Диссертация (781919), страница 24
Текст из файла (страница 24)
Из деаэраторов питательная вода забирается питательными насосами и, пройдя два подогревателя высокого давления, смешивается140с потоком воды из сепаратора, после чего с температурой 218 °С поступает в парогенераторыЯППУ.Рисунок 2.59 – Процесс расширения пара в турбине К-1000-5.9/50Снабжение паром приводных турбин питательных насосов осуществляется паром, отобранным после сепаратора-пароперегревателя. Приводные турбины снабжены собственнымиконденсаторами, конденсат из которых направляется в конденсатор основной турбины.Основные расчетные показатели стандартного энергоблока АЭС приведены в таблице 2.12.141Таблица 2.12 – Энергетические показатели турбоустановки К-1000-5,9/50ХарактеристикаТепловая мощность ЯППУ, МВтЭлектрическая мощность турбоустановки, МВтУдельный расход теплоты, кДж/кВт·чПаропроизводительность ЯППУ, кг/сУдельный расход пара, кДж/кВт·чЭлектрический КПД турбоустановкиПерепад энтальпий на турбину, кДж/кгЭквивалентный теплоперепад, кДж/кгЗначение2972,551020,1310490,031630,505,750,34967,05644,87Проведем анализ зависимости тепловой экономичности энергоблока с промежуточным перегревом пара от давления, при котором этот перегрев осуществляется.
Для чистоты оценкиопределим уровень тепловой экономичности для различных температур пара на входе в цилиндр низкого давления на примере турбоустановки без регенерации.Рассмотрим, как меняется тепловая экономичность энергоустановки при изменении давления промежуточного перегрева от 0,3 МПа до 3 МПа при изменении температуры перегревапара в интервале от 450 до 750 °С.Данная зависимость является функцией двух переменных η = f(pпп, tпп) и в трехмерном пространстве представляет собой поверхность. Искомая функция изображена на рисунке 2.60.Рисунок 2.60 – Зависимость КПД турбоустановки от давления и температуры промежуточногоперегрева142Значения экономичности для заданных температуры и давления промежуточного перегреваопределены по выражению (2.12), описывающему полученную автором и представленную нарисунке 2.60 поверхность.η∙ lnппс∙пп∙ lnпп∙пп∙пп∙ ln(2.12)ппгде pпп подставляется в МПа, tпп – в °С, а коэффициенты имеют следующие значения:a = 0,39336075;b = -0,012014925;c = 5,4391357·10-5;d = -0,0051851822;e = 4,6184988·10–8;f = 1,6062525·10–5.Зависимость КПД от давления промежуточного перегрева пара для различных уровнейтемпературы приведена на рисунке 2.61.0,4650,460,4550,45η0,4450,440,4350,430,4250,420,4150,4100,5tпп, °C:75017001,5pпп, МПа65060022,55503500450Рисунок 2.61 – Зависимость КПД турбоустановки с промежуточным перегревом пара от давления промежуточного перегрева для различных температур пара143Как и следовало ожидать, зависимость КПД от давления промежуточного перегрева имеетмаксимум и для освоенной в котлостроении температуры в 600-650 °С оптимальное значениядавления промежуточного перегрева составляет порядка 0,75-0,8 МПа.
Реализация промежуточного перегрева пара до температуры 600-650 °С при оптимальном давлении приведет к тому, что на выходе из турбины пар будет находиться в перегретом состоянии, что вызовет потерю теплоты перегрева, если не применять специальных пароохладителей, а также недопустимоеувеличение удельного объема пара, что совместно с ростом его массового расхода не позволитреализовать всю мощность в едином одновальном турбоагрегате.
Для решения этой проблемынеобходимо либо снижать температуру перегрева пара, либо повышать давление, при которомэтот перегрев осуществляется.Стоит отметить, что изменение КПД в области его максимальной величины для всех уровней температур промежуточного перегрева пара в определенном интервале давлений меняетсянезначительно. Для температуры 600 °С при изменении давления промежуточного перегрева от0,5 до 1,2 МПа изменение экономичности установки происходит не более чем на 0,15 %. Такимобразом, повышение давления сверх оптимальных значений на 0,40-0,45 МПа позволяет получить на выхлопе турбины сухой насыщенный или влажный пар с влажностью 1-2 % при незначительном снижении экономичности.Очевидно, что снижение степени перегрева пара на выходе из цилиндра низкого давленияпосредством уменьшения температуры промежуточного перегрева приведет к гораздо большейпотере экономичности энергоустановки.
