Тепломеханическое оборудование АЭС

Содержание курса:

Термодинамические циклы
Парогенераторы и теплообменники
Турбомашины АЭС
Конденсационные установки АЭС
Система регенеративного подогрева

Раздел 1. Термодинамические циклы

Ядерными называются энергетические установки (ЯЭУ), в которых используется ядерное топливо.

Особенность циклов ЯЭУ обусловлена типом ядерного реактора (ЯР). В реакторе воде передаётся теплота, полученная в результате ядерной реакции. По состоянию теплоносителя ЯР могут быть кипящего и некипящего типа.

Рабочее тело − это вещество, с помощью которого происходит преобразование тепловой энергии в механическую.

Процессы подвода 4-1 и отвода 2-3 теплоты изобарно-изотермические.
Процессы расширения пара в турбине 1-2 и сжатия в компрессоре 3-4 адиабатные.

Паротурбинная установка с циклом Карно

T-S – диаграмма

Работа сжатия влажного пара lв компрессоре составляет очень большую часть от работы турбины.

КПД действительного цикла составляет 24% против 52% - идеального.

Практического применения цикл не имеет!

T-S – диаграмма

P-V – диаграмма

В цикле происходит полная конденсация водяного пара (процесс 2-3), а адиабатное сжатие (процесс 3-4) осуществляется только в жидкой фазе.

Процесс подвода теплоты в цикл 4-1 происходит в жидкой и паровой фазах при постоянном давлении p1.

Паротурбинная установка с циклом Ренкина

T-S – диаграмма

Работа сжатия воды в насосе составляет малую часть от работы в турбине:

Для действительного цикла Ренкина необратимость адиабатного сжатия воды в насосе практически не влияет на его КПД.

Преимущество цикла Карно в большей температуре подвода теплоты в цикл, чем в цикле Ренкина. Это обуславливает больший термический КПД цикла Карно, чем Ренкина.
Преимущество цикла Ренкина в меньших затратах работы на сжатие воды в насосе, по сравнению с затратами на сжатие влажного пара в компрессоре. В результате КПД действительного цикла Ренкина больше, чем Карно.
Недостатками обоих циклов будет ограничение максимальной температуры цикла критической температурой воды и большая влажность пара в последних ступенях турбины.
Для практической реализации предпочтителен цикл Ренкина. Вопрос о снижении конечной влажности пара в турбине необходимо решать дополнительными мероприятиями.

Действительные необратимые циклы Карно и Ренкина

Далее пар поступает в ЧВД турбины, сепаратор, пароперегреватель и ЧНД турбины.

Под парогенератором АЭС понимается теплообменный аппарат, служащий для производства рабочего пара за счет тепла, вносимого в него охладителем реактора (первичным теплоносителем).
Парогенератор - один из основных агрегатов двухконтурных АЭС.

Основные характеристики парогенератора АЭС являются:
паропроизводительность;
параметры пара;
чистота пара (а для цикла с насыщенным паром - и влажность);
температура питательной воды.

В общем случае парогенератор АЭС имеет:
подогревательный (водяной экономайзер),
испарительный (испаритель);
пароперегревательный (пароперегреватель) элементы.
Эти элементы могут быть совмещены в одном теплообменном аппарате, а могут быть и самостоятельными теплообменниками, включенными последовательно в контуры обоих теплоносителей.

(продолжение)

Движение рабочего тела в экономайзере и пароперегревателе всегда однократное и принудительное.
По способу организации движения рабочего тела в испарителе парогенераторы делятся на три группы: с естественной циркуляцией, с многократной принудительной циркуляцией и прямоточные.

Парогенераторы с естественной циркуляцией характеризуются многократным движением воды в испарителе за счет естественного напора, возникающего из-за разности весов столбов жидкости в опускной системе и паро-водяной смеси в подъемной. Испаритель в этом случае представляет собой замкнутый контур.

Парогенераторы с многократной принудительной циркуляцией также имеют многократное движение воды в испарителе, но уже вследствие напора, создаваемого циркуляционным насосом, включенным в опускную систему.

