Выбор оптимального варианта повышения мощности турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640

Санкт-Петербургский Государственный Технический Университет

Энергомашиностроительный факультет

Кафедра Атомных и тепловых энергетических установок

Дисциплина: Режимы работы и эксплуатации атомных электрических станций

Тема: Выбор оптимального варианта повышения мощности турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640

Выполнил студент гр. 5М37/2:	Ерёмин Н.Н.
Руководитель, к.т.н., доц.:	Мышкин Н.С.

2001 г.

РЕФЕРАТ

страниц 21, рисунков 4

ТУРБООБВОД ЦВД, ТУРБООБВОД ЧВД, РАiЕТ РЕЖИМОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

Рассчитана система повышения мощности ПТУ турбообводом. Рассмотрены два варианта вспомогательных турбин для двух вариантов их включения в технологическую схему. Проанализированы 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 тАУ атомная электрическая стация;

ВВЭР тАУ водо-водяной энергетический реактор;

Д тАУ деаэратор;

К тАУ конденсатор;

ПВД тАУ регенеративный подогреватель высокого давления;

ПНД - регенеративный подогреватель низкого давления;

ПТУ тАУ паротурбинная установка;

ПГ тАУ парогенератор;

ПП тАУ промежуточный пароперегреватель;

С тАУ сепаратор;

СПП тАУ сепаратор пароперегреватель;

ЦВД тАУ цилиндр высокого давления основной турбины;

ЦНД тАУ цилиндр низкого давления основной турбины;

ЧВД тАУ часть высокого давления ЦВД основной турбины;

ЧСД тАУ часть среднего давления ЦВД основной турбины.

Содержание

Введение......................................................... 5

Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЦВД.......... 6

Алгоритм расчета................................................ 6

Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЧВД......... 17

Анализ вариантов включения обводной турбины....................... 20

Список использованной литературы.................................. 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.

Рисунок 1. Расчетная тепловая схема ПТУ ВВЭР-640 с дополнительной турбиной на обводе ЦВД.

Давление перед РК основной турбины и в отборе на турбообвод:

Р₀ = 6,87 МПа,

Р₀₀ = 6,87 МПа.

Расход пара через голову основной турбины на номинальной мощности:

D₀ = 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 ^oC.

Давления в камерах отбора турбины представлены в табл.1.

Таблица 1.Давления в камерах отбора основной турбины.

Точка отбора	Обозначение	Давление, МПа
За РК основной турбины	Р_0тАЩ0	6,52
На ПВД-6	Р₁₀	3,07
За первой ступенью С	Р_с10	3,01
На ПВД-5	Р₂₀	2,08
К деаэратору	Р₃₀	1,44
На ПНД-4	Р₄₀	0,44
За второй ступенью С	Р_с20	0,42
За ПП на входе в ЦНД	Р_ПП0	0,41
На ПНД-3	Р₅₀	0,20
На ПНД-2	Р₆₀	0,099
На ПНД-1	Р₇₀	0,05
На выходе ЦНД	Р_К0	0,0045

КПД для ЦВД и ЦНД основной турбины без учета влажности пара:

h_{ЦВД сух.} = 0,81;

h_{ЦНД сух.} = 0,83.

КПД обводной двухвенечной турбины Кёртиса по данным расчета:

h_ДОП. = 0,501.

Зная термодинамические параметры в точках технологической схемы необходимо построить процесс расширения пара в основной и обводной турбине. Для этого используются записанные выше исходные данные и hs-диаграмма. 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.

Рисунок 2. Процесс расширения пара в основной и обводной турбине в hs-диаграмме.

Для расчета зададимся начальными значениями искомых величин тАУ доли расходы для номинального режима до (с индексом тАЬ0тАЭ) и после установки вспомогательной турбины:

Элемент схемы	Без доп. турбины	С доп. турбиной
Конденсат из ПП (a_ПП /a_ПП0)	0,098	0,096
На ПВД-6 (a₆/a₆₀ )	0,052	0,052
Конденсат из С1(a_С1/a_С10)	0,065	0,065
На ПВД-5 (a₅/ a₅₀)	0,027	0,028
К деаэратору (a_Д /a_Д0)	0,070	0,073
На ПНД-4 (a₄/ a₄₀ )	0,029	0,028
Конденсат из С2 (a_С2 / a_С20)	0,037	0,067
На ПНД-3 (a₃ / a₃₀ )	0,026	0,024
На ПНД-2 (a₂ / a₂₀ )	0,017	0,016
На ПНД-1 (a₁ / a₁₀)	0,042	0,039

Используя начальные значения для расчета, найдем полные расходы через элементы технологической схемы:

D_осн. = D - a_ПП^.D тАУ D_доп.; D_осн.0 = D₀ - a_ПП0^.D₀ тАУ D_доп.0;