Кроме того, при снижении температуры пара промежуточного перегрева оптимальная величина давления, как это хорошо видно из номограммы,приведенной на рисунке 2.61, уменьшается, что смещает процесс расширения вправо и для достижения заданных параметров пара на выхлопе турбины вынудит дополнительно снизить температуру перегрева, тем самым вызывая еще большее снижение коэффициента полезного действия.Таким образом, наиболее рациональным решением для достижения максимально возможного прироста КПД и электрической мощности турбоустановки является осуществление промежуточного перегрева пара до освоенного на настоящий момент уровня температур в 620 °Спри давлении 1,2 МПа.Тепловая схема турбоустановки с внешним перегревом пара после парогенератора до600 °С и промежуточным перегревом пара до 620 °С при давлении на входе в цилиндр низкогодавления 1,2 МПа представлена на рисунке 2.62.
Процесс расширения пара в h-S координатах втурбине с промежуточным перегревом пара представлен на рисунке 2.63.Данная схема отличается от предыдущей рассматриваемой тепловой схемы, как уже былосказано, наличием промежуточного перегрева пара, а также расположением регенеративных144отборов, реализованных из проточной части турбины. В связи с увеличением разделительногодавления между цилиндрами высокого и низкого давления турбины в данной схеме из ЦВДосуществляется лишь два отбора пара, из которых снабжаются паром подогреватели высокогодавления. Остальные шесть отборов пара производятся из цилиндра низкого давления.
Востальном приведенная на рисунке 2.62 тепловая схема аналогична схеме с перегревом парапосле парогенератора ЯППУ без промежуточного перегрева.Исходные данные для расчета рассматриваемой тепловой схемы приведены в таблице 2.13.Основные энергетические характеристики тепловой схемы гибридной энергоустановки спромежуточным перегревом пара представлены в таблице 2.14.Рисунок 2.62 – Тепловая схема турбоустановки с перегревом пара после парогенератора ЯППУдо 600 °С и промежуточным перегревом до 620 °С145Рисунок 2.63 – Процесс расширения пара в турбоустановке с перегревом до 600 °С и с промежуточным перегревом до 620 °СТаблица 2.13 – Исходные данные для расчета турбоустановки с перегревом пара после парогенератора ЯППУ в котле-пароперегревателе и промежуточным перегревом параПоказательДавление пара в парогенераторе ЯППУ, МПаПараметры свежего пара:- давление, МПа- температура, °СПараметры промежуточного перегрева:- давление, МПа- температура, °СЧисло регенеративных отборовТемпература питательной воды, °СНоминальная температура охлаждающей воды, °СДавление в конденсаторе, кПаМаксимальный расход свежего пара, кг/сЗначение6,34,96001,26208218204,91630,5146Таблица 2.14 – Энергетические характеристики турбоустановки с перегревом пара после парогенератора ЯППУ до 600 °С и с промежуточным перегревом до 620 °СХарактеристикаТепловая мощность ЯППУ и внешний перегрев, МВтТепловая мощность ЯППУ, МВтТепловая мощность внешнего пароперегревателя, МВтЭлектрическая мощность турбоустановки, МВтДополнительная электрическая мощность, МВтУдельный расход теплоты, кДж/кВт·чПаропроизводительность ЯППУ, кг/сУдельный расход пара, кг/кВт·чЭлектрический КПД турбоустановкиКоэффициент использования теплоты органического топливаПерепад энтальпий на турбину, кДж/кгЭквивалентный теплоперепад, кДж/кгЗначение4978,282950,852027,432009,771009,778917,351606,402,880,400,501511,051289,52Применение промежуточного перегрева пара до 620 °С позволяет вдвое увеличить электрическую мощность турбоустановки, при этом ее электрический КПД достигает 40,37 % [134,253-260].Рассмотрим возможности создания котла-пароперегревателя для гибридной АЭС с промежуточным перегревом пара.Такой пароперегреватель необходим в случае реализации гибридной АЭС с огневым перегревом пара как после парогенератора ЯППУ, так и перед цилиндром низкого давления паровойтурбины.
