- •Содержание:
- •Система острого пара.
- •Арматура.
- •Типы паровых турбин.
- •Система острого пара.
- •Необходимость защиты турбины.
- •Возможные режимы работы.
- •Схемы теплоэлектроцентралей.
- •Турбинные установки на аэс. Особенности турбоустановок насыщенного пара.
- •Выбор параметров промежуточной сепарации и промперегрева.
- •Выбор числа выхлопов турбин.
- •Термодинамические циклы паротурбинных установок в тs–диаграмме.
- •Тепловая и общая экономичность аэс. Термодинамические циклы паротурбинных установок на насыщенном паре в т, s –диаграмме.
- •Выбор начальных и конечных параметров цикла.
- •Выбор начальных параметров пара.
- •Термодинамические циклы.
- •Редукционные установки.
- •Конденсационные установки Назначение и состав конденсационной установки.
- •Определение давления в конденсаторе.
- •Теплотехнические схемы конденсаторов. Отсос парогазовой смеси.
- •Отсос пгс.
- •Деаэрация в конденсаторе.
- •Методы борьбы с присосами охлажденной воды в конденсаторе.
- •Варианты конструктивных схем конденсаторов.
- •Охлаждение конденсаторов турбин.
- •Выбор конденсатных насосов.
- •Система конденсатоочистки.
- •Регенерации
- •Регенеративный подогрев питательной воды на аэс. Основы регенеративного подогрева питательной воды.
- •Типы регенеративных подогревателей и схемы их включения в тепловую схему аэс.
- •Оптимальное распределение регенеративного подогрева по ступеням, выбор числа регенеративных подогревателей и температуры питательной воды для аэс различных типов.
- •Конструкции регенеративных подогревателей.
- •Уравнение материального и теплового баланса пнд, пвд.
- •Деаэрационно-питательные установки. Назначение деаэрационной установки.
- •Способы деаэрации воды и конструктивное выполнение деаэраторов.
- •Выбор параметров работы деаэратора
- •Деаэраторные баки и схемы включения деаэратора
- •Питательные установки.
- •5.5 Схема подачи пара на приводную турбину питательного насоса
- •Испарительные установки на аэс. Назначение и конструкции испарительных установок.
- •Теплофикационные установки на аэс Графики тепловых нагрузок.
- •Выбор мощности теплофикационной установки.
- •Тепловые схемы атэц и act.
- •Баланс теплоты на аэс.
- •Баланс теплоты в схеме аэс.
- •Баланс теплоносителя и рабочего тела на аэс Потери пара и конденсата.
- •Баланс воды и примесей в пароводяном контуре аэс.
- •Остановка агрегатов и блоков.
- •Работа на электрических уровнях мощности.
- •Стояночные режимы.
Баланс теплоты на аэс.
Рассмотрим баланс теплоты в системе двухконтурной АЭС (рис. 3.6). Часть выделившейся в активной зоне реактора теплоты теряется в первом контуре в трубопроводах циркуляционного контура 1, в шахте реактора 2, в защите реактора 3, на линии продувочной воды реактора 4. Из переданной в парогенераторе во второй контур теплоты часть в боксах парогенераторов 5, в трубопроводах 6, с продувочной водой парогенератора 7, с утечками пара 8.
Часть выработанной на АЭС электроэнергии расходуется на собственные нужды (5-7%). Наиболее значительные затраты электроэнергии на собственные нужды имеют АЭС с газовым теплоносителем (10-20%).
Как видно из рис. 3.6, самые значительные потери теплоты происходят в конденсаторе. Теплота конденсации 1 кг пара при давлении в конденсаторе 0,004 МПа составляет 2195 кДж/кг.
На соверменных АЭС 60% пара, поступающего в турбину, конденсируется в конденсаторе и 40% в системе регенерации.
Как уже отмечалось, в связи с низкими начальными параметрами расходы пара на турбоустановки АЭС значительны, отсюда и значительны потери теплоты в конденсаторе. Это и определило низкую тепловую экономичность АЭС (29-33%). Тепловая экономичность ТЭС выше (39-42%) за счет более высоких начальных параметров. В этом плане АЭС производит большее по сравнению с ТЭС тепловое загрязнение окружающей среды.
