Рассмотрим влияние промежуточного перегрева пара на КПД ТГ и энергоблока.

Мощность ТГ можно рассчитать по формуле(1):

Nтг = Gо • (Iо-Icпп) • КПДцвд + (Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп*-Iкнд) • КПДцнд (1).

-(Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп*-Iкнд) • КПДцнд- мощность 4-х ЦНД;

-Gо- расход пара после СРК;

-Iо (точка А) - энтальпия пара после СРК;

-Icпп (точка В) - энтальпия пара после ЦВД;

-КПДцвд - коэффициент полезного действия ЦВД;

-Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gсеп - расходы пара из ЦВД соответственно в 1-й, 2-й, 3-й, 4-й отборы и расход отсепарированного пара в пленочном и жалюзийном сепараторе;

-Iспп*(точка I) - энтальпия пара перед ЦНД с учетом ее увеличения за счет сепарации влаги и подогрева (подвода тепла первого отбора и острого пара) в ПП-1 и ПП-2;

-Iкнд(точка F) - энтальпия конденсируемого пара в КНД;

КПДцнд- коэффициент полезного действия ЦНД.

Очевидно, что использование промежуточного перегрева пара увеличивает срабатываемый перепад энтальпий на ЦНД, за счет увеличения энтальпии на входе в ЦНД (Iспп*), а также увеличивает внутренний КПД цнд за счет снижения влажности пара в ЦНД.

Рассмотрим вариант работы ТГ на номинальной мощности с отключенным ПП-2 без изменения расхода пара на ТГ (нет изменения положения РК) (Рис.3)

Рис. 3 – Реальный процесс в ТГ на насыщенном паре с промежуточными сепарацией и перегревом пара в ПП-1 (ПП-2 отключена).

Мощность ТГ можно рассчитать по формуле(2) :

N*тг=Gо•(Iо-Icпп)•КПДцвд+(Gо-Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп)• (Iспп**-Iкнд*)• КПД*цнд (2).

Где

-Iспп**(точка D) – энтальпия пара после ПП-1;

-Iкнд*(точка F*) - сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-D-F*- процесс расширения пара в ЦНД с отключенной ПП-2 (зеленая линия).

Примечание: отключение ПП-2 в некоторой степени увеличивает подогрев пара в ПП-1 за счет увеличения температурного напора.

Очевидно, что мощность ТГ снизится из-за снижения срабатываемого перепада энтальпий(Iспп**-Iкнд*)на ЦНД и снижения внутреннего КПД цнд за счет увеличения влажности, а также увеличится эрозионный износ лопаточного аппарата ЦНД и ресурс его работы.

Рассмотрим вариант работы ТГ с отключенным ПП-2 и возможностью подачи «острого» пара из БС (ГПП) потребляемого на подогрев в ПП-2 на ТГ (есть запас по положению РК, т.е. есть возможность увеличения расхода пара на ТГ) (Рис.4)

примечание: Рис. 4 идентичен Рис.3

Мощность ТГ с отключенным ПП-2 и возможностью подачи «острого» пара из БС (ГПП) потребляемого на подогрев в ПП-2 на ТГ можно рассчитать по формуле (3) :

N**(тг)=(Gо+Gпп-2 ) • (Iо-Icпп) • КПДцвд +(Gо+Gпп-2 -Gот1-Gот2-Gот3-Gот4-Gсеп) • (Iспп**-I*кнд) • КПД*цнд (3)

Где:

-Gпп-2 - расход «острого» пара из БС(ГПП) на подогрев в ПП-2 (составляет ~160 т/час);

примечание: для энергоблока РБМК-1000 с ТГ К-500/65/3000 расход «острого» пара на 1МВт(эл) составляет ~5 т/час;

-Iспп**(точка D) – энтальпия пара после ПП-1;

-Iкнд*(точка F*) - сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-D-F* - процесс расширения пара в ЦНД с отключенной ПП-2 (зеленая линия);

-Iспп** - сниженное значение энтальпии за СПП с учетом отсутствия подогрева в ПП-2;

-I*кнд- сниженное значение энтальпии пара в КНД;

-КПД*цнд - коэффициент полезного действия с учетом увеличения потерь из-за увеличения влажности пара ЦНД.

Отключение ПП-2 снижает срабатываемый перепад энтальпий на ЦНД, за счет снижения энтальпии на входе в ЦНД (Iспп**), а также снижает внутренний механический КПД цнд за счет увеличения влажности пара в ЦНД.