Прямоточные парогенераторы характеризуются включением всех элементов в одну последовательную цепь с однократным принудительным движением в них рабочей среды, используя напор питательного насоса.

Прямотрубный теплообменник «труба в трубе»

Прямотрубный теплообменник «труба в трубе» с компенсатором

Теплообменник «труба в трубе» в виде плоского змеевика

Кожухотрубный теплообменник с плавающей головкой

Кожухотрубные теплообменные аппараты

Кожухотрубный теплообменник с U-образными трубками и U-образным кожухом

Кожухотрубный теплообменник с плоскими змеевиками

Кожухотрубный теплообменник с винтовыми змеевиками

Теплообменные аппараты погружного типа

Являются разновидностью кожухотрубных теплообменников, отличаются тем, что теплообмен в межтрубном пространстве происходит в условиях свободной конвекции, кипения или конденсации в объеме.
В атомной энергетике широкое применение нашли горизонтальные и вертикальные парогенераторы погружного типа.

Горизонтальный парогенератор погружного типа с U-образными трубками

Горизонтальный парогенератор погружного типа с внутренними разделенными коллекторами и с U-образными трубками, лежащими в вертикальной плоскости

Вертикальный парогенератор погружного типа с U-образными трубками и общей трубной доской

Вертикальный парогенератор погружного типа с плоскими змеевиками и встроенными коллекторами

Теплообменные аппараты погружного типа

Эксплуатационная надежность теплообменных аппаратов достигается:

герметичной конструкцией прежде всего полости первичного теплоносителя;
выбором соответствующей технологии изготовления и методов контроля качества, особенно сварных соединений.

По количеству и составу корпусов
По виду теплоносителя
По среде находящейся в трубах
По способу омывания стенки ПТО
По способу организации кипения рабочего тела в ИСП
По форме и расположению корпуса
По форме и способу термокомпенсации ПТО:
По способу ввода ПТО в корпус
По способу конструктивного оформления корпуса
По способу осушки пара в ИСП
По способу догрева питательной воды до температуры насыщения

К-1000-60/1500-1 ХТГЗ - конденсационная турбина номинальной мощностью 1000 МВт, номин. начальным давлением 60 кгс/см2, номин. частотой вращения 1500 об/мин, первой модификации, Харьковского турбогенераторного завода. (ВВЭР)
2. К-500-65/3000 ХТГЗ - конденсационная, Nном=500 МВт, p0=65 кгс/см2, n=3000 об/мин, ХТГЗ. (РБМК)

ТЭС:

АЭС:

Маркировка

Паровые турбины в промышленности

Совокупность неподвижной и вращающейся решеток называют турбинной ступенью.

В неподвижной решетке происходит преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую, и поэтому эту решетку обычно называют сопловой (иногда называют направляющая решетка).
Во вращающейся решетке кинетическая энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора.

Ступень турбины. Принцип работы

В паровых турбинах реактивность ступени - это отношение располагаемого теплового перепада рабочей решетки к располагаемому тепловому перепаду ступени:

Потери от влажности

ξBЛ = а yср

Экономичность ступени в целом оценивается внутренним относительным КПД:

Внутренняя мощность, развиваемая ступенью:

Потери в паровой турбине

- относительная скорость пара

- абсолютная скорость на выходе из РК

Окружное усилие:

Мощность, развиваемая потоком пара на рабочих лопатках:

Схема реактивной ступени

Абсолютная скорость пара после выхода с лопатки:

Относительная выходная скорость ω2 получается
за счет понижения энтальпии пара

Наивыгоднейшая работа пара возможна только при идеальном процессе, когда выходная скорость равна нулю, (с2 = 0).

Активная:

Реактивная:

Реактивная турбина при прочих равных условиях требует вдвое больших окружных скоростей, чем активная.

Если предположить, что расширение пара происходит без потерь и без теплообмена с внешней средой:

В общем виде для канала уравнение неразрывности записывается в виде

В дифференциальной форме это уравнение принимает вид

Импульс силы - произведение величины силы на время действия; количество движения - произведение массы на скорость.

