На АЭС теплота, необходимая для рабочего тела ПТУ, получается в результате ядерной реакции. Выделение теплоты происходит в тепловыделяющих элементах (ТВЭЛ) ядерного реактора (ЯР), в которых находится ядерное топливо. Температура внутри ТВЭЛ-ов может достигать 600 – 2500 ОС. Однако температура оболочки ТВЭЛ-ов, во избежании ее разрушения, не должна превышать 300 – 600 ОС [3]. В настоящее время на АЭС в качестве рабочего тела используется вода и водяной пар. По условиям охлаждения ТВЭЛ-ов в ядерном реакторе кипящего типа (РБМК) необходимо иметь постоянную температуру охлаждающего теплоносителя – воды в состоянии насыщения. При таких условиях реализация цикла ПТУ возможна только в области влажного насыщенного пара. В таком реакторе теоретически (при 100 % сепарации пара в нем) можно получить сухой насыщенный пар. Эти условия благоприятны для реализации цикла Карно применительно к АЭС, работающей на влажном насыщенном паре.
Тепловая экономичность такого цикла и возможность его практической реализации рассматривались в разделе 7.1. Теоретически цикл АЭС в области влажного насыщенного водяного пара может быть представлен в T,s- диаграмме рис.7.45.
Тепловая экономичность этого цикла определяется температурами подвода теплоты к рабочему телу Т1 и отвода – Т2 теплоты от рабочего тела. Температура Т2 определяется температурой окружающей среды ТОС. Температура Т1 ограничивается допустимой конечной влажностью пара (12 % или хкДОП=0,88) на выходе из турбины (точка 1 определяется состоянием точки 2). Температура Т1 может теоретически достигать критического значения tКР=374,12 ОС, однако выше приведенные ограничения приводят к тому, что t1=100 ОС. При этих значениях Т1 и Т2 термический КПД цикла 123451 будет составлять менее 20%. Кроме этого удельная работа турбины в таком цикле будет очень маленькой и, соответственно, для получения больших мощностей в такой ПТУ потребуются большие расходы рабочего тела. В итоге получается громоздкая дорогостоящая АЭС с низкой тепловой экономичностью, что естественно недопустимо для практического ее использования.
Проблема повышения тепловой экономичности АЭС на насыщенном водяном паре была решена введением перегрева пара с предварительной его сепарацией (рис. 7.46 и 7.47). Сепарация и перегрев пара (процесс 234) смещает процесс в части низкого давления турбины (ЧНД) вправо. Это позволяет осуществить процесс 45 расширения пара в ЧНД турбины до давления РК и завершить его в области допустимой степени сухости пара. В результате этого увеличивается удельная работа турбины и термический КПД цикла.
Предварительная сепарация (сушка) пара перед пароперегревателем (процесс 23) необходима по двум причинам:
1- удаление капельной влаги из пара позволяет осуществлять нагрев пара без резкого изменения объема;
2- снижается расход греющего пара на пароперегреватель, так как на испарение влаги расходуется больше теплоты, чем на перегрев пара.
В пароперегревателе (ПП) в качестве греющего теплоносителя используется свежий пар тех же параметров, что поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины. Использование свежего пара в пароперегревателе это вынужденная мера, поскольку термодинамически нецелесообразно его применение для целей регенерации (паро-паровой перегрев есть не что иное, как регенерация) без предварительного совершения им работы в турбине. В реакторе АЭС по условиям его безопасной и надежной работы недопустимо размещение дополнительных элементов, усложняющих его работу. К таким элементам относятся и поверхности нагрева пароперегревателя, поэтому их размещают за пределами реактора. Использование свежего пара в качестве греющего теплоносителя ПП позволяет иметь максимально-возможную температуру пара (ТПП) перед частью высокого давления турбины (ЧВД). Это приводит к наибольшему увеличению тепловой экономичности цикла, по сравнению со всеми другими вариантами при существующих ограничениях на АЭС, так как наибольшая температура пара перед турбиной всегда соответствует наибольшему КПД цикла.
Давление пара (рис. 7.48), поступающего из ЧВД на ПП (РПП), выбирается на основании вариантных расчетов термического КПД цикла, исходя из двух условий:
1 – степень сухости пара на выходе из ЧНД (хкДОП>0,88) должна иметь допустимое значение, при этом хкДОП для ЧВД может быть меньше 0,88 в зависимости от высоты лопаток последних ступеней ЧВД турбины;
2 – термический КПД цикла должен быть наибольшим.
При выборе оптимальных параметров пара такого цикла АЭС его КПД по отпуску электрической энергии будет составлять порядка 33%. Относительно низкое значение КПД цикла АЭС на насыщенном водяном паре обусловлено:
1 – ограничением температуры свежего пара значением порядка 300 °С (для ПТУ на органическом топливе tО=540 °С):
2 – использованием паро-парового перегревателя, работающего на свежем паре, что термодинамически нецелесообразно (для ПТУ на органическом топливе используется газопаровой пароперегреватель).
| предыдущий параграф | содержание | следующий параграф |