Однако увеличение общего расхода пара в ТГ на величину Gпп-2 в обоих слагаемых приводит к увеличению мощности ТГ без изменения мощности РУ.

Обращаем внимание на то , что в первом слагаемом (мощность ЦВД) не изменяются все остальные величины, кроме расхода пара, а вклад мощности ЦВД в общую мощность ТГ~50%. Т.е. в данном случае отключение ПП-2 увеличивает КПД энергоблока, но не следует забывать, что за счет увеличения влажности, недопустимо увеличится эрозионный износ лопаточного аппарата ЦНД и ресурс его работы.

Проведем анализ изменения составляющих в формулах (1),(2)и(3) для работы ТГ на пониженном уровне мощности:

Для примера рассмотрим в i,s- диаграмме работу ТГ на мощности ~300 ÷ 350 МВт(э) с подключенной и отключенной ступенью ПП-2 (рис. 5 и 6).

Рассмотрим на i,s-диаграмме работу ТГ на пониженной мощности с подключенной второй ступенью промперегрева (синяя линия) ( Рис.5)

А-А*- процесс дросселирования на РК (при постоянной энтальпии);

А*-В*- процесс расширения пара в ЦВД;

В*-С*- процесс сепарации пара;

С*-D*- процесс подогрева пара в ПП-1;

D*-I*- процесс подогрева пара в ПП-2;

I*-F*- процесс расширения пара в ЦНД.

Обратим внимание на тот факт, что влажность пара на выходе из ЦНД значительно ниже предельно допустимой величины определенной заводом-изготовителем для длительной работы ТГ с номинальной нагрузкой, т.е. значительно повышается ресурс работы последних ступеней ЦНД. Примечание: На подогрев пара в ПП-2 расходуется ~160 т/ч «острого» пара и с точки зрения повышения КПД АЭС в целом использование ПП-2 в режимах работы ТГ на мощностях ниже 300 МВт нецелесообразно.

Рассмотрим на i,s- диаграмме работу ТГ на пониженной мощности с отключенной второй ступенью промперегрева (синяя линия) ( Рис.6)

А-А*- процесс дросселирования на РК (при постоянной энтальпии);

А*-В*- процесс расширения пара в ЦВД;

В*-С*- процесс сепарации пара;

С*-D*- процесс подогрева пара в ПП-1;

D*-F**- процесс расширения пара в ЦНД.

Обратим внимание на тот факт, что влажность пара на выходе из ЦНД ниже предельно допустимой величины определенной заводом - изготовителем для длительной работы ТГ с номинальной нагрузкой. Примечание: На подогрев пара в ПП-2 расходуется ~100÷160 т\ч «острого» пара. Т.о. увеличивается КПД АЭС без ущерба по ресурсу работы проточной части ТГ.

Общие требования к СПП.

Для обеспечения надежности работы турбин, в схеме которых предусмотрены сепараторы-пароперегреватели, а также для обеспечения нормальных условий эксплуатации этих аппаратов, должны быть соблюдены следующие условия:

§ Аппараты в процессе эксплуатации должны быть «сухие», т.е. сепарат влажного нагреваемого пара и конденсат греющего пара должны выводиться из них и накапливаться в промежуточных емкостях. Этим предотвращается возможность заброса воды в турбину или разгона ее выпаром сепарата или конденсата в режимах резкого снижения нагрузки (отключения генератора).

§ В промежуточных емкостях должен поддерживаться постоянный уровень сепарата и конденсата, чтобы избежать проскоков пара через работающий аппарат.

§ Для поддержания процесса теплообмена в пароперегревателях, а также для предотвращения образования опасной концентрации гремучей смеси, должно быть обеспечено удаление из аппарата неконденсирующихся газов, выделяющихся при конденсации греющего пара.

§ Аппараты должны быть защищены от недопустимого повышения давления в них при аварийных ситуациях.

В турбинах АЭС, работающих на насыщенном паре, одной из наиболее важных является проблема уменьшения влагосодержания пара в проточной части турбины. Поступающий в турбину пар уже содержит около 0,3% влажности и, если турбоустановка не будет иметь влагоотделителей, то влажность в последних ступенях турбины может достигнуть 24%, что приведет к значительному снижению внутреннего к.п.д. и недопустимой эрозии лопаток турбины.

