования ЯЭУ, когда конструкция турбоагрегата еще не проработана в деталях, вполне допустимо принять в расчет xполнпатр = 1, следовательно, принять рz = ргк.

При выборе параметров рабочего тела обычно последовательность рассмотрения параметров пара принимают "сверху вниз", т.е. проходят все точки от Апг до Агк.

И последнее замечание. На рисунке 6 расширение пара в турбине (в ЦВД, ЦНД и в турбине ТПН) показано в виде прямых, уклоняющихся вправо. Мера уклонения определяется принятым в расчет значением КПД турбины. В то же время известно, что КПД ступеней турбины не одинаков. Обычно у последних ступеней он заметно ниже. В этом случае расширение пара в проточной части турбины следует изобразить в виде ломанной линии. Однако, на начальной стадии проектирования энергоустановки, когда еще нет детального расчета турбины, в расчет принимают средний КПД проточной части турбины, и процесс расширения в диаграмме i-S изображают в виде прямых.

. Определение параметров пара на выходе из парогенератора и на входе в главную турбину

Известно, что параметры пара, генерируемого в парогенераторе (давление и температура), должны приниматься возможно большими. Это позволяет увеличить КПД цикла и КПД установки в целом. Причем, так как температура пара определяется температурой греющей среды, а температура теплоносителя для ядерного реактора с водяным теплоносителем ограничена, то давление пара обычно принимают максимально возможным, при котором еще происходит парообразование, т.е. приходят к идее применения цикла на насыщенном паре.

Правда, исследования показывают, что цикл на насыщенном паре имеет и свои существенные недостатки. При давлении пара, принятом на АЭС (4...7 МПа), даже сухой насыщенный пар, проходя по паропроводу и через органы регулирования, несколько снижает свое давление (потеря давления может достигать 5...10%), при этом в нем повышается влагосодержание (до 0,30...0,45%). А если учесть, что и исходный пар имеет некоторое количество влаги (по существующим нормам до 0,2%, в реальных установках - до 0,5%), то в итоге уже на первых ступенях турбины может быть заметное содержание влаги. Этот фактор существенно влияет на КПД турбины, в результате некоторый выигрыш в КПД цикла от повышения давления пара до давления насыщения может быть значительно обесценен снижением КПД турбины. Кроме того, увеличение влагосодержания по всей проточной части турбины значительно усиливает эрозию лопаточного аппарата, что снижает долговечность и безотказность турбины. Заметим, что особенно актуальной эта проблема становится при сниженной мощности ЯЭУ. Так, например, при снижении мощности до 50% влагосодержание на входе в турбину может достигать 3%. Поэтому в настоящее время ставится вопрос о целесообразности цикла со слабоперегретым паром (перегрев порядка 20оС). Однако следует иметь в виду, что применение перегретого пара приводит к необходимости применения либо прямоточного парогенератора, либо парогенератора с кратностью циркуляции больше единицы, но с последующей сепарацией пара и установкой после сепаратора пароперегревателя. В первом случае (применение прямоточного парогенератора) потребуется переход на иные более дорогие конструкционные материалы трубной системы парогенератора и значительное ужесточение водного режима II контура. Во втором случае значительно усложняется конструкция парогенератора. В обоих случаях снижается его надежность. В настоящее время в стационарной энергетике в ЯЭУ с ВВЭР наибольшее распространение получили парогенераторы сухого насыщенного пара с кратностью циркуляции больше единицы. Переход на слабоперегретый пар потребует дополнительных технико-экономических исследований о целесообразности такого перехода.

Иногда в ЯЭУ АЭС применяют перегретый пар, но по соображениям иного порядка. Hапример, на одной из зарубежных АЭС "Мюльхайм-Керлих", где температура пара составляет 312оС, давление пара принято лишь в 6,72 МПа (при этом перегрев пара равен 28оС). Такое сочетание параметров пара позволило ограничиться одноступенчатой промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом пара. Повышение давления свежего пара до давления насыщения потребовало бы двухступенчатой промежуточной сепарации и промежуточного перегрева, что значительно усложнило бы схему рабочего контура.

Перегретый пар применяют также в таких одноконтурных установках, где можно организовать внутриядерный перегрев. Hапример, на I и II блоках Белоярской АЭС организован внутриядерный перегрев до температуры порядка 500...510оС. В то же время давление пара составляет лишь 10,8 МПа (перегрев порядка 183...193оС).

Для АЭС с умеренными температурами генерируемого пара давление пара чаще всего принимают равным давлению насыщения.

Вторым важным фактором, который следует иметь в виду при выборе параметров свежего пара, является принятый в парогенераторе принцип подогрева питательной воды до температуры кипения ts, т.е. компоновка экономайзерной зоны ПГ. В конструкциях парогенераторов может быть предусмотрена явно выраженная экономайзерная зона, где подогрев питательной воды до ts осуществляется на соответствующей поверхности трубной системы. Парогенератор может быть выполнен также без явно выраженной экономайзерной зоны. В этом случае питательная вода подогревается за счет конденсации части генерируемого пара.

