Выбор оптимального варианта повышения мощности турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640Проанализированы результаты расчетов. Произведен выбор оптимального варианта компенсации мощности турбообводом. ABSTRACT pages 21, figures 4 BYPASS TURBINE OF HPC, BYPASS TURBINE OF LPC, TECHNOLOGICAL EQUIPMENT REGIME CALCULATIONS. Steam-turbine plant capacity increasing system with bypass turbine was calculated. Two variants on bypass turbine for both variants of connection were considered. Calculation results were analyzed. The optimal scheme of capacity compensating system with bypass turbine was chosen. Список использованных сокращений АЭС – атомная электрическая стация; ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор; Д – деаэратор; К – конденсатор; ПВД – регенеративный подогреватель высокого давления; ПНД - регенеративный подогреватель низкого давления; ПТУ – паротурбинная установка; ПГ – парогенератор; ПП – промежуточный пароперегреватель; С – сепаратор; СПП – сепаратор пароперегреватель; ЦВД – цилиндр высокого давления основной турбины; ЦНД – цилиндр низкого давления основной турбины; ЧВД – часть высокого давления ЦВД основной турбины; ЧСД – часть среднего давления ЦВД основной турбины. Содержание TOC o '1-3' Введение .................................................................................................................. PAGEREF _Toc510446924 h 5 Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЦВД ..................... PAGEREF _Toc510446925 h 6 Алгоритм расчета ................................................................................................. PAGEREF _Toc510446926 h 6 Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЧВД ................... PAGEREF _Toc510446927 h 17 Анализ вариантов включения обводной турбины ................................................ PAGEREF _Toc510446928 h 20 Список использованной литературы .................................................................... PAGEREF _Toc510446929 h 21 Введение В соответствии с растущими во всем мире требованиями к безопасности АЭС, в нашей стране было принято решение о создании энергоблоков нового поколения, повышенной безопасности и надежности. Такой тип энергоблоков, как предполагалось, должен был получить широкое распространение в нашей стране. Поэтому многие из них могли быть построены в достаточном удалении от центральных энергосистем. Следовательно, в районах строительства таких энергоблоков не будет мощных потребителей вырабатываемой электроэнергии. Поэтому было принято решение о создании блоков средней мощности. За основу разработки реакторной установки был взят реактор ВВЭР-1000 с пониженной тепловой мощностью, в результате чего была повышена безопасность и надежность схемы в целом. Понижение мощности привело к замене части активных систем зашиты на пассивные, что в свою очередь увеличивает надежность системы безопасности реактора. Этот проект получил название НП-500. Предполагавшаяся электрическая мощность реакторной установки была равна 500 МВт. Для этого реактора ЛМЗ спроектировал турбину К-600-6,9/50. Как видно из названия, данная турбина обеспечивала запас по мощности, по сравнению с реактором. Но в процессе разработки и тщательного расчета нейтронно-физических свойств АЗ было обосновано повышение мощности реактора из расчета 640 МВт (эл.). Поскольку турбоустановка, работая в номинальном режиме, вырабатывает 600 МВт электроэнергии, а реактор спроектирован на электрическую мощность 640 МВт, то необходимо рассмотреть варианты увеличения мощности паротурбинной установки. Первым из них является непосредственное увеличение мощности ПТУ за счет перепроектирования или доработки уже существующей турбины. Этот вариант достаточно дорогостоящ, поскольку