Тепловая мощность внешнего пароперегревателя должна составлять 2060 МВт. Пароперегреватель должен обеспечивать температуру пара перед цилиндром высокого давления600 °С, а перед цилиндром низкого давления – 620 °С.Конструкция котла-пароперегревателя для гибридной АЭС с огневым перегревом пара после парогенератора ЯППУ до 600 °С и с промежуточным перегревом пара до 620 °С представлен на рисунке 2.64.Гидравлическая схема котла-пароперегревателя, включающая схемы тракта первичного ивторичного пара, изображена на рисунке 2.65.147а) продольный разрезб) поперечный разрезРисунок 2.64 – Конструкция котла-пароперегревателя для гибридной АЭС с перегревом пара после ПГ ЯППУ до 600 °С и промежуточнымперегревом пара до 620 °С148Рисунок 2.65 – Гидравлическая схема котла-пароперегревателя для гибридной АЭС с перегревом пара после парогенератора ЯППУ до 600 °С и промежуточным перегревом пара до 620 °СПеред перегревателем пар разделяется на два потока.
Основной поток направляется в поверхности нагрева котла, а относительно небольшой расход пара, не поступающий в поверхности нагрева, служит для охлаждения основного потока во впрыскивающих пароохладителях.Первой по ходу пара поверхностью нагрева котла-пароперегревателя является первая ступеньконвективного пароперегревателя, расположенная на месте экономайзера традиционного котла,в хвосте опускной шахты. В указанной поверхности пар подогревается от температуры в парогенераторе ЯППУ до 320°С, после чего направляется в трубные поверхности топочной камерыперегревателя. Из экранных поверхностей топочной камеры пар поступает в поверхности, расположенные на стенах и потолке горизонтального газохода (ГГ), после прохождения которыхпроисходит его охлаждение холодным паром во впрыскивающем пароохладителе 1 (ПО 1).
Изпароохладителя ПО 1 пар поступает в ширмовый пароперегреватель, состоящий из 25 ширм,движение рабочей среды в котором, так же, как и в экранных поверхностях, с целью снижениягидравлических потерь организовано в один ход. Для защиты от перегрева труб второй ступениконвективного пароперегревателя (КПП 2) после ширм установлен второй пароохладительПО2, из которого пар и поступает в КПП 2, где его температура увеличивается до заданной величины, равной 600 °С.149С целью снижения потерь давления в конвективном пароперегревателе второй ступени было принято решение установить его не в горизонтальном газоходе, как это обычно практикуетсяв энергетических котельных агрегатах, а в конвективной шахте.
Конвективную шахту решенобыло разделить на две равные части, расположив паровые коллекторы не параллельно, а перпендикулярно к фронту котла. Сечение каждой половины опускной шахты представляет собойпрямоугольник со сторонами 7 × 12 м. Такое решение позволило увеличить суммарную длинуколлекторов, увеличив тем самым количество параллельных труб и снизив скорости пара, соответственно, и потери давления в пароперегревателе.В промежуточном перегревателе входной пакет является регулирующим и часть потокавторичного пара направляется по байпасному паропроводу на вход второй – выходной ступенипромежуточного пароперегревателя, на выходе из которой пар имеет температуру 620 °С.Характеристики поверхностей нагрева котла-пароперегревателя приведены в таблице 2.15.На рисунке 2.66 изображена T-Q диаграмма пароперегревателя.Компоновка котельного агрегата и его поверхностей нагрева, а также организация движения рабочей среды в этих поверхностях, обусловлена одним из основных требований, а именнообеспечением минимального гидравлического сопротивления пароперегревательного тракта.Именно это требование определят целесообразность применения внешнего перегрева пара после парогенератора ЯППУ с реакторной установкой ВВЭР-1000.Основные характеристики внешнего огневого пароперегревателя для гибридной АЭС спромежуточным перегревом пара представлены в таблице 2.16.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
