Турбины для атомных электростанций - Основные параметры паротурбинных установок

1-2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
Показатели экономичности АЭС и турбинной установки

Как и для электростанций на обычном топливе [46, 54], следует различать к. п. д. турбинной установки

Однако часть делящегося материала, загруженного в реактор, остается неиспользованной и выводится из него при перегрузке горючего. Если а — доля распавшегося ядерного горючего, называемая глубиной выгорания, то общее количество делящегося вещества, загруженного в реактор, на 1 кВт-ч выработанной электроэнергии, кг/(кВт-ч), составит:
(1-5)
Если, как это обычно делают, считать выгорание К, МВт-сут на 1 кг U235, то годовой расход ядерного горючего, кг/год, составит:

(1-6)
где τу — число часов в году использования установленной мощности электростанции.
При проектировании АЭС, выборе оборудования, конструировании турбинной установки и собственно турбины и сравнении вариантов основным показателем являются расчетные затраты в рублях на 1 киловатт-час. Расчетные затраты складываются из себестоимости отпущенной электроэнергии и прибыли, пропорциональной капитальным вложениям. В свою очередь себестоимость электроэнергии, руб/(кВт-ч), складывается из трех составляющих:

В настоящее время топливная составляющая на АЭС относительно невелика, хотя существенно зависит от типа реактора. Капитальные вложения для ВВР существенно меньше, чем для тяжеловодных реакторов. Особенно велики они для АЭС с БНР.
При решении технико-экономических задач следует учитывать, что увеличение единичной мощности реактора и всего блока снижает удельные капитальные вложения. Так, например, по американским данным, увеличение Рэ блока с ВВР с 600 до 1000 МВт снижает удельные капитальные вложения примерно на 17%. К этому следует добавить снижение стоимости АЭС за счет совершенствования оборудования и строительства в связи с накоплением опыта и техническим прогрессом.
Поскольку топливная составляющая стоимости 1 кВт-ч на АЭС относительно невелика, то может создаться мнение о второстепенности для АЭС вопросов экономичности. При заданной тепловой мощности реактора блок АЭС в зависимости от к. п. д. электростанции нетто вырабатывает за определенный промежуток времени какое-то количество электроэнергии. Снижение к. п. д. электростанции означает недовыработку электроэнергии, которая должна покрываться находящимися в этой же энергосистеме тепловыми электростанциями на обычном, но весьма дорогом горючем (например, для европейской части страны стоимость топлива доходит до 20—25 руб/т) или дополнительными мощностями дорогостоящих АЭС.

Выбор начальных параметров

Как известно, к. п. д. турбинной установки повышается с увеличением средней температуры подвода тепла. В связи с этим ТЭС работают на параметрах пара 13—25 МПа и 535—560°С с одним или даже двумя промежуточными перегревами пара, см., например, [54, 69]. Повышение начальных параметров пара на ТЭС лимитируется в основном надежностью работы электростанции в условиях длительной эксплуатации и определяется ее технико-экономическими показателями.
Для атомных электростанций выбор начальных параметров производится с учетом многих факторов:
технически допустимой температуры теплоносителя на выходе из реактора. Эта температура может ограничиваться термической стойкостью горючего или конструкционных материалов активной зоны реактора, а также условиями надежности и возможности изготовления реакторной части АЭС;
надежности работы других элементов АЭС, в том числе надежности турбины, в частности эрозионной;
влияния параметров теплоносителя на коэффициент воспроизводства;
уменьшения глубины выгорания из-за вредных потерь нейтронов в стальных покрытиях твэлов реакторов при высоких температурах теплоносителя;
влияние параметров на входе в турбину на к. п. д. турбинной установки и к. п. д. электростанции нетто;
необходимости в некоторых случаях снижения температуры теплоносителя на входе в реактор;
влияния параметров теплоносителя и рабочего вещества турбины на конструкцию и стоимость оборудования АЭС.
В конечном счете при условии обеспечения надежной работы АЭС выбор начальных параметров определяется минимумом расчетных затрат. При выборе параметров учитывается опыт эксплуатации, а также перспективность принятых решений.
Выбор начального давления р0 для турбин, работающих насыщенным паром, производится, исходя из ряда факторов.