потребуется разработка нового ЦВД и получение лицензий на новый тип турбин. Второй вариант требует меньших финансовых затрат для реализации. Его можно реализовать, установив вспомогательную турбину на обводе ЦВД. При этом получается выигрыш за счет мощности, производимой самой вспомогательной турбиной, и мощности, полученной за счет увеличения расхода через ЦНД основной турбины. При анализе этого варианта следует учесть изменение режимов работы всего технологического оборудования второго контура, в связи с чем появляется необходимость пересчета технологической схемы для режимов работы с включенной вспомогательной турбиной, и без нее. В рамках бакалаврской работы [1] были посчитаны режимы работы технологического оборудования второго контура при подключении вспомогательной турбины на обводе ЦВД. Для получения зависимостей между схемами включения вспомогательной турбины и её конструкциями следует посчитать различные схемы включения дополнительной турбины, и характеристики ПТУ на различных режимах работы. Таким образом, целью данной работы является определение зависимостей между схемами включения вспомогательной турбины и её конструкциями и нахождение наиболее экономически выгодного варианта использования турбообвода. Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЦВД В данном разделе приводится расчет тепловой схемы второго контура с учетом вспомогательной турбины на обводе ЦВД. Результаты расчетов для различных схем включения сводятся в таблицы и зависимости, представленные в последующих разделах. Методика расчета тепловой схемы основана на методе тепловых балансов для основных элементов технологической схемы. Для определения термодинамических характеристик используются уравнения Юзы для воды и водяного пара, реализованные в пакете Mathcad 2000 Pro . Алгоритм расчета Используя результаты расчета вспомогательной турбины и данные проекта АЭС с ВВЭР-640 [ 2 ] составляется расчетная технологическая схема второго контура энергоблока с учетом подключенной вспомогательной турбины. Схема представлена на рис.1. и записываются исходные данные для расчета. Расход пара через голову основной турбины на номинальной мощности: D 0 = 980 кг/с. Расход пара через обводную турбину: D доп = 25 кг/с. Давление пара в конденсаторе: Р К = 4 , 9 кПа. Температура пара за промперегревателем: t ПП = 250 o C . Давления в камерах отбора турбины представлены в табл.1. Таблица SEQ Таблица * ARABIC 1 . Давления в камерах отбора основной турбины.
Процесс расширения в hs -диаграмме представлен на рис.2. Далее рассчитываем расход пара через элементы технологической схемы, для чего используется метод последовательных итераций. Суть метода заключается в последовательном вычислении по заданному алгоритму с последующим повторным вычислением с уточненными значениями исходных значений. Обычно пяти-шаговая итерация обеспечивает достаточную степень точности.
 кДж/кг.
Используя формулу Стодолы, найдём давления на частичном режиме: P 0’ = P 00 . 0,95 = 6,87 . 0,95 = 6,53 МПа; Расчет температуры пара за промперегревателем произведём исходя из уравнения теплового баланса в промперегревателе: K(D C2 ) . D t = D C2 . (t ПП – ts(P С2 )) , где K(D C2 ) – коэффициент теплопроводности для ПП; D t – среднелогарифмический перепад температур в ПП; D C2 – расход пара на ПП; ts(P С2 ) – температура пара на входе в ПП; t ПП – температура пара на выходе из ПП. Коэффициент теплопередачи найдём по формуле: Поделив одно уравнение на другое, получим следующее равенство: Приведенные расчетом результаты являются окончательными. Зная относительные расходы через элементы технологической схемы, и термодинамические величины в точках схемы, мы можем найти мощность ПТУ с учетом внесенных изменений, а также экономический