Достоинство первого варианта компоновки парогенератора заключается в том, что на экономайзерном участке теплопередача происходит при значительно большем температурном напоре, чем на испарительном участке. Это способствует уменьшению поверхности теплопередачи парогенератора. Но на экономайзерном участке заметно меньше коэффициент теплопередачи, поэтому выигрыш в поверхности теплопередачи парогенератора в целом при наличии явно выраженного экономайзерного участка будет иметь место лишь при выполнении условия

Кэ ×dtэ > Ки ×dtи                                                                       (10)

Следует также иметь в виду, что наличие явно выраженного экономайзерного участка (особенно если он выполнен в виде отдельной конструкции) существенно усложняет парогенератор и снижает его надежность. Комплексные исследования этого вопроса привели к тому, что в настоящее время в составе отечественных ЯЭУ АЭС применяется парогенератор без явно выраженной экономайзерной зоны. Диаграмма t-q для такого парогенератора имеет вид, показанный на рисунок 7.

Рисунок 7 - Диаграмма t -q парогенератора без явно выраженной экономайзерной зоны

Принятая в отечественной практике горизонтальная схема парогенератора зарекомендовала себя как надежная и перспективная конструкция с большими возможностями ее дальнейшего совершенствования, в том числе и по увеличению ее паропроизводительности.

Если в разрабатываемой ЯЭУ принята аналогичная схема парогенератора, то выбор параметров рабочего тела на выходе из него сводится к выбору величины dtmin, через которую определяются температура и давление свежего пара:

пг = tт2 - dtmin; pпг = ps(tпг)                                                 (11)

Обычно величина dtmin лежит в пределах от 8 до 10...15оС. Исследования показывают, что изменение этой величины на 2,5оС вызывает изменение поверхности теплопередачи парогенератора на 15...20%. Более точное значение этого влияния может быть получено в каждом конкретном случае детальными технико-экономическими расчетами.

Детальные технико-экономические исследования показывают, что оптимальное значение рпг лежит в пределах..7,5 МПа. На начальной стадии проектирования целесообразно ориентироваться на прототипные данные. Ниже приведены параметры для некоторых ЯЭУ АЭС:

а) для ЯЭУ с ВВЭР-440

рпг = 4,6 МПа;

dtmаx = tт1 - ts(рпг) = 301 - 258,76 = 42,24оС;

dtmin = tт2 - ts(рпг) = 268 - 258,76 = 9,24оС;

б) для ЯЭУ с ВВЭР-1000

рпг = 6,48 МПа;

dtmаx = 322 - 280,62 = 41,38oС;

dtmin = 289 - 280,62 = 8,38oС;

в) для ЯЭУ с ВВЭР РWR

рпг = 6,8 МПа;

dtmаx = 326 - 283,85 = 42,15оС;

dtmin = 292 - 283,85 = 8,15оС.

В установке АЭС - 2006 генерируют пар парамиетров рпг=7,0 МПа; tпг=287 0С. Тогда для парогенератора dtmаx = 329,7 - 287,0 = 42,7оС; dtmin = 298,6 - 287,0 = 11,6 оС.

По принятым значениям рпг и tпг на диаграмме i-s наносят точку Апг.

Для построения точки Агт необходимо оценить гидравлические сопротивления тракта, по которому пар поступает от парогенератора к сопловому аппарату первой ступени турбины (главный паропровод, регулирующая и запорная арматура, входное устройство турбины). Величина этих сопротивлений Dр зависит от длины, поперечного сечения и конфигурации главного паропровода, от конструктивных особенностей устройств и арматуры, расположенных по тракту движения пара. Анализ реально выполненных установок показывает, что эту величину можно принять в расчет порядка 0,4 МПа. В относительных величинах потеря давления в тракте в целом может быть принята Dр = (0,04...0,09) рпг. В стопорном и регулирующем клапанах потеря давления составляет (0,03...0,05) рпг.

Можно принять, что пар в паровом тракте претерпевает изоэнтальпийное дросселирование. С учетом достаточно качественной теплоизоляции паропровода и его устройств такое допущение не вносит существенных погрешностей.

С учетом принятых значений Dр на диаграмме i-s можно нанести точку Агт.

Для одноконтурных ЯЭУ с кипящей водой выбор начальных параметров пара сводится к выбору температуры и давления пара на выходе из ядерного реактора. Так как в одноконтурной ЯЭУ подвод тепла к рабочему телу осуществляется непосредственно от твэлов активной зоны (в отличие от двухконтурных ЯЭУ, где передача тепла осуществляется через посредника - теплоноситель), то температура и давление рабочего тела при прочих равных условиях могут быть приняты более высокими. Кроме того, имеющаяся в кипящем реакторе некоторая неравномерость тепловыделений по радиусу активной зоны не приводит к неравномерности температурного поля на выходе из активной зоны.