книги / Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок

Здесь Г20р — среднетермодинамическая температура от­ вода тепла в цикле; т]м.г — произведение механических к.п.д. турбины и генератора; ть.н — к.п.д., учитывающий расход на собственные нужды.

Из рассмотрения формулы (6.7) следует, что с повыше­ нием средней температуры Т1ср подвода тепла в цикле элек­ трическая мощность установки Ыэ сначала увеличивается, а потом уменьшается, т. е. проходит через максимум. Этот максимум электрической мощности найдется из условия

Дифференцируя уравнение (6.7) по Тг,ср при постоян­ ном значении всех коэффициентов и поверхности* реактора F, получим условия оптимума

Отсюда оптимальная средняя температура подвода тепла в цикле, обеспечивающая максимальную мощность реак­ тора,

Соответствующее этой температуре оптимальное значе­ ние термического к.п.д. цикла

Полученное значение термического к.п.д. цикла яв­ ляется также и экономически наивыгоднейшим при очень малой стоимости ядерного горючего и наличии возможнос­ ти изменения мощности реактора.

На основании изложенного можно сделать весьма важ­ ные выводы, отражающие особенности анализа циклов атомных электростанций:

1.Тепловая и электрическая мощности атомной уста­ новки зависят, главным образом, от двух факторов — теп­ ловой мощности реактора Qx и термического к.п.д. цикла Y]f теплового двигателя.

2.Для реактора с переменным QT существует оптималь­

ное значение средней температуры подвода тепла в цикле 7\ср, которое обеспечивает достижение максимума электри­ ческой мощности атомной установки. Величине Т1ср.опт со­ ответствует термодинамически наивыгоднейшее значение термического к.п.д. Люпт-

3. Тепловая мощность реактора QT и достижимая элек­ трическая мощность атомной установки N9 зависят от ве­ личины предельной температуры тепловыделяющих эле­ ментов Тпр. Чем выше Тпр, тем больше тепловыделение QT, выше оптимальная средняя температура подвода тепла

вцикле Т1ср и больше электрическая мощность установки

иее оптимальный к.п.д.

§ 6.2. Термодинамические циклы АЭС

сжидким или паровым теплоносителем

Циклы насыщенного пара. Воду под давлением приме­ няют как теплоноситель чаще всего на атомных электростан­ циях, где в качестве ядерного горючего используют дву­ окись урана UOo. Оптимальная средняя температура под­ вода тепла в таких циклах, определенная по предельной температуре ТВЭЛ Т пр, оказывается несколько выше воз­ можной температуры теплоносителя на выходе из реак­ тора Т х, т. е.

Г, ср.опт V Т'прТ'з > 7 ^ .

Свойства воды как теплоносителя ограничивают воз­ можность повышения температуры подвода тепла, которая в этом случае, как правило, составляет не более 570—600 К. Очевидно, в этом случае не достигается максимум электри­ ческой мощности установки. В связи с этим стараются осу­ ществлять подвод тепла в цикле при высшем достижимом уровне температуры, приближаясь к изотермическому. На­ грев теплоносителя в реакторе принимают всего на 15—25°С.

Распределение температур в реакторе и паровой регене­ ративный цикл АЭС насыщенного пара при водяном тепло­ носителе показаны на рис. 6.4. Здесь давление воды при­ нято рв = 10,0 МПа, что не дает возможности поднять ее температуру в реакторе выше 582 К* В этих условиях опти­ мальным оказывается цикл насыщенного пара при давле­ нии р = 2,9 МПа. Очевидно, что применение цикла с пере­ гревом пара привело бы к необходимости понижения на­ чального давления пара р и уменьшения термического к.п.д. цикла, ибо известно, что в тех же температурных границах цикл насыщенного пара всегда имеет более высокий терми­ ческий к.п.д., чем цикл перегретого пара. Вместе с тем работа пара в турбине в области его влажного состояния сопровождается дополнительными потерями от ударов ка-

пель влаги о рабочие лопатки. Приближенно считают, что каждый процент влаги в данной ступени вызывает умень­ шение внутреннего относительного к.п.д. этой ступени также на 1 %, т. е.

