Чем объясняется низкое давление и температура вырабатываемого пара на АЭС?

В настоящее время давление теплоносителя в реакторах не превышает 12-17МПа, и поэтому начальное давление пара в основном определяется пиком реактора. Для одноконтурных АЭС на выбор начального давление оказывает влияние интенсивность теплообмена ТВЭЛов. Наибольшее значение коэффициента теплоотдачи от стенки ТВЭЛ к кипящей воде соответствует давление 7 МПа. При этом давлении температура оболочки ТВЭЛа находится в допустимых пределах. Применение более высокого давления заставит использовать более дорогостоящие материалы для конструкции ТВЭЛов.

Низкое значение температуры объясняется невозможночтью производить перегрев свежего пара, как на обычных ТЭС. В настоящее время это возможно, но это приводит к удорожанию станции, т.к. это связано с применением реакторов на быстрых нейтронах, охлаждающих теплоносителей с невысоким давлением и высокой температурой (жидкие металлы), и а также применение газовых теплоносителей (гелий, углекислый газ).

 

 

Вопрос № 402

Почему промперегрев пара, в основном, не применяется на ТЭЦ?

Эффективность комбинированной выработки зависит от количества отбираемого пара, т.е. чем больше пара идёт в отбор, тем меньше пара идет в конденсатор. Тепловая нагрузка теплофикационных отборов: Q_m = G_m (i_m — i_др)=const. Применение промперегрева приводит к повышению энтальпии в отборе при том же давлении ⇒ i_OT á ⇒ G_T â ⇒ эффективность комбинированной выработки снижается ⇒ смысла в промперегреве нет.

 

Вопрос № 403

Наличие схемы регенеративного подогрева питательной воды увеличивает КПД турбоустановки или КПД котла?

Наличие схемы РППВ увеличивает КПД ТУ. . Регенерация положительно влияет на _oi первых ступеней турбины, т.к. в «голову» турбины подается больше пара ⇒ á длины лопаток и ⇒ снижаются концевые потери, а для последних - снижается объёмный пропуск пара и ⇒ снижаются потери с выходной скоростью. КПД котла

снижается: , основной составляющей является q₂ - потери с уходящими газами ; Увеличивая температуру питательной воды на входе в экономайзер котла, мы тем самым снижаем температурный напор экономайзера и как следствие увеличиваем энтальпию уходящих газов, а увеличение энтальпии уходящих газов приводит к áq₂ ⇒ _ку â_.

 

Вопрос № 404

Какие существуют методы подготовки добавочной воды на ТЭС?

На тепловых электростанциях применяются два способа подготовки добавочной воды: химический и термический. Выбор способа водоподготовки зависит от многих факторов. Необходимо учитывать тип электростанции, тип котла, размеры потерь теплоносителя, качество исходной сырой воды и т.д.

При химическом способе сырая вода проходит несколько этапов очистки. На первом этапе (предочистке) из воды выделяются грубодисперсные и коллоидные вещества и снижается бикарбонатная щелочность воды посредством добавления в воду специальных веществ — реагентов, вызывающих выпадение примесей в осадок. На последующих этапах химической подготовки происходит очистка воды от некоторых растворенных примесей в основном методом ионного обмена. При химическом способе из добавочной воды почти полностью удаляются соли жесткости, но при этом хорошо растворимые соли удаляются лишь частично. Щелочность химически очищенной воды может приближаться к нулевой. Наиболее дорогие и сложные устройства необходимы для удаления кремниевой кислоты. Метод глубокого химического обессоливания позволяет получить воду, не уступающую по качеству конденсату турбины.

Химический метод обессоливания в настоящее время является основным для ГРЭС с оборудованием на давление пара выше 10 МПа при среднем солесодержании исходной воды не выше 4–5 мг-экв/кг для барабанных котлов и не выше 3—4 мг-экв/кг для прямоточных котлов.

Основным недостатком химического способа подготовки воды с точки зрения охраны окружающей среды от вредных выбросов является большой сброс отмывочных вод в водоемы; термический метод подготовки добавочной воды имеет преимущество в этом отношении перед химическим.

Термический способ подготовки добавочной воды основан на применении испарительных установок. В испарительной установке происходит дистилляция исходной добавочной воды — переход ее в пар с последующей конденсацией. Конденсат испаренной воды является дистиллятом, свободным при правильной конструкции и эксплуатации испарителя от солей жесткости, растворимых солей, щелочей, кремниевой кислоты и т.п.

В состав испарительной установки входят испаритель, в котором предварительно химически очищенная вода превращается в пар, и охладитель, в котором конденсируется полученный в испарителе пар. Такой охладитель называется конденсатором испарительной установки, или конденсатором испарителя.

Термический способ подготовки добавочной воды по начальным затратам и эксплуатационным расходам обычно дороже химического. Кроме того, испарительные установки со сравнительно простой одноступенчатой схемой имеют ограниченную производительность, а применение многоступенчатых испарителей еще более удорожает и делает более громоздкой всю установку, а также усложняет компоновку машинного зала.

Испарительные установки применяют на станциях высокого и сверхкритического давления с барабанными и прямоточными котлами при относительно небольших потерях пара и конденсата.

 

Вопрос № 405

Почему температура питательной поды ограничивается уровнем 210 - 240 °С?

Выбор оптимальной температуры питательной воды в регенеративных схемах ТЭС, производится на основании технико-экономических расчетов. На выбор влияет много факторов. С увеличением температуры пит. воды происходит:

- увеличение КПД турбоустановки за счет большого расхода пара на регенерацию;

-возрастание стоимости парового котла, трубопроводов и пит. установки из-за увеличения расхода пара;

-усложнения конструкции турбины (организация большого кол-ва отборов);

-усложняется тепловая схема;

-увеличивается расход эл. энергии на питательные насосы, т.к. они работают при повышенных температурах питательной воды;

-удешевляется конденсационная установка и система технического водоснабжения;

-возрастает t_yx. => q₂á => _ку â; _oi á.

- Кроме того при повышении температуры выше определённого значения 210 240 °С становится невозможно эффективно утилизировать тепло уходящих газов => увеличиваются затраты топлива. В итоге при расчете затрат на топливо, потерь тепло в котле и затрат на эксплуатацию оборудования пришли к выводу, что оптимальная температура пит. воды меньше 260°С. Повышение этого значения приводит к лишним затратам топлива и эксплуатацию оборудования и капитальным затратам, т.е. выигрыш от увеличения КПД турбоустановки не покрывает затрат.

 

tп.в. в международных нормах рекомендуется = 0,65–0,75 температуры насыщения, соответствующей давлению в котле по выше указанным причинам.

 

 

Вопрос № 406