7.8. Особенности циклов пту аэс

7.8.1. Термодинамические особенности цикла аэс

на насыщенном водяном паре

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 может достигать 600 – 2500 ºС. Однако температура оболочки ТВЭЛ, во избежание ее разрушения, не должна превышать 300 – 600 ºС [3]. В настоящее время на АЭС в качестве рабочего тела используется вода и водяной пар. По условиям охлаждения ТВЭЛ 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.7.44.

Т епловая экономичность этого цикла определяется температурами подвода теплоты к рабочему телу Т₁ и отвода – Т₂ теплоты от рабочего тела. Температура Т₂ определяется температурой окружающей среды Т_ос. Температура Т₁ ограничивается допустимой конечной влажностью пара (12 % или х_кДОП=0,88) на выходе из турбины (точка 1 определяется состоянием точки 2). Температура Т₁ может теоретически достигать критического значения t_кр=374,12 ºС, однако вышеприведенные ограничения приводят к тому, что t₁100 ºС. При этих значениях Т₁ и Т₂ термический КПД цикла 1-2-3-4-5-1 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. 7.45 и 7.46). Сепарация и перегрев пара (процесс 2-3-4) смещает процесс в части низкого давления турбины (ЧНД) вправо. Это позволяет осуществить процесс 4-5 расширения пара в ЧНД турбины до давления Р_К 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 2-3) 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 (Т_ПП) 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.

Д авление пара (рис. 7.47), поступающего из ЧВД на ПП (Р_ПП), выбирается на основании вариантных расчетов термического КПД цикла исходя из двух условий:

1) степень сухости пара на выходе из ЧНД (х_Кдоп0,88) должна иметь допустимое значение, при этом х_Кдоп 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 около 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 t_o=540 °С);

2) использованием паро-парового перегревателя, работающего на свежем паре, что термодинамически нецелесообразно (для ПТУ на органическом топливе используется газопаровой пароперегреватель).