1. Допустимая влажность в конце расширения пара в турбине. (Это ограничение, связанное с эрозией лопаток, рассмотрено подробно в § 3-4.) Очевидно, что чем ниже р0, тем меньше конечная влажность ук. Если, как это обычно принято, используется внешняя сепарация пара, разделяющая турбину на две части: ЧВД и ЧНД, то с учетом рационального давления между этими частями турбины выбор р0 зависит также и от влажности в последних ступенях ЧВД. Большая влажность в конце ЧВД может привести к повышенной щелевой и струйной эрозии (см. § 3-5).
2. Термический к. п. д. турбинной установки. При этом к. п. д. η; простого цикла (без регенерации и промежуточного перегрева) растет с увеличением начального давления до Р0≈16-17 МПа, снижаясь при больших давлениях.
3. Влияние влажности на к. п. д. турбины ηοί. Коэффициент полезного действия ступеней и турбины в целом уменьшается при работе влажным паром. Если считать, что каждый процент средней диаграммной влажности снижает к. п. д. турбины или группы ступеней на 0,87% (см. с. 63), то к. п. д. турбинной установки η3 при рк=5 кПа в зависимости от начального давления р0 можно представить в виде графика на рис. 1-4,а. Например, если р0 повысить с 7 до 9 МПа, то Δηэ/ηэ=2,8%; снижение р0 До 5 МПа ухудшит к. п. д. установки на 4,5%. С учетом влияния влажности на относительный внутренний к. п. д. турбины наивысший к. п. д. установки при отсутствии влагоудаления достигается при р0=13-15 МПа.
4. Зависимость коэффициента теплоотдачи от стенки к воде при кипении от давления, влияющая на выбор начальных параметров одноконтурных АЭС. Для воды наивысший коэффициент теплоотдачи будет примерно при р0≈7 МПа. Большинство электростанций с турбинами насыщенного пара и реакторами кипящего типа ВВРк и ВГРк проектируется в настоящее время на р0=6,5-7,3 МПа.
5. Предельные значения давления и температуры, на которые может быть рассчитан корпус реактора (для двухконтурных схем с ВВРд). В настоящее время ВВРд проектируются на давление до 15—15,5 МПа и давление пара перед турбиной р0=5,0-7,2 МПа.

Следует учесть, что при относительно небольшой средней влажности локальная влажность может оказаться весьма значительной. Для турбин насыщенного пара обычно у0<0,5%.
В двухконтурных схемах АЭС с ВВРд начальный перегрев пара на входе в турбину может быть достигнут:

1. при такой же температуре пара на входе в турбину t0, как и в случае насыщенного пара. Тогда давление пара р0 на входе в турбину должно быть снижено (см. линию ghbна рис. 1-5). Этот способ не нашел применения, так как с уменьшением средней температуры подвода тепла в турбинной установке ухудшится экономичность электростанции;
2. при том же давлении пара на входе в турбину, как и в случае насыщенного пара. Для требуемого при этом прямоточного парогенератора с перегревателем температурный график на рис. 1-5 изображен линией cdef.

Экономичность турбинной установки при этом, естественно, будет выше, чем при насыщенном паре, появится ряд преимуществ в работе собственно турбины, повысится ее надежность. Даже небольшой начальный перегрев пара существенно улучшает миневренность турбины, облегчает условия работы при пониженной нагрузке (см. гл. 7), позволяет надежно контролировать состояние пара на входе в турбину. Недостатком такой схемы является существенное удорожание парогенератора.
Разность температур между выходом воды из реактора t2p и входом пара в турбину t0, т. е. ∆t'0, будет, естественно, меньше, чем Δt0. На рис. 1-5 для такого случая показаны температурные графики для АЭС «Окони» (США), тепловая схема которой изображена на рис. 5-38. Начальный (перед турбиной) перегрев применяет и фирма ББЦ (см. с. 145).
Существенное повышение начальной температуры, которое возможно в реакторах ВГРп с ядерным перегревом, позволяет также заметно снизить расход теплоносителя, уменьшить мощность главных циркуляционных насосов и, возможно, даже отказаться от промежуточной сепарации и перегрева.