показатель работы энергоблока – КПД брутто. N ЦВД = D . [(1 - a ПП - a ДОП ) . ( h 0 – h 1 ) + (1 - a ПП - a 6 - a С1 - a ДОП ) . ( h C1 – h 2 ) + + (1 - a ПП - a 6 - a С1 - a 5 - a ДОП ) . ( h 2 – h 3 ) + (1 - a ПП - a 6 - a С1 - a 5 - a Д – - a ДОП ) . ( h 3 – h 4 )] = 289,7 МВт. N ЦНД = D . [ (1 - a ПП - a 6 - a С1 - a 5 - a Д – a С2 - a 4 ) . ( h ПП – h 5 ) + (1 - a ПП - a 6 – a С1 – a 5 - a Д – a С2 - a 4 - a 3 ) . ( h 5 – h 6 ) + (1 - a ПП - a 6 – a С1 - a 5 - a Д – a С2 – - a 4 – a 3 - a 2 ) . ( h 6 – h 7 ) + (1 - a ПП - a 6 – a С1 - a 5 - a Д – a С2 – a 4 - a 3 - a 2 - a 1 ) . . ( h 6 – h 7 ) = 326,7 МВт; N ДОП = D . [ a ДОП . ( h 0 – h 1K )] = 1005 . [0,025 . (2766 – 2535)] = 5,8 МВт. Энтальпия питательной воды на входе в ПГ: h ПВ = h(t ПВ6 , 1,5 . Р 0 ) . (1 - a ПП ) + a ПП . h’(P 00 ) = 997 ,2 . (1 – 0,098) + 0,098 . . 1261 = 1023 кДж/кг; Таким образом, теплота, срабатываемая в ПТУ, равна: Q ТУ = D . (h’’(P 0 ) – h ПВ ) = 1005 . (2774 – 1023) = 1760 МВт. Для оценки изменений в режимах работы введём относительные изменения мощностей ЦВД, ЦНД и ПТУ в целом. Следовательно, для улучшения экономичности предлагаемой турбины необходима разработка специальных профилей. Опыт разработки подобных турбин показывает, что КПД турбины может быть повышен до 0,75 за счет создания улучшенных профилей с учетом режима работы турбины. Пересчитав схему с учетом улучшенного КПД обводной турбины, получим следующие результаты: D N ЦВД = -0,015; D N ЦHД = 0,083 ; D N T = 0,046 ; N T = 627,6 МВт. h БР = 35,9 % D h БР = 0, 9 % В этом случае экономичность и мощность ПТУ значительно возросли: снизились потери в ЦВД за счет более глубокого расширения пара в обводной турбине, возросла её мощность, повысилась мощность установки в целом и КПД брутто установки. При этом прирост КПД брутто установки относительно начального значения вырос на 0,9 %, что позволяет сэкономить значительное количество средств в ходе кампании. Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЧВД Расчетная тепловая схема представлена на рис.3. Расчет проводится по аналогичному алгоритму, что и для схемы включения вспомогательной турбины на обводе ЦВД. Процесс расширения пара в основной и обводной турбине представлен на рис. 4. Для данной схемы включения используется одновенечная ступень скорости. Выбор одновенечной ступени обусловлен следующими условиями: конструкция турбины должна иметь меньшие габариты для размещения на обводе ЧВД. Этот вариант ступени скорости имеет больший относительный окружной КПД по сравнению с предыдущим вариантом [3 , с.239 ] . В то же время одновенечные ступени скорости имеют максимальные значения h u при U/C 0 около 0,5. Полученная в результате расчета мощность турбины составляет 4,5 МВт, что меньше мощности двухвенечной ступени. Однако одновенечная турбина дешевле в изготовлении и эксплуатации.
Учитывая меньшую стоимость изготовления и эксплуатации одновенечной турбины, следует отдать предпочтение второму варианту. |
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 1 . Расчетная тепловая схема ПТУ ВВЭР-640 с дополнительной турбиной на обводе ЦВД. Давление перед РК основной турбины и в отборе на турбообвод: Р 0 = 6,87 МПа, Р 00 = 6,87 МПа.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 2 . Процесс расширения пара в основной и обводной турбине в hs - диаграмме. Для расчета зададимся начальными значениями искомых величин – доли расходы для номинального режима до (с индексом “0”) и после установки вспомогательной турбины: 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа.
Вт/(м 2. К). Найдем среднелогарифмический перепад температур при номинальном режиме: 
о С. Запишем уравнение теплового баланса в ПП для случаев без вспомогательной турбины и после ее установки.
