Материал: Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции (1994 г., 5-е издание)

В проточной части турбины имеют место потери, в результате которых процесс расширения отличается от адиабатического (изоэнтропийного). Процесс расширения происходит по политропе с ростом энтропии. Конечная энтальпия после турбины будет при этом характеризоваться точкой С, а с учетом потерь в выходном патрубке турбины — точкой С′ , Соответственно

(3.11)

Для характеристики собственно проточной части турбины используют соотношение

(3.12)

Некоторая часть пара отбирается при давлении р<рo с подачей на уплотнения вала турбины и штоков клапанов и последующим возвратом в промежуточное ступени турбины. В результате внутренняя работа 1 кг пара, подведенного к турбине, уменьшится на Δwпр и составит

(3.13)

где ξпр = (0,5 ÷ 1,0) 10-2 — коэффициент потерь с протечками.

Величина w′ i является фактической работой, совершенной 1 кг пара в турбине. Этой работе соответствует внутренний абсолютный КПД турбины

(3.14)

Удельная работа на муфте турбины we меньше w′ i на значение механических потерь, а удельная энергия, снимаемая с выводов генератора w′ э меньше, чем we на потери в генераторе, то есть

(3.15)

где ηмех = 0,96 ÷ 0,98 — механический КПД; ηг — КПД генератора, равный при воздушном охлаждении 0,97 — 0,98, при водородном 0,98-0,99.

С учетом потерь с протечками, механических и в генераторе определяют относительный эффективный КПД турбо-установки:

(3.16)

абсолютный эффективный КПД турбоустановки:

(3.17)

относительный электрический КПД турбоустановки:

42

(3.18)

абсолютный электрический КПД-брутто турбоустановки:

(3.19)

Для определения абсолютного КПД-нетто турбоустановки должен быть прежде всего определен расход энергии на привод питательного насоса. Остальные насосы турбоустановки (конденсатные, дренажные и др.) имеют небольшую мощность, и их относят условно к общестанционным механизмам.

Если расход электроэнергии на привод питательного насоса составляет wэ.н, то удельная выработка электроэнергии нетто

(3.20)

и электрический КПД-нетто турбоустановки

(3.21)

Приведенные выше соотношения отвечают простому циклу Ренкина. Они могут быть распространены и на сложные циклы — с регенерацией и промежуточными сепарацией и перегревом пара. В этом случае удельная располагаемая теплота турбины

(3.22)

где αп.п — доля пара, прошедшего промежуточный перегрев; Δhп.п — приращение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе; qп.в — теплота, подведенная к питательной воде в регенеративной системе.

Влияние регенеративного подогрева на тепловую экономичность турбинной установки рассматривается в следующей главе.

Для сложных циклов расход пара по отсекам турбины изменяется. При этом удельную внутреннюю работу всей турбинной установки определяют как сумму работ по отдельным частям турбины, что находит свое отражение в методике расчета тепловой схемы турбинной установки.

Для того, чтобы перейти от КПД турбинной установки к КПД всей АЭС, нужно учесть также потери теплоты в реакторном контуре и в трубопроводах. Для двухконтурных АЭС существуют еще потери теплоты в парогенераторе, а потери теплоты в трубопроводах должны учитываться раздельно для I и II контуров. Эти потери теплоты учитываются через КПД реакторного контура ηp, парогенератора rjn r, трубопроводов одноконтурной станции ηтр, трубопроводов I и II контуров двухконтурной АЭС ηIkтр

, η IIkтр. Тогда КПД-брутто для одноконтурной АЭС

43

(3.23)

для двухконтурной АЭС

(3.24)

Потери теплоты в трубопроводах, парогенераторах и реакторных контурах невелики. Так, ηтр = 0,985÷0,988. Еще более высокими являются значения ηp и ηп.г . КПД-нетто станции для одноконтурной АЭС

(3.25)

для двухконтурной АЭС

(3.26)

Кроме КПД для характеристики тепловой экономичности используют также величину удельного расхода теплоты. Для турбинной установки

(3.27)

а для станции в целом удельные расходы теплоты АЭС по выработке и отпуску электроэнгергии брутто и нетто составят

(3.28)

Для определения количества теплоты (кДж), необходимого для выработки 1 кВт · ч электроэнергии, значения qэ и qАЭС (или qЛЭСнт) следует умножить на 3600.