Выбор конечного давления

Выбор конечного давления рк для АЭС принципиально не отличается от решения этой задачи для ТЭС и определяется следующими факторами:
снижение рк ведет к увеличению к. п. д. электростанции. Так, например, для АЭС с ГГРу углубление вакуума с 4 до 3 кПа повышает к. п. д. на Δη3/η3=1,5-2%, а для циклов насыщенного пара — соответственно на 2—3%;
снижение рк требует больших поверхностей конденсаторов и охладителей воды, большей мощности циркуляционных насосов и т. д.;
снижение рк и, следовательно, увеличение удельного объема пара за последней ступенью (при тех же выходных потерях) усложняет конструкцию турбины.
Таким образом, выбор рк представляет технико-экономическую задачу.
В то же время, анализируя выбор рк для АЭС, следует учесть два момента: с одной стороны, местоположение АЭС совершенно не связано с местом добычи топлива и может быть выбрано вблизи водоема, достаточного для снабжения АЭС холодной водой. С другой стороны, АЭС в ряде стран, в том числе в СССР, будут располагаться в районах с большой плотностью населения, где, как известно, нет избытка воды. Таким образом, выбор рк существенно зависит от местоположения АЭС.
Анализ параметров турбинных установок большой мощности показывает, что во многих странах расчетное значение рк у АЭС ниже, чем у ТЭС. Так, в ФРГ среднее значение рк в 1970 г. для ТЭС составило 4,65 кПа, а для строящихся и проектируемых АЭС 4,06 кПа. В США для проектируемых и строящихся блоков ТЭС мощностью Рэ>500 МВт указывается рк=8,9 кПа, а для АЭС рк=5,9 кПа.
Однако за последнее время все большее число АЭС в этих странах проектируется с градирнями и соответственно с ухудшением вакуума. Так, например, если первый блок АЭС «Библис» (ФРГ) рассчитан на температуру охлаждающей воды to.в=9,5°С, то второй блок — на to.в=12°С, а второй и третий блоки АЭС «Гундреминген» — на to.в=24,4°C.
Практически нельзя рассматривать влияние Рк на η3 без анализа работы последней ступени турбины.
Если паровая нагрузка на последнюю лопатку Gк/Ω (где Q=iπdl — суммарная кольцевая площадь лопаток последней ступени всех i потоков) невелика, то невелики и потери с выходной скоростью ∆hв.c (см. § 2-3). Хотя и в этом случае уменьшение рк и увеличение потери с выходной скоростью снизят к. п. д. турбины ηoί, но это снижение заметно меньше, чем выигрыш в термическом к. п. д. ηt. Наоборот, при больших нагрузках последней ступени Gк/Ω абсолютное приращение Gк/Ω при снижении рк будет существенным и выигрыш в ηэ не столь значительным, а при определенных условиях будет даже отсутствовать (рис. 1-6).

На этом графике для удобства отношение Gк/Ω заменено отношением Ρэ/Ω, что не вносит заметной погрешности при рассмотрении установок с примерно одинаковыми η3. Из графика, рассчитанного для р0=7 МПа, видно, что при Ρэ/Ω=20 МВт/м² изменение рк от 7 до 4 кПа практически не сказывается на к. п. д. установки η9. В то же время при Ρэ/Ω=5 МВт/м² изменение рк в том же диапазоне дает Δηэ/ηэ=5,8 %. Очевидно, что, если для каждого расчетного рк проектировать турбину с новой площадью Ω так, чтобы ∆hв.c не менялось, то выигрыш от углубления вакуума будет наибольшим (пунктирная линия на рис. 1-6).