D_1ЦВД = D_осн. - a₆^.D; D_1ЦВД0 = D_осн.0 - a₆₀^.D₀;

D_1С = D_1ЦВД - a_С1^.D; D_1С0 = D_1ЦВД0 - a_С10^.D₀;

D_2ЦВД = D_1С - a₅^.D; D_2ЦВД0 = D_1С0 - a₅₀^.D₀;

D_3ЦВД = D_2ЦВД - a_Д^.D; D_3ЦВД0 = D_2ЦВД0 - a_Д0^.D₀;

D_4ЦВД = D_3ЦВД - a₄^.D; D_4ЦВД0 = D_3ЦВД0 - a₄₀^.D₀;

D_С2 = D_4ЦВД + D_доп. - a_С2^.D; D_С20 = D_4ЦВД0 - a_С20^.D₀;

D_5ЦНД = D_С2 - a₃^.D; D_5ЦНД0 = D_С20 - a₃₀^.D₀;

D_6ЦНД = D_5ЦНД - a₂^.D; D_6ЦНД = D_5ЦНД - a₂^.D₀;

Энтальпию расширенного пара в точке входа его в основную линию найдём по формуле для энтальпий смеси:

кДж/кг.

Используя формулу Стодолы, найдём давления на частичном режиме:

P_0тАЩ = P₀₀^. 0,95 = 6,87^. 0,95 = 6,53 МПа;

МПа;

МПа.

Расчет температуры пара за промперегревателем произведём исходя из уравнения теплового баланса в промперегревателе:

K(D_C2)^.Dt= D_C2^. (t_ПП тАУ ts(P_С2)),

где K(D_C2) тАУ коэффициент теплопроводности для ПП;Dt тАУ среднелогарифмический перепад температур в ПП; D_C2тАУ расход пара на ПП; ts(P_С2) тАУ температура пара на входе в ПП;t_ППтАУ температура пара на выходе из ПП.

Коэффициент теплопередачи найдём по формуле:

Вт/(м^2.К).

Найдем среднелогарифмический перепад температур при номинальном режиме:

^оС.

Запишем уравнение теплового баланса в ПП для случаев без вспомогательной турбины и после ее установки. Поделив одно уравнение на другое, получим следующее равенство:

Разрешив это равенство относительно t_ПП мы найдём температуру пара за ПП после установки вспомогательной турбины. В результате вычислений получим:

t_ПП = 248,2, ^оС.

Расчет давлений в подогревателях произведём исходя из формулы Стодолы для частичных режимов:

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(Р₂_тАЩ, ts(P_Д), K(D), 2560, D) = 210,7 ^оС;

t_ПВД6 = Т_ВЫХ(Р₁_тАЩ, t_ПВД5, K(D), 2560, D) = 231,2 ^оС;

t_ОК1 = Т_ВЫХ(Р₇_тАЩ, ts(P_К) + 7, K(D), 990^.2, (1 - a_ПП- a₆- a₅- a₄- a_Д- a_С1- a_С2- a₃- a₂)^.D) = 79,0 ^оС;

t_ОК2 = Т_ВЫХ(Р₆_тАЩ, t_ОК1, K(D), 1145, (1 - a_ПП- a₆- a₅- a₄- a_Д- a_С1- a_С2- a₃- a₂)^.D) = 95,7 ^оС;

t_ОК3 = Т_ВЫХ(Р₅_тАЩ, t_ОК2, K(D), 1766, (1 - a_ПП- a₆- a₅- a₄- a_Д- a_С1- a_С2)^.D) =

= 118,7 ^оС;

t_ОК4 = Т_ВЫХ(Р₄_тАЩ, t_ОК3, K(D), 2091, (1 - a_ПП- a₆- a₅- a₄- a_Д- a_С1- a_С2)^.D) =

= 146,0 ^оС.

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 - a₆ - a₅ - a_Д - a₄ - a_С1;

;

a_ОК = 1 - a_ПП - a₆ - a₅ - a₄ - a_Д - a_С1 - a_С2;

После пяти шагов итераций получены следующие результаты:

a_а = 0,659 тАУ относительный расход через основной паропровод перед точкой включения обводной турбины.

a_ПП = 0,098;

a_С1 = 0,065;

a₆ = 0,052;

a₅ = 0,027;

a_Д = 0,07;

a₄ = 0,029;

a_ОК = 0,623;

a_С2 = 0,037;

ts(P_Д) = 195;

Для нахождения a₃и a₂ воспользуемся методом последовательных итераций для уравнений теплового баланса регенеративных подогревателей ПНД-2, ПНД-3:

В результате вычислений получены следующие значения:

a₃ = 0,026;

a₂ = 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. 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 тАУ КПД брутто.

