Турбины слабоперегретого пара - регулировочные возможности - АЭС с ВВЭР

Оглавление
АЭС с ВВЭР
Режимы электропотребления
Маневренные возможности энергоблоков - активная зона реактора
Механическая система регулирования реактора
Температурное регулирование  энергоблоков
Конструкционные элементы энергоблоков
Регулировочные возможности турбины
Сравнительная эффективность АЭС в режимах регулирования нагрузки
Развитие и модернизация ВВЭР
Конструкция активной зоны и топливоиспользование ВВЭР
Открытый и замкнутый топливные циклы ВВЭР
Повышение коэффициента воспроизводства
Спектральное регулирование
Тесные топливные решетки
Дожигание топлива
Пути повышения безопасности
Концепции топливной составляющей затрат в ВВЭР
Учет наработки вторичного топлива
Методы поиска наивыгоднейших решений
Аккумулирование тепла на АЭС
Использование слабоперегретого пара
Выбор параметров пикового контура
Регулирование нагрузки снижением мощности
Деформация полей энерговыделения при изменении  мощности
Использование мощностного и температурного эффектов реактивности
Регулировочные возможности турбин
Турбины слабоперегретого пара - регулировочные возможности
Другие пути адаптации АЭС к переменным графикам нагрузок
Оптимизация параметров газовой турбины
Наивыгоднейшие параметры газоводяного подогревателя
Потребители-регуляторы
Внепиковое электротеплоснабжение
Список литературы

Турбины слабоперегретого пара. При изменении нагрузки турбины, работающей на влажном паре, происходит резкое изменение температуры по проточной части, включая паровпуск. Кроме того, при дросселировании с давлений выше 3 МПа пар увлажняется.
Резкое возрастание при этом коэффициента теплоотдачи от пара к металлу наряду с изменением его температуры при частых и быстрых изменениях нагрузки может привести к термоусталостному разрушению деталей турбины [17].
Дальнейшее развитие и совершенствование конструкций парогенераторов АЭС с ВВЭР открывает возможность для получения слабоперегретого пара. Помимо увеличения термического КПД цикла с начальным перегревом (при том же давлении) перемещение точки начала процесса расширения в область перегретого пара приводит к уменьшению скорости изменения температуры рабочего тела при его дросселировании в паровпуске (рис. 7.19). В связи с этим имеется реальная возможность повышения скоростей нагружения и разгрузки энергоблока. Как известно, эти скорости лимитируются в основном разностью температур по ширине фланцев ЦВД и температурными напряжениями роторов ЦВД и ЦНД. В свою очередь, интенсивность теплообмена зависит от температуры поверхности детали и температуры насыщения пара при данном его давлении. Если температура поверхности детали в процессе подъема нагрузки превысит температуру насыщения, то использование перегретого пара позволит получить большую, чем при насыщенном паре, скорость нагружения [171.
Таблица 7.4. Скорость изменения температурного состояния паровпуска

При сбросах нагрузки из-за низких коэффициентов теплоотдачи к перегретому пару от металла в нем не возникает высоких разностей температур. В то же время скорость прогрева металла при пуске турбины будет не ниже, чем при использовании насыщенного пара, так как коэффициент теплоотдачи при этом достаточно высок из-за конденсации перегретого пара на поверхности металла до тех пор, пока температура металла ниже температуры насыщения пара [17]. Кроме того, в значительной мере снижаются проблемы эрозии в головной части турбины.
Вместе с тем, было бы неправильным не видеть некоторых трудностей в создании подобной турбины. Так, в [17]

отмечается, что процесс расширения пара после перехода линии правой пограничной кривой происходит вначале с переохлаждением практически без конденсации. Место начала спонтанной конденсации зависит от скорости расширения и в конечном итоге


определяется градиентом площади сечения канала вдоль его оси, начальным давлением и переохлаждением пара. Наибольшую опасность по соображениям вибрационной надежности турбины представляют кризисные режимы с нестационарными адиабатными скачками уплотнения (спонтанной конденсации), которые возникают преимущественно, когда конденсация происходит в области чисел Маха, близких к единице.
На рис. 7.19 в h — s-диаграмме схематично изображены характерные процессы расширения влажного пара и пара с небольшим начальным перегревом. Регулирование мощности в обоих случаях осуществляется в диапазоне 100 — 30% дросселированием и скользящим начальным давлением. При известной разбивке теплоперепадов по ступеням турбины и геометрии сопловых каналов можно оценить местоположение начала конденсации и выявить вероятность возникновения подобных кризисных режимов.
Соответствующие различным процессам расширения точки начала конденсации при заданном S=1 показаны на рис. 7.19 штрихами. Расчетное давление на входе в канал принято по номинальному режиму в точке пересечения кривой расширения с правой пограничной кривой. Из рис. 7.19 видно, что при понижении начального давления потока опасность возникновения кризисных режимов снижается. Поэтому можно сделать предварительный вывод о том, что в турбинах, работающих на слабоперегретом паре, регулирование нагрузки скользящим начальным давлением дополнительно к другим преимуществам улучшает температурные условия работы наиболее ответственных узлов и первых ступеней ЦВД, практически снимая проблему возникновения термонапряжений, повышает вибрационную надежность лопаточного аппарата по условию вероятности возникновения кризисов течения.
Дополнительно должен быть проработан вопрос о тепловой эффективности такого регулирования на переменных режимах в условиях турбины, работающей на слабоперегретом паре с обычной и измененной промежуточной системой. Экономия топлива от повышения приемистости, повышение расчетной допустимой скорости нагружения энергоблоков, в особенности мощных, приводит к экономии топлива в энергосистеме [66]. Кроме того, в связи с более высокой приемистостью повышаются системная устойчивость к резким колебаниям нагрузки и общая надежность энергоснабжения.
Экономия топлива объясняется перераспределением выработки энергии при увеличении допустимой скорости нагружения а. Выработка на нерасчетных (пусковых) режимах (г|ср < ηΗ) снижается в связи со снижением длительности таких режимов.
В расчетах экономического эффекта принято: Ця = 400- 800 руб/кг; В = 40 МВт-сут/кг; тс = 3ч; N0 = 1000 MBt; дельта NС=12 800 МВт; ас = 4000 МВт/ч; ηΗ = 0,34. Скорости подъема нагрузки оценивались для базового варианта для турбин мощностью 1000 МВт (допускаемая скорость нагружения принята: = 1000 МВт/ч; в сравниваемом варианте α2 = 1,05 — 2,0а1). Сложности возникают при определении среднего значения КПД за период нагружения блока при различной его длительности. Точная оценка расхода тепла на режим нагружения вплоть до достижения номинальной мощности может быть проведена интегрированием функций N — f(x) и η =/(τ) или принятием приближенных оценочных значений. На рис. 7.21 представлены результаты расчетов экономии топливных затрат в условной ОЭС с типовым суточным графиком нагрузки. Из рисунка видно, что величина Δ3 существенно зависит от относительного увеличения допускаемой скорости нагружения.



 
« Атомные электрические станции и их оборудование   Бетон в защите ядерных установок »
электрические сети