В сечении F:

В сечении F+dF:

На боковую поверхность:

Сила сопротивления (трения) - dS

Уравнение количества движения для одномерного установившегося потока

Неподвижные каналы:

Рабочие каналы:

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

Располагаемый тепловой перепад составляет 1000...1800 кДж/кг.

При допустимых окружных скоростях рабочей решетки и наивысшем КПД ступень может переработать теплоперепад в пределах 30...200 кДж/кг.

Преимущества и недостатки многоступенчатых турбин

Для примера:

Обеспечить необходимую прочность деталей ротора невозможно!

1. Каждая ступень срабатывает часть общего теплоперепада турбины при высоком КПД и допустимой окружной скорости рабочих лопаток по условиям прочности. Этим обеспечивается высокая экономичность и надежность работы паровой турбины.
2. Конструкция многоступенчатой турбины позволяет осуществить:
- отбор пара из турбины для регенеративного подогрева питательной воды;
- промежуточный перегрев пара.

Преимущества:

Основной недостаток – сложность конструкции.

Большая мощность

Сложность конструкции

Современные ТУ –
многоцилиндровые

Электрическая мощность турбины:

Однопоточная турбина имеет мощность не более 50-100 МВт.

Gк - расход через последнюю ступень;
m - коэффициент, учитывающий выработку электроэнергии паром, ушедшим из турбины на регенерацию, обычно m = 1,2...1,35; если отборов нет, то m = 1;

- располагаемый тепловой перепад турбины, при используемых параметрах пара;

- относительный электрический КПД установки, при современном уровне развития турбостроения составляет не более hОЭ = 0,73.

За счет чего возможно увеличение мощности турбины?

подолжение

!

- осевая площадь выхода из ступени диаметром d2 и с высотой лопатки l2

Выбор давления в конденсаторе и оценка выходной потери выполняется на основании технико-экономических расчетов.

Углубление вакуума

Рост КПД

Рост стоимости КУ

Рост стоимости СТВ

Рост стоимости ТУ

Увеличение скорости на выходе из ступени позволяет увеличить расход, но при этом увеличивает выходную потери и снижает КПД.

Для турбин АЭС принято: pк = 3,9...5,1 кПа, ΔHВС = 16...30 кДж/кг, с2 = 180...300 м/с.

Увеличить расход можно только за счет увеличения площади выхлопа

!

!

n - частота вращения ротора;
ρмат - плотность материала лопатки;
kразг - коэффициент разгрузки, учитывающий, что лопатка по высоте выполняется с уменьшением площади поперечного сечения. Максимальное значение kразг = 2,4.

Для стальной лопатки при [σ] = 450 МПа и ρ = 8000 кг/см3 и n = 50 1/с
Ωmax = 8,6 м2.
При диаметре ступени d2 = 2,5 м это дает высоту лопатки l = 1,05 м.

Из условия, что максимальные напряжения в теле лопатки не должны быть больше допускаемых [σ], можно определить максимальную площадь выхлопа.

Например:

Предельная мощность турбины

электрическая мощность однопоточной турбины ограничена;
применение многоцилиндровых турбин с несколькими цилиндрами низкого давления, что позволяет в несколько раз увеличить площадь выхлопа, а значит и мощность.

Уменьшение частоты вращения

Уменьшение частоты вращения ротора турбины вдвое, при частоте в сети 50 Гц до n = 1500 1/мин увеличивает мощность турбины в 4 раза.
Выбор частоты вращения делается на основании технико-экономического расчета, так как с ростом мощности при этом происходит некоторое ухудшение КПД.
При частоте вращения n = 1500 1/мин применяются четырехполюсные генераторы

Ухудшение вакуума

Ухудшение вакуума дает возможность увеличить удельный объем на выходе из последней ступени и увеличение за счет этого мощности турбины.
Увеличение конечного давления от pк = 3,5 кПа до 5 кПа для турбин насыщенного пара при тех же размерах последней ступени увеличивает мощность турбины на 13%, но при этом КПД установки снижается на

.

подолжение

.