Процесс в h, s-диаграмме на рис. 3.8 представлен для повышенного конечного давления пара. При этом нет необходимости применения в паротурбинной установке промежуточных сепарации и пароперегрева. Но такие условия не характерны для современных паровых турбин. Необходимо более глубокое расширение пара для увеличения располагаемого теплоперепада и термического КПД. Поэтому, как было обосновано в § 3.3, необходимо применение для современных АЭС с водным теплоносителем промежуточных сепарации и пароперегрева, осуществляемых между цилиндрами среднего и низкого давления турбины. Соответствующий идеальный процесс в T, s-диаграмме представлены на рис. 3.4, а реальный процесс в h, s-диаграмме — на рис. 3.9. показывает, что сепарация и промежуточный перегрев пара после цилиндра среднего давления позволяют более чем вдвое увеличить располагаемый адиабатный теплоперепад. Соответственно уменьшается расход пара на турбину, что облегчает ее конструирование для большой мощности.

44

Рис. 3.9. Реальный процесс в паротурбинной установке на насыщенном парс в h, s-диаграмме с промежуточными сепарацией и перегревом

3.5.Тепловой баланс на АЭС

иобщая экономичность АЭС

На рис. 3.10 представлен тепловой баланс для двухконтурной АЭС с водным теплоносителем в расчете на 1 кг пара.

Рис. 3.10.

Тепловой баланс на АЭС с водным (а) и жидкометаллическим (б) теплоносителями

45

Условно рассмотрим его при отсутствии регенеративного подогрева. В парогенератор поступает теплота, выделившаяся в активной зоне реактора qa3, за вычетом теплоты, теряемой системой первого контура qIк, а также теплота конденсата qк. С учетом потерь теплоты в паропроводах qтр каждый килограмм пара внесет в турбину энтальпию hп, некоторая незначительная часть этой теплоты будет затрачена на механические потери в турбине qмех и потери в электрогенераторе qг, значительную часть теплоты придется отвести в конденсаторе с охлаждающей водой qох, а непосредственно в электроэнергию будет превращено количество теплоты qэл, которое, как это видно из рис. 3.10, существенно меньше отводимого в конденсаторе. Как следствие этого, КПД АЭС с водным теплоносителем находится на уровне ~33%.

Тепловая экономичность является важным, но не окончательным показателем экономичности работы. В качестве одного из показателей общей экономичности используется себестоимость продукции, то есть себестоимость 1 кВт·ч отпускаемой электроэнергии. Определение этого показателя является задачей другого курса и соответствующего учебника. Напомним только, что годовые затраты на производство электроэнергии включают в себя топливную составляющую, а также составляющие, зависящие от начальных капиталовложений и расходов на эксплуатацию.

Для ТЭС топливная составляющая играет решающую роль и потому весьма важна высокая тепловая экономичность, всегда снижающая расход топлива и повышающая общую экономичность. Для АЭС топливная составляющая имеет существенно меньшее значение. Поэтому меньшая в сравнении с ТЭС тепловая экономичность АЭС, связанная с применением насыщенного пара среднего давления (см. § 3.2, а не перегретого пара высокого давления, как на ТЭС), не препятствует конкурентоспособности АЭС в сравнении с ТЭС.

Расчет топливной составляющей для атомных электростанций отличается от расчета для ТЭС по ряду причин; для АЭС загружаемое и выгружаемое топлива практически не отличаются по общей массе; определение количества действительно "сгоревшего" топлива ( 235U, 239Pu) требует определения изотопного состава выгружаемого топлива, что невозможно в условиях АЭС. Соответственно невозможно определение действительной, а не расчетной, то есть проектной, глубины выгорания.

Выгружаемое из реактора АЭС топливо имеет высокую энергетическую ценность, в том числе и по содержанию 235U и 239Pu. Поэтому выгружаемое топливо подлежит переработке для повторного использования. При определении топливной составляющей кроме уранового топлива учитывают стоимость изготовления твэлов и затраченных на них конструкционных материалов. В связи с этим топливную составляющую рассчитывают для АЭС, исходя из сумм, предъявляемых АЭС для оплаты доставляемых партий твэлов. Для периода между выгрузкой части твэлов и загружаемых взамен свежих твэлов определяется суммарная выработка электроэнергии и к ней относят стоимость полученных твэлов.

Для АЭС повышение тепловой экономичности только тогда приводит к уменьшению топливной составляющей, когда оно не связано с удорожанием загружаемого в реактор ядерного топлива. Так, применение перегретого пара высокого давления с параметрами 9 МПа и 500 на первом и втором блоках Белоярской АЭС повысило их тепловую экономичность в сравнении с первым и вторым блоками Нововоронежской АЭС, работающими на насыщенном паре среднего давления с параметрами 2,9 МПа и 230 .

46