Для снижения конечной влажности пара в тепловой схеме турбины К‑500‑65/3000 предусмотрена промежуточная сепарация пара с последующим двухступенчатым паровым перегревом отсепарированного пара, осуществляемая вне корпуса турбины в комбинированных аппаратах – сепараторах-пароперегревателях (СПП). Применение промежуточной сепарации и двухступенчатого перегрева пара повышает тепловую экономичность турбины мощностью 500 МВт примерно на 2,3%.

В качестве сепарационных устройств, у которых отделение влаги осуществляется на поверхности сепарирующих элементов, используют жалюзи, представляющие собой волнообразно изогнутые листы, набранные в пакеты. Применение сепараторов жалюзийного типа обусловлено простотой их конструкции при высокой степени надежности работы на всех режимах работы турбины. Условиями эффективной работы жалюзийных сепараторов является обеспечение докритических значений скоростей набегания пара на жалюзийные пакеты и равномерного поля скоростей перед всеми пакетами.

Перегрев пара выполнен по двухступенчатой схеме. Теплообменная поверхность пароперегревателей I и II ступеней образована из отдельных однотипных кожухотрубчатых теплообменников, так называемых модулей, представляющих собой трубы сравнительно большого диаметра с вваренными в них трубными досками, в которых развальцованы и приварены трубки, внутри которых проходит перегреваемый пар. Греющий же пар проходит в межтрубном пространстве и подведен к центру верхней трубной доски каждого модуля. К центру нижней трубной доски каждого модуля приварены такие же трубки для отвода из модулей конденсата греющего пара.

Подвод греющего пара к модулям I и II ступени осуществляется через камеры (по две на каждую ступень). В трубные доски камер развальцованы и приварены трубки, по которым греющий пар направляется к каждому модулю. Камеры подвода греющего пара расположены в средней части корпуса – между нижней частью сепаратора и верхними трубными досками модулей перегревателей. Аналогично подводу пара выполнена система отвода конденсата греющего пара из модулей I и II ступеней. По две камеры отвода конденсата расположены в нижней части СПП по его основным осям. Камеры подвода пара и отвода конденсата каждой ступени расположены на противоположных концах диаметральных осей аппарата соответственно в средней и нижней части корпуса.

. Для выравнивания давлений на подаче греющего пара к ПП-1 и ПП-2 используются пароуравнительные линии (т.н. паровая разгрузка). Это достигается путем объединения входных камер ПП-1 СПП-1,3 и входных камер СПП-2,4 отборными паропроводами с последующей врезкой их в общий коллектор Аналогично выполнена схема пароуравнительных линий подвода греющего пара к ПП-2.

Для удобства обнаружения протечек и глушения труб подвода греющего пара и отвода конденсата при выходе из строя трубок в модулях подводящие и отводящие камеры выполнены с фланцевым соединением.

При нормальной эксплуатации неконденсирующиеся газы греющего пара должны удаляться из модулей вместе с конденсатом.

Перегреваемый пар после сепарационного устройства поступает вниз по трубкам всех модулей I ступени и, пройдя их, у днища аппарата направляется к центру, проходит вверх по трубкам модулей II ступени и через центральную трубу покидает аппарат.

Жидкая фаза, образовавшаяся в различных функциональных зонах СПП, отводится в самостоятельные, не связанные между собой емкости, именуемые соответственно сепаратосборником (СС), конденсатосборником I ступени (1КС) и конденсатосборником II ступени (2КС), которые компоновочно располагаются с необходимым запасом ниже соответствующей зоны СПП и с учетом возможного изменения давления в аппарате, куда отводится жидкая фаза.

Контрольные вопросы:

1 Лопаточные аппараты каких ступеней турбины наиболее подвержены эрозионному износу?

2 Что такое температурный напор перегрева?

3 Укажите на рисунке 1 площади полезной работы без промежуточной сепарации и с промежуточной сепарацией пара?

4 Как изменение влажности пара влияет на внутренний относительный КПД турбины?

5 Каких значений может достичь влажность пара на последних ступенях при отсутствии сепарации и промперегрева на турбоустановке?

6 Чем достигается равномерное распределение потока пара по пакетам жалюзи?

7 Что представляют из себя модули пароперегревателей I и II ступеней?

8 В каких случаях может повыситься давление в корпусе СПП и что предусмотрено для защиты корпуса СПП от недопустимого повышения давления пара?

9 Какова влажность пара на входе в сепарационные устройства и какова влажность на выходе из сепараторов?