Применение новых материалов для рабочих лопаток

Применение материалов с большей прочностью или меньшей плотностью позволяет увеличить длину лопаток последней ступени, а, значит, и площадь выхлопа.
Прочность металла оценивается удельной прочностью

Удельная прочность может увеличиваться за счет увеличении допускаемого напряжения или же уменьшения плотности.
Если для стальной лопатки предельная высота составляет 960 мм при частоте вращения
n = 50 1/с, то для лопатки из титанового сплава - 1200 мм.

подолжение

Конструкция ступени Баумана
(английская фирма АДЭ-АЕИ)

Отбор пара в конденсатор – увеличение коэффициента m

Понятие эрозии

Термин "эрозия" (от латинского слова "erosion" - разъедание) означает износ поверхности детали, возникающий вследствие комплексного воздействия внешний сил при контакте поверхности материала со средой, в которой он находится.

Ударная эрозия

Щелевая эрозия

Причины эрозии:
остронаправленные импульсные воздействия капель;
накопление деформаций;
импульсные всплески давления при конденсации пузырьков пара на поверхности;
возникновение и захлопывание кавитационных пузырьков на поверхностях и шероховатостях поверхностей лопаток.

Внутренний относительный КПД турбины

Увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины примерно тоже на 1%.

Капли влаги, особенно крупные, протекают через ступень по своим траекториям, отличным от течения пара.

Необходимость сепарации:

Приобретают скорость меньшую, чем скорость пара, которая направлена навстречу окружной скорости.

Они вызывают тормозящий эффект.

Эрозионное воздействие на лопатки турбины.

*

*

*

Конструкция влажнопаровых турбин должна предусматривать отвод влаги из проточной части.

!

!

Наличие внешних сепараторов и внутри турбинные сепарационные устройства.

Сепарация приводит к:

Организация внутритурбинной сепарации влаги

Унос влаги…

Необходимость увеличивать расход пара на ТУ

+

+

+

-

-

!?

=

Сепарация применяется не на всех ступенях, а там где влажность достигает более 5%

Выводы:

высокохромистые стали;
термообработка поверхностей;
электроискровое упрочнение поверхностей;
напайки их твердых сплавов;
лопатки из титановых сплавов

+

Повышение надежности ТУ

Уменьшение эрозии проточной части ТУ

!

Активные методы:

Пассивные методы:

Ук=7-8 %

Высота лопатки 780 мм:

3000 об/мин

Ук=13-14 %

Допустимая влажность после отдельных цилиндров турбины зависит, прежде всего, от величины окружной скорости, то есть от высоты лопатки рабочего колеса и числа оборотов машины.

комбинированная схема с выносной сепарацией и паровым промежуточным перегревом пара

Понижается влажность пара в конце процесса расширения в турбине и тем самым удается избежать или, по крайней мере, уменьшить эрозионный износ лопаток последних ступеней.

Повышение относительного внутреннего КПД последующей части турбины вследствие уменьшения потерь от влажности.

Эквивалентная температура дополнительного цикла будет ниже эквивалентной температуры основного цикла, поэтому паро-паровой промперегрев не повышает, а, наоборот, снижает теоретический КПД всего цикла.

За ПП:

Против ПП:

снизить влажность пара с 8 -14 % до 1-2 %
избежать затрат теплоты греющего пара на предварительную осушку.

Применение сепаратора позволяет:

Сочетание сепаратора и перегревателя называют СПП

Температура перегрева будет ниже начальной температуры свежего пара

термический КПД

Создание и поддержание вакуума за последней ступенью турбины.
Сохранение конденсата отработавшего пара в цикле ПТУ.
Создание определенного запаса конденсата для устойчивой работы конденсатного насоса.
Сбор и утилизация низкопотенциальных потоков пара и воды из тепловой схемы турбоустановки.
Деаэрация, т.е. удаление растворенных газов (СО2 и О2) из конденсата.
Прием пара из паросбросных устройств турбины при пусках, остановах и сбросах нагрузки.

Поверхность охлаждающих трубок делит конденсатор на две части: паровое пространство и водяное пространство.

Типы конденсаторов

Воздух заполнит все межтрубное пространство и работа КУ прекратится

ПТЭ: Присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле:

Gв = 8 + 0.065N

Принцип действия поверхностного конденсатора

Рабочая схема конденсационной установки

циркуляционный насос

конденсатный насос

воздушный насос

+

+

= эффективная работа КУ

Состав КУ:
а) конденсатор;
б) основные эжекторы;
в) циркуляционные насосы;
г) конденсатные насосы.
Дополнительно:
д) пусковые эжекторы;
е) эжекторы циркуляционной системы.

Типы эжекторов

Пусковые эжекторы (ПЭ) предназначены для быстрого набора вакуума (до 600 мм рт.ст.) при пуске турбоагрегата (при первоначальном наборе вакуума). В качестве пусковых используются, как правило, одноступенчатые пароструйные эжекторы.

Эжекторы циркуляционной системы предназначены для создания начального разрежения в верхних точках сливных камер конденсаторов при включении цирксистемы.

Эжекторы уплотнений (ЭУ) предназначены для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер уплотнений турбины с целью сокращения потерь тепла и рабочего пара ПТУ.

!

Изменение давления отработавшего пара на 0,01 кгс/см2

Изменение мощности турбины на 11250 кВт

По данным тепловых испытаний паровой турбины
К-1000-60/1500-1
Калининской АЭС

Одна из главных задач эксплуатационного персонала является поддержание вакуума в конденсаторе в установленных заранее пределах

!

Температура пара, покидающего турбину и работающего в замкнутом термодинамическом цикле всегда выше температуры охлаждающей воды.
Охлаждающая вода является естественным холодильником, необходимым для создания замкнутого цикла согласно второму закону термодинамики.

Температура конденсации отработавшего в турбине пара определится как сумма:
а) температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор;
б) нагрева охлаждающей воды в конденсаторных трубках;
в) температурного напора на выходе из конденсатора.

Процесс конденсации пара и нагрева охлаждающей воды в конденсаторе

Процесс конденсации происходит вследствие отдачи охлаждающей среде теплоты конденсации пара, равной теплоте парообразования.

Характеристики водяного пара таковы, что, добиваясь расширения пара в турбине до давлений, меньших атмосферного, можно увеличить срабатываемый теплоперепад в турбине на 25 - 30 % в зависимости от начальных параметров пара.

Приближенная численная зависимость термического КПД паротурбинной установки от конечного давления пара такова, что изменение вакуума на 0,01 кг/см2 приводит к изменению экономичности более чем на 1 %.

увеличенная производительность
основных эжекторов

Дополнительный
расход
э/энергии

Экономический вакуум - давление в конденсаторе, при котором в заданном режиме работы турбоустановки достигается наибольшая ее экономичность.

Предельный вакуум характерен перерасходом электроэнергии на привод циркуляционных насосов и ростом напряжений изгиба в рабочих лопатках последней ступени турбины.

!

экономичность
турбоустановки

к нулю выгоду от углубления вакуума

?

отвода конденсата греющего пара из корпусов подогревателей и поддержание заданного уровня КГП в корпусах;

отсоса воздуха при пуске блока, а также неконденсирующихся газов в процессе работы из парового пространства корпусов подогревателей.

Назначение системы регенеративного подогрева

питание паром отборов турбины регенеративных подогревателей и подогрев в них основного конденсата (питательной воды);

отвод конденсата греющего пара из подогревателей;

поддержание заданного уровня конденсата греющего пара в корпусах подогревателей;

удаление воздуха из корпусов подогревателей;

Решаемые задачи

уменьшает расход пара на последние ступени турбины

уменьшение требуемой длины лопаток последней ступени

Оптимальное число регенеративных подогревателей выбирается на основании технико-экономических расчетов и для ПТУ ТЭС и АЭС обычно не превышает 7-9 (включая деаэратор).

Преимущества такой схемы: 1) простота (отсутствуют дренажные насосы и их обвязка); 2) 100% конденсата проходят через БОУ, что очень важно с точки зрения водно-химического режима.
Недостатки схемы каскадного слива: 1) дополнительный "горячий" поток в конденсатор (возрастают потери тепла); 2) из-за уменьшения расходов пара в отборы перегружаются лопатки последней ступени турбины;