N_ЦВД = D^.[(1 - a_ПП - a_ДОП)^.(h₀ тАУ h₁) + (1 - a_ПП - a₆ - a_С1 - a_ДОП)^.(h_C1 тАУ h₂) +

+ (1 - a_ПП - a₆ - a_С1 - a₅ - a_ДОП)^.(h₂ тАУ h₃) + (1 - a_ПП - a₆ - a_С1 - a₅ - a_Д тАУ

- a_ДОП)^.(h₃ тАУ h₄)] = 289,7 МВт.

N_ЦНД = D^.[ (1 - a_ПП - a₆ - a_С1 - a₅ - a_Д тАУ a_С2 - a₄)^.(h_ПП тАУ h₅) + (1 - a_ПП - a₆ тАУ a_С1 тАУ a₅ - a_Д тАУ a_С2 - a₄ - a₃)^.(h₅ тАУ h₆) + (1 - a_ПП - a₆ тАУ a_С1 - a₅ - a_Д тАУ a_С2 тАУ

- a₄ тАУ a₃ - a₂)^.(h₆ тАУ h₇) + (1 - a_ПП - a₆ тАУ a_С1 - a₅ - a_Д тАУ a_С2 тАУ a₄ - a₃ - a₂ - a₁)^.

^.(h₆ тАУ h₇) = 326,7 МВт;

N_ДОП = D^.[a_ДОП^. (h₀ тАУ h_1K)] = 1005 ^. [0,025 ^. (2766 тАУ 2535)] = 5,8 МВт.

Энтальпия питательной воды на входе в ПГ:

h_ПВ = h(t_ПВ6, 1,5^.Р₀)^.(1 - a_ПП) + a_ПП^.hтАЩ(P₀₀) = 997,2 ^. (1 тАУ 0,098) + 0,098 ^.

^. 1261 = 1023 кДж/кг;

Таким образом, теплота, срабатываемая в ПТУ, равна:

Q_ТУ = D ^.(hтАЩтАЩ(P₀) тАУ h_ПВ) = 1005 ^. (2774 тАУ 1023) = 1760 МВт.

Для оценки изменений в режимах работы введём относительные изменения мощностей ЦВД, ЦНД и ПТУ в целом.

h_БР = 35,4 %

Dh_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 тАУ 0,4 %. Низкая мощность обводной турбины тАУ 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. 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:

DN_ЦВД = -0,015;

DN_ЦHД = 0,083;

DN_T = 0,046;

N_T = 627,6 МВт.

h_БР = 35,9 %

Dh_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/C₀ 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.

Рисунок 3. Расчетная тепловая схема ПТУ ВВЭР-640 с дополнительной турбиной на обводе ЧВД.

В результате расчетов получены следующие показатели работы ПТУ на номинальном режиме:

DN_ЦВД = 0,019;

DN_ЦHД = 0,076;

DN_T = 0,057;

N_T = 634,4 МВт.

h_БР = 35,9 %

Dh_БР = 0,9 %

Рисунок 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. При включении доп. турбины на обводе ЦВД в точке включения повышается давление пара, что приводит к увеличению перепада энтальпий на ЦНД, и понижению перепада на ЦВД. Как следствие понижается мощность, вырабатываема в ЦВЦ и повышается мощность ЦНД.

2. При включении доп. турбины на обводе ЧВД точка включения находится между ЧВД и ЧСД. Следовательно, повышение давления уменьшает перепад энтальпий на ЧВД и повышает перепад на ЧСД. Суммарное изменение мощности ЧВД и ЧСД дает прирост мощности ЦВД на 1,9 %. В то же время из-за переноса точки включения перепад на ЦНД уменьшается, что уменьшает прирост мощности в этой части турбины, а изменение мощности происходит исключительно за счет увеличения расхода пара.

Анализ вариантов включения обводной турбины

Полученные в результате расчетов значения запишем в сводную таблицу:

Величина	Турбина на обводе
Величина	ЦВД	ЧВД
N_ДОП, МВт	5,8	4,5
N_ЦВД, МВт	292,6	302,8
N_ЦНД, МВт	329,2	327,1
N_Т, МВт	627,6	634,4
D N_ЦВД, %	-1,5	1,9
D N_ЦНД, %	8,3	7,6
D N_Т, %	4,6	5,7
h_БР, %	35,9	35,9
Dh_БР, %	0,9	0,9

Вместе с этим смотрят:

11-этажный жилой дом с мансардой

14-этажный 84-квартирный жилой дом

16-этажный жилой дом с монолитным каркасом в г. Краснодаре

180-квартирный жилой дом в г. Тихорецке

2-этажный 3-секционный 18-квартирный жилой дом в г. Мирном