Баланс теплоты в схеме аэс.
Рассмотрим баланс теплоты для 1 кг пара в системе одноконтурной АЭС, представленный на рис 3.5,а.
В активной зоне реактора выделяется количество теплоты qа.з. , кДж/кг. При работе насосов, перекачивающих конденсат, питательную и реакторную воду, выделяется дополнительное количество теплоты qп.н. , которое передается рабочему телу. В реакторе имеет место небольшая потеря теплоты в окружающую среду qр . Из сказанного следует, что энтальпия пара, кДж/кг, поступающего на турбину, составляет hп = qа.з.+ qпн – qр . Из этого количества теплоты небольшие количества затрачиваются на тепловые потери в трубопроводах qтр , механические потери в турбине qт и потери в электрическом генераторе qг . Кроме того, отработавший в турбине пар должен быть сконденсирован, для чего в конденсаторе отводится значительное количество теплоты qк , кДж/кг. Из рис. 3.5,а видно, что количество теплоты qэл , кДж/кг, эквивалентное количеству произведенной электроэнергии, существенно меньше, чем qк . Именно в большом значении qк , свойственном водяному пару, и заключается причина относительно низкой тепловой экономичности АЭС с водным теплоносителем - 29-33%.
Сравним тепловые балансы АЭС (рис. 3.5,а) и ТЭС (рис.3,5,б). Для ТЭС теплота выделяется при сжигании органического топлива в топке парового котла qтоп . Потери теплоты в котельной установке qк.у. больше, чем в реакторной, так как они связаны не только с потерей теплоты в окружающую среду, но также с некоторым недожогом топлива и, главное, выбросом в атмосферу продуктов горения с относительно высокой температурой. Таким образом, энтальпия пара, кДж/кг, перед турбиной ТЭС
hп = qтоп + qпн – qк.
На ТЭС используется перегретый пар высоких, часто сверхвысоких критических параметров. Поэтому в расчете на 1 кг пара на ТЭС значение qтоп. больше, чем qа.з., отвечающее насыщенному пару средних давлений. Это означает большую тепловую экономичность ТЭС по сравнению с АЭС, т.е. , так как отвод теплоты в конденсаторе qк практически не зависит от начальных параметров пара. Термическая экономичность современных ТЭС превышает 40% за счет более высоких значений энтальпий пара перед турбиной.
Аналогично может быть представлен тепловой баланс для двухконтурной АЭС. Различие будет заключаться в дополнительной потере теплоты в окружающую среду парогенератором и увеличенной потере теплоты более разветвленными трубопроводами. Это означает, что тепловая экономичность двухконтурной АЭС всегда несколько ниже, чем одноконтурной.
Так как для АЭС с жидкометаллическим теплоносителем не существует ограничений по параметрам пара, термические эффективности ТЭС и трехконтурных АЭС могут быть практически одинаковыми.
Часть выделившейся в а.з. реактора теплоты теряется в I контуре, т/пр ОЦК, в шахте реактора, в БЗ, на линии продувочной воды в реакторе. Из переданной в ПГ во второй контур теплоты часть теряется в боксах ПГ, т/пр, с продувочной водой ПГ, с утечками пара.
Часть выработанной на ТАС электроэнергии расходуется на собственные нужды (5-7%). Наиболее значительные затраты электроэнергии на собственные нужды имеют АЭС с газовым теплоносителем (10-20%)
Самые значительные потери теплоты происходят в конденсаторе.
На современных АЭС 60% пара поступающего на турбину конденсируется в конденсаторе, и 40% в системе регенерации.
В связина с низкими начальными параметрами расходы пара на турбоустановки АЭС значительны, отсюда и значительны потери теплоты в конденсаторе. Это и определило низкую тепловую экономичность АЭС (29-33%). Тепловая экономичность ТАС выше (39-42%) за счет более высоких начальных параметров. В этом планеАЭС производит большее тепловое загрязнение окружающей среды.