Материал: Выбор номинальных параметров теплоносителя и рабочего тела

Для построения процессов расширения пара в проточной части турбины необходимо оценить внутренний КПД проточной части hi. Строго говоря, внутренний КПД для каждой ступени турбины - величина индивидуальная. Обычно значение hi несколько снижается вдоль проточной части турбины. Однако для оценочных расчетов на эскизной стадии проектирования ЯЭУ в целом в расчет можно принять среднее значение внутреннего КПД отдельно для ЦВД и ЦНД.

Для качественно выполненных проточных частей современных турбин большой мощности при Ne > 100 МВт эффективный КПД турбин может достигать hе= 0,83...0,86 при механическом КПД hмех = 0,990...0,995.

Можно воспользоваться обобщенными данными КПД современных турбин, приведенными на графике (рисунок 12). Из характера кривых, показанных на рисунке, следует, что при значениях мощности больше 10...15 МВт увеличение мощности турбины не сопровождается ростом ее экономичности.

Рисунок 12 - Номинальные КПД турбины:

а) - эффективный КПД; б) - механический КПД

Заметим, что существуют различные эмпирические зависимости, по которым также можно оценить значение внутреннего КПД турбины.

Значения внутреннего КПД проточной части турбины и допустимые значения влажности на последней ступени турбины можно также принять, ориентируясь на прототипные данные некоторых турбин отечественных АЭС (таблицы 4 и 5).

Таблица 4 - Параметры ЦВД отечественных ТА

*) ЦВД турбин К-1000-60/1500-1 и К-1000-60/1500-2 унифицированы.

Таблица 5 - Параметры ЦНД отечественных ТА

*) Вместе с ЦСД (4 ст.ЦСД и 5 ст.ЦНД).

10. Выбор параметров пара турбопривода питательного насоса

Если привод питательного насоса паротурбинный, то необходимо определить параметры пара на входе и выходе из турбины с тем, чтобы можно было оценить расход пара на турбину и включить его в материальные и тепловые балансы, которые составляют при расчете параметров рабочего контура.

Питание паром турбопривода питательного насоса (ПH) может быть организовано различным образом. Это может быть подача свежего пара или подача пара из одного из отборов пара. Hа отечественных АЭС, на которых предусмотрены турбоприводы ПH, пар к турбине подается от паропровода после СПП, т.е. к турбоприводу подается перегретый пар. Тогда точка начала расширения пара в турбоприводе Атпн (см. рисунок 6) лежит на изоэнтальпе справа от точки выхода пара из перегревателя Апп. С учетом сравнительно большой протяженности паропровода от перегревателя до турбопривода суммарные гидравлические сопротивления можно оценить Dр = 8...10%.

Отработавший пар турбопривода ПН может направляться на конденсатор (собственный конденсатор или конденсатор главной турбины). Тогда говорят о турбине конденсационного типа. Организация сброса пара после турбопривода ПН на главный конденсатор позволяет упростить схему компоновки всего узла ТПН и, следовательно, увеличить его безотказность

Возможны схемы, когда турбина работает с противодавлением. Тогда отработавший пар может направляться, например, в одни из регенеративных подогревателей или на некоторую нижерасположенную ступень турбины. Последние варианты заметно усложняют общую схему рабочего контура. Hа отечественных АЭС с турбопитательными насосами применяются конденсационные турбины с автономными конденсационными установками.

Давление пара в конденсаторе турбопривода ПН рктпн можно принять того же порядка, что и в главном конденсаторе ргк. В этом случае конденсат из конденсатосборника турбопривода ПН подается в конденсатосборник главного конденсатора собственным конденсатным насосом. Такая схема, например, принята в ПТУ с главной турбиной К-1000-60/3000 и К-1000-60/1500-2. При этом ргкср = 0,05 кГс/см2, рктпн = 0,054 кГс/см2. Возможно и иное решение. Например, в ПТУ с главной турбиной К-1000-60/1500-1 давление в конденсаторе турбопривода ПН принято несколько большим среднего давления в главном конденсаторе - рктпн = 0,06 кГс/см2, при ргкср = (0,0374 + 0,0383 + + 0,0459)/3 = 0,04 кГс/см2.

В этом случае оказалось возможным осуществить безнасосный слив воды из конденсатора турбопривода ПН в главный конденсатор, что упрощает установку и увеличивает ее надежность.

Потерей давления в выхлопном патрубке турбопривода ПН можно пренебречь.

Для построения процесса расширения пара в турбине необходимо оценить ее внутренний КПД hiтпн. В реальной ЯЭУ мощностью 1000 МВт принят турбопривод ТПН К-12-10П, для которого hiтпн составляет 0,79. Для получения столь высокой экономичности турбопривода он выполнен с достаточно развитой проточной частью - количество ступеней равно 10 (турбина ОК-12А - конденсационная одноцилиндровая турбина активного типа с полным подводом пара с 10 ступенями давления). С учетом того, что начальная точка расширения пара сдвинута в диаграмме i-s несколько вправо по отношению к точке начала расширения пара в ЦНД главной турбины (см. рисунок 6), можно ожидать, что влажность пара за последней ступенью турбопривода ПН не будет выступать ограничительным фактором. Так, например, в реальной установке К-12-10П сухость пара за последней ступенью составляет около 0,94...0,95.

Список литературы

1. Атомные станции. Аппаратура, приборы, средства системного контроля и управления. Общие технические требования; Технорматив - Москва, 2014. - 12 c.

. Григорьев В.А. Тепловые и атомные электрические станции; Книга по Требованию - Москва, 2014. - 13 c.

. Седнин А. В., Карницкий Н. Б., Богданович М. Л. Атомные электрические станции. Курсовое проектирование; Вышэйшая школа - Москва, 2014. - 8 c.

. Тевлин С. А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000; МЭИ - Москва, 2014. - 10 c.

. Ямской Николай Московские бульвары. Начало прогулки. От станции "Любовь" до станции "Разлука"; Центрполиграф - Москва, 2014. - 13 c

.Маргулова Т. X., Кабанов Л. П., Плютинский В. И., Байбаков В. Д. Атомная энергетика сегодня и завтра. - М.: Высшая школа, 2009, 166 с.

. Маргулова Т. X. Некоторые основополагающие концепции проектирования атомных электростанций с водным теплоносителем. - М.: Труды МЭИ № 660, 2003

.Atomwirtschaft-Atomtechnik, № 1-12, 1992 и № 1-6, 2003.

. Воронин Л. М. Особенности проектирования и сооружения АЭС. - М.: Атомиздат, 2010.

Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. - М.: Атомиздат, 2011.