где х — средняя степень сухости пара в данной ступени (или группе ступеней, если т]0^ определяется для группы ступеней); t\oic — внутренний относительный к.п.д. данной ступени (или группы), рассчитанный для сухого пара.

Все это вынуждает применять различные методы умень­ шения конечной влажности до допустимой величины (12 -4- -т* 13%). Одним из распространенных методов уменьшения конечной влажности пара является его промежуточная сепарация. В этом случае пар после работы в первой группе ступеней турбины, когда его влажность достигает « 12%, направляется в сепаратор, где уменьшает влажность до 1 4* 2% и затем входит во вторую группу ступеней. Конеч­ ную влажность на выходе из второй группы ступеней тур­ бины также выбирают порядка 12 -г- 13%. Если при этом еще не достигнуто конечное давление, то пар направляется во второй сепаратор и после него в третью группу ступеней турбины. Схема паровой АЭС с сепаратором и процесс рас­ ширения пара в i — s-диаграмме показаны на рис. 6.5. Здесь: 23 — процесс в сепараторе С, соответствующий по­ тере давления пара на величинуДрс.

Уменьшить влажность пара возможно также и методом его промежуточной подсушки. В этом случае отработавший в части высокого давления турбины пар поступает в поверх-

ностный паропаровой подогреватель, где за счет тепла ос­ трого пара или отборного пара более высокого давления уменьшает свою влажность до 1—2% или даже до 0. Схема и цикл установки показаны на рис. 6.6. В такой установке острый пар, выработанный в парогенераторе ЯГ, расширяет­ ся в турбине высокого давления ТВД до состояния точки а, после чего поступает в паропаровой теплообменник ПТ для подсушки. Конденсат греющего пара отводится в деаэра­ тор Д. Процесс подсушки в цикле показан линией ас. Подсушенный пар, характеризуемый состоянием точки су поступает в часть низкого давления турбины ТНДУгде работает до состояния точки 2 и затем — в конденсатор К. На Т — s-диаграмме левая заштрихованная пл. 54Ь6 пред­ ставляет собой тепло 0Рсг регенеративного подогрева пи­ тательной воды. Правая заштрихованная пл. 7ас8 — тепло острого или отборного пара высокого давления, от­ данное на подсушку. Незаштрихованная площадь цикла ld3b— полезная работа 1 кг пара при отсутствии подсушки. Дважды заштрихованная пл. ac2d — дополнительная ра­ бота пара основного потока, вызванная его подсушкой-

Площадь всего цикла 1ас23Ь здесь не соответствует его теоретической работе, поскольку в нем не отражено умень­ шение работы, вызванное отбором пара на подсушку. Тео­ ретическая работа /ц< цикла с подсушкой пара меньше площади основного цикла (МЗЬ) на величину потерь от не­ обратимого теплообмена между греющим и подсушивающим паром. Так, если подсушка производится острым паром и на это расходуется ап кг/кг пара, то 1Щ= (1 — ап)

грев пара в специальном высокотемпературном реакторе (включаемом последовательно с основным) или в огневом перегревателе, работающем на органическом топливе.

На рис. 6.7 приведена принципиальная тепловая схема и цикл Белоярской АЭС, где применен перегрев пара в спе­ циальных neperревательных каналах атомного реактора. Здесь: АР — атомный реактор с испарительными {ИК) и перегревательными (ПК) каналами; ПТ — паровая тур­ бина; И — испаритель второго контура; Сг — сепаратор контура I. Как видно из рисунка, в пароперегревательные каналы реактора поступает водяной пар контура И, обра­ зовавшийся из конденсата паровой турбины в испарителе И. Вода контура I, тщательно очищенная от каких-ли­

ле ИК реактора и пополняется конденсатом из сепара­ тора С2.

Вцикле АЭС, на том же рисунке, линия 34 условно изо­ бражает наличие регенеративного подогрева питательной воды контура II. Линия ab — изобара воды контура I (теплоносителя). Некоторые данные реактора этой АЭС приведены в табл. 6.2.

Вслучае использования огневого перегрева пара тепло­ вая схема АЭС отличается от изображенной на рис. 6.7 тем, что вместо перегревательных каналов устанавливается

отдельно стоящий газовый перегреватель, греющим телом в котором являются продукты сгорания органического топлива с воздухом в специально устроенной для этого топке.

Промежуточный перегрев пара. В последнее время на АЭС получает широкое распространение паровой промперегрев. Этот способ промперегрева, применявшийся еще в 20-х годах нашего столетия на тепловых электростанциях для уменьшения влажности пара в последних ступенях турби­ ны, не приводил к повышению термического к.п.д. цикла.

становится выгодным. Еще больший выигрыш получают при сочетании парового промперегрева с предваритель­ ной сепарацией пара после его работы в ЧВД турбины.

Рис. 6.9

Принципиальная схема паротурбинной части такой АЭС и ее цикл показаны на рис. 6.8. Здесь образовавшийся в парогенераторе ПГ насыщенный (или слабоперегретый) пар направляется в ЧВДтурбины, а часть его — в паропере­ греватель Я Я . Основной поток пара после работы в ЧВД проходит сепаратор С, а затем поступает на перегрев в промперегреватель ЯЯ, конденсируя там греющий острый пар. Этот конденсат и .влага из сепаратора поступают в систему регенерации (в деаэратор Д). В изображенном на Т — s-. диаграмме цикле кривая 41 соответствует процессу в паро­ генераторе, где питательная вода превращается в пар за счет тепла ядерного реактора. Линия 2гс соответствует про­ цессу в сепараторе. Кривая cd — изобара вторичного пере­ грева пара. Заштрихованная в цикле пл. 2rcf2 работы не представляет. Пл. 1234, равная lt, представляет собой

пара, вызванная произведенным промежуточным перегре­ вом. Суммарный расход тепла на выработку острого пара и его промперегрев равен сумме пл. 1654 (ft) и cdba {q„,n). Это же подведенное тепло можно определить и через произ­ ведение приращения энтальпии 1 кг острого пара на отно­ сительную его массу, т. е.

qL+ qn.n= (t'i— у (i + e g,

где ап— доля острого пара, израсходованная на промежу­ точный перегрев.

стойкостью, взрывобезопасностыо, нейтральностью по от­ ношению к применяемым конструкционным материалам, относительно высоким коэффициентом теплоотдачи, доста­ точной распространенностью в природе. Наибольшее рас­ пространение в качестве теплоносителя для низкотемпера­ турных реакторов получил углекислый газ С02, а для вы­ сокотемпературных — гелий Не.

Паровые циклы. Главным направлением первоначаль­ ного развития АЭС Англии и Франции являлось примене­ ние реакторов с газовыми теплоносителями и паровых цик­ лов двух давлений. Основные элементы тепловой схемы таких АЭС — газовый парогенератор с двумя давлениями пара и соответствующая паровая турбина.

Принципиальная схема такой АЭС (типа АЭС в КолдерХолле) и совмещенный идеальный цикл двух давлений пока­ заны на рис. 6.10. По этой схеме углекислый газ перекачи­ вается компрессором ГК по контуру I: реактор (АР) — парогенератор (ПГ). В высокотемпературной части (В) парогенератора вырабатывается пар повышенного давления рв и перегревается до температуры 7\. В низкотемператур­ ной части (Н) парогенератора вырабатывается пар низкого давления рп, поступающий затем в часть низкого давления турбины. Здесь он смешивается с потоком пара высокого давления (отработавшего в ЧВД турбины) и расширяется до давления в конденсаторе. Температуру регенеративного подогрева питательной воды для потока, поступающего в