Разрешив это равенство относительно t ПП мы найдём температуру пара за ПП после установки вспомогательной турбины. В результате вычислений получим: t ПП = 248,2, о С. Расчет давлений в подогревателях произведём исходя из формулы Стодолы для частичных режимов: 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа; 
МПа. Для расчета температур на выходе регенеративных подогревателей воспользуемся формулой для среднелогарифмического перепада температур и выразим температуру на выходе элемента как функцию температуры насыщения при заданном давлении в подогревателе, температуры рабочего тела на входе в элемент, коэффициента теплопередачи рабочей поверхности подогревателя, её площади и расхода рабочего тела: 
Коэффициент теплопередачи определим как функцию от расхода через подогреватель: 
Подставляя значения термодинамических величин для соответствующих элементов регенеративного подогрева функцию температуры на выходе, найдём температуры на выходе каждого элемента. t ПВД5 = Т ВЫХ (Р 2 ’ , ts(P Д ), K(D), 2560, D) = 210 ,7 о С; t ПВД6 = Т ВЫХ (Р 1 ’ , t ПВД5 , K(D), 2560, D) = 231 ,2 о С; t ОК1 = Т ВЫХ (Р 7 ’ , ts(P К ) + 7, K(D), 990 . 2, (1 - a ПП - a 6 - a 5 - a 4 - a Д - a С1 - a С2 - a 3 - a 2 ) . D) = 79 ,0 о С; t ОК2 = Т ВЫХ (Р 6 ’ , t ОК1 , K(D), 1145, (1 - a ПП - a 6 - a 5 - a 4 - a Д - a С1 - a С2 - a 3 - a 2 ) . D) = 95 ,7 о С; t ОК3 = Т ВЫХ (Р 5 ’ , t ОК2 , K(D), 1766, (1 - a ПП - a 6 - a 5 - a 4 - a Д - a С1 - a С2 ) . D) = = 118 ,7 о С; t ОК4 = Т ВЫХ (Р 4 ’ , t ОК3 , K(D), 2091, (1 - a ПП - a 6 - a 5 - a 4 - a Д - a С1 - a С2 ) . D) = = 146 ,0 о С. Далее рассчитываем технологическую схему непосредственно. Для этого берём начальные данные в соответствии с полученным процессом расширения пара в hs - диаграмме, записываем систему уравнений для относительных расходов в контуре и находим её решение методом последовательных итераций: a а = 0,8; a а = 1 - a ПП - a 6 - a 5 - a Д - a 4 - a С1 ; 
a ОК = 1 - a ПП - a 6 - a 5 - a 4 - a Д - a С1 - a С2 ; 
После пяти шагов итераций получены следующие результаты: a а = 0,659 – относительный расход через основной паропровод перед точкой включения обводной турбины. a ПП = 0,098; a С1 = 0,065; a 6 = 0,052; a 5 = 0,027; a Д = 0,07; a 4 = 0,029; a ОК = 0,623; a С2 = 0,037; ts(P Д ) = 195; Для нахождения a 3 и a 2 воспользуемся методом последовательных итераций для уравнений теплового баланса регенеративных подогревателей ПНД-2, ПНД-3: 
В результате вычислений получены следующие значения: a 3 = 0,026; a 2 = 0,017; 
Подставляя полученные значения в исходные данные, и проводя расчеты повторно до тех пор, пока окончательные результаты будут мало отличаться от исходных данных, мы получим истинные значения для термодинамических величин в точках технологической схемы на новом режиме работы. В этом состоит суть метода последовательных итераций.
; 
; 
h БР = 35,4 % D h БР = 0,4 % Из полученных результатов вычислений видно, что при включении обводной турбины на обводе ЦВД прирост мощности ПТУ составит 3,7 %, а КПД брутто – 0,4 %. Низкая мощность обводной турбины – следствие её низкого КПД. При расчете турбины [1] были использованы стандартные профили лопаток, что и послужило причиной для низкого КПД вспомогательной турбины, поскольку в данных условиях ступени турбины работают на нерасчетных режимах.
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 3 . Расчетная тепловая схема ПТУ ВВЭР-640 с дополнительной турбиной на обводе ЧВД. В результате расчетов получены следующие показатели работы ПТУ на номинальном режиме: D N ЦВД = 0,019; D N ЦHД = 0,076 ; D N T = 0,057 ; N T = 634,4 МВт. h БР = 35,9 % D h БР = 0,9 % 
Рисунок SEQ Рисунок * ARABIC 4 . Процесс расширения пара в основной и обводной турбине в hs-диаграмме. При данной схеме включения видно, что суммарная мощность ЦВД увеличилась на 1,9 %, а прирост мощности ЦНД составил только 7,6 %, что меньше предыдущего варианта схемы на 0,7 %. Эти изменения являются следствием следующих причин: 1. 2. Анализ вариантов включения обводной турбины Полученные в результате расчетов значения запишем в сводную таблицу: