Разработка рекомендаций по повышению эффективности теплогидравлических процессов в сепараторах-пароперегревателях турбин АЭС на основе изучения опыта эксплуатации

• Автор: Егоров, Михаил Юрьевич
• Шифр специальности: 01.04.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Санкт-Петербург
• Количество страниц: 169 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
В.1. Актуальность темы исследования
В.2. Степень разработанности темы исследования
В.З. Цели и задачи исследования
В.4. Научная новизна
В.5. Теоретическая и практическая значимость работы
В.6. Методология и методы исследования
В.7. Положения, выносимые на защиту
В.8. Степень достоверности и апробация результатов
Глава 1. Обзор отечественных конструкций, опыта эксплуатации и исследований СПП..
1.1. Сравнительный анализ конструкций СПП-500 и Cl 111-500-1 и рабочего процесса в аппаратах
1.1.1. Входные камеры и сепарациопные части аппаратов
1.1.2. Качество сепарации в аппаратах
1.1.3. Пароперегреватели аппаратов
1.1.4. Особенности конструкции СПП-500 и компоновка аппаратов в составе турбоустановки
1.1.5. Концепция конструктивного исполнения и организации рабочего процесса в СПП-500.. .21 1.2. Опыт эксплуатации аппаратов СПП-500 и СПП
1.2.1. Основные причины неполадок СПП
1.2.2. Модернизация конструкций СПП
1.2.3. Особенности работы аппаратов СПП
1.2.4. Собственные оценки опыта эксплуатации СПП
1.3. Конструкции и опыт эксплуатации аппаратов СПП-220, СПП-220-1, СПП-750, СПП-1000, СПП
1.4. Выводы по главе
Глава 2. Результаты промышленных испытаний систем ПСПП на Ленинградской и Смоленской АЭС
2.1. Особенности модернизации системы ПСПП
2.2. Испытания сепарационной части модернизированных СПП-500-I на Ленинградской АЭС. Результаты определения влажности нагреваемого пара за сепарационными блоками
2.3. Испытания перегрсвателыюй части модернизированных СПП-500-1 на Ленинградской АЭС. Результаты измерения температуры нагреваемого пара в поворотной камере
2.4. Результаты измерения расхода предсепарата, основного сепарата и конденсата греющего пара первой ступени на Ленинградской АЭС
2.5. Система ПСПП до модернизации па Смоленской АЭС
2.6. Испытания сепарационной части модернизированных СПП-500-1 на Смоленской АЭС. Результаты определения влажности нагреваемого пара за сепарационными блоками

2.7. Результаты измерения расходов сепарата и конденсата греющего пара первой ступени на Смоленской АЭС
2.8. Сопоставление результатов испытаний на Ленинградской и Смоленской АЭС
2.9. Выводы по главе
Глава 3. Расчётный анализ теплопередачи в пароперегревателе СПП-
3.1. Предлагаемый метод расчёта теплоотдачи пучка змеевиковых труб перегревателя типа использованного в СПП-500 и перспективного для использования в новых проектах СПП (общий подход)
3.2. Исходные данные и допущения для примера уточнённого расчёта (параметры СПП-500)
3.3. Теплогидравлический расчёт пароперегревателя СПП-
3.4. Выводы по главе
Глава 4. Пути повышенна эффективности тсплогндравлическнх процессов в системах ПСПП и их реализация в современных проектах СПП
4.1. Задачи совершенствования методов расчёта и проектирования СПП
4.2. Причины и последствия работы систем ПСПП в режимах, снижающих их эффективность и надёжность
4.3. Проекты новых СПП для энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 (1200)
4.4. Использование интснсифжцированных поверхностей теплообмена
4.5. Выводы по главе
Заключение
Список сокращении и условных обозначений
Библиографический список
Приложение 1. Обзор зарубежных конструкций, опыта эксплуатации н исследований сепараторов-пароперегревателей
П. 1.1. Американские фирмы
П. 1.2. Германские фирмы
П. 1.3. Французская фирма
П.1.4. Швейцарские фирмы
П. 1.5. Английские фирмы
П.1.6. Японские фирмы
П. 1.7. Выводы по приложению
Приложение 2. Таблицы расчётных данных
Приложение 3. Протокол по выполнению «Программы и методики приёмочных испытаний сспарацнонных блоков жалюзи тина «Роиегуавс» в составе СПП-500-1 на Смоленской АЭС»

ВВЕДЕНИЕ
В.1. Актуальность темы исследования
Развитие атомной энергетики стало основой увеличения энергетического потенциала многих стран мира. В ближайшие десятилетия намечено значительное развитие атомной энергетики и в РФ [1]. Предполагается рост единичной мощности энергоблоков и сооружение новых атомных электростанций (АЭС). Всё большее значение приобретает повышение эффективности и надёжности работы оборудования, для чего важно использование накопленного опыта разработки и эксплуатации существующего оборудования. Необходимость обновления энергооборудования на электростанциях РФ при существующем и прогнозируемом спросе на электроэнергию в возможно минимальные сроки продиктована прогнозом динамики энергопотребления России, отражённом в «Энергетической стратегии России до 2020 г.» [2], и связана со старением оборудования [3]. Несмотря на проводимое продление срока его службы, суммарная мощность основного энергооборудования, достигшего предельного индивидуального ресурса к 2020 году, составит -40 % общей установленной мощности электростанций [4].
Для российской атомной энергетики важной задачей является повышение коэффициента использования установленных мощностей (КИУМ). Такое повышение может быть достигнуто, в частности, за счёт увеличения межремонтных периодов, замены низкоэффективного и малонадежного оборудования. Конкурентоспособность АЭС во многом обеспечивается надежностью работы энергоблока в течение длительного времени.
В активной зоне реактора одноконтурной АЭС происходит нагрев теплоносителя (воды) до температуры насыщения и его частичное испарение. Далее происходит разделение насыщенной воды и пара, сепарация влаги из насыщенного пара. Затем пар поступает в турбоустановку. В турбине пар производит работу, которая превращается в электроэнергию в генераторе. В турбинах насыщенного пара на выходе цилиндра высокого давления (ЦВД) пар имеет влажность у~( 10... 15) %. Влажность пара отрицательно сказывается на экономичности установки: увеличение средней влажности пара на 1 % приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины примерно на 1 % [5]. Под влиянием влажности пара снижается надёжность работы турбины, а, следовательно, и длительность её межремонтного периода. Лопатки последних ступеней цилиндра низкого давления (ЦНД) турбины под воздействием влаги подвергаются эрозии (выбиванию влагой частиц металла) и могут преждевременно выйти из строя. Существуют различные методы предотвращения эрозии турбинных лопаток. Одним из наиболее эффективных способов является отвод влаги при помощи различных сепарационных устройств. Для поддержания необходимого уровня надёжности ЦНД проводятся мероприятия для обеспечения допустимых значений влажности на входе в него, однако, внутритурбинная сепарация влаги недостаточно эффективна. В турбинах АЭС мощностью свыше 200 МВт сочетают внутритурбинную сепарацию влаги с сепарацией влаги после ЦВД и промежуточным перегревом отборным паром (из первого отбора ЦВД) и острым паром (из основного паропровода перед турбиной) [6]. Осуществление промежуточного перегрева пара без его предварительной осушки потребовало бы увеличения расхода греющего пара на испарение влаги вместо того, чтобы это количество пара произвело работу в турбине,

двухкорпусных аппаратов (рисунок 1-20): в первом корпусе расположено сепарационное устройство и перегреватель I ступени, во втором - перегреватель II ступени. Нагреваемый пар поступает через паропровод Л и направляется в сепарационные блоки 2, состоящие из жалюзийных пакетов. Сепаратор расположен в кольцевом зазоре между корпусом и трубным пучком I ступени, представляет собой двенадцатигранную усечённую пирамиду и имеет по высоте шесть ярусов пакетов жалюзи. Слив конденсата организован по рёбрам пирамиды. Осушенный пар после сепаратора направляется в межтрубное пространство вертикального пароперегревателя 5. Греющий пар поступает в верхнюю часть сепаратора £ и при прохождении внутри труб пароперегревателя конденсируется, а конденсат собирается в нижней камере Д. Нагреваемый пар после I ступени перегрева направляется во II ступень, также вертикального типа, представляющую собой прямотрубный теплообменник. Трубные пучки перегревателей обеих ступеней выполнены из гладких труб диаметром 0 16x2 мм и длиной 9 м. На турбинах К-220-44 устанавливают по четыре СПП такого типа, поэтому каждый ЦНД турбины подключен к двум СПП, причём перегретый пар после двух СПП подводится к ЦНД по общему трубопроводу.

Рисунок 1-20. Конструкция СПП-220: а - пароперегреватель I ступени с сепаратором; б - пароперегреватель II ступени; 1 - дренажная камера; 2 - сепарационные блоки; 3 - дырчатый лист; 4 - направляющие лопатки; 5 -трубки пароперегревателя; 6 - трубная доска; 7 - паровая камера; 8 - корпус; А — вход влажного пара; Б - вход греющего пара; В - отвод сепарата из сепарационной части; Г - выход пара из пароперегревателя первой ступени; Д - отвод сепарата; Е - вход перегретого пара после пароперегревателя первой ступени; Ж - выход перегретого пара из СПП.
СПП
В результате исследований и анализа различных конструкций вертикальных и горизонтальных СПП в России получили развитие однокорпусные вертикальные СПП.
Для турбин К-220-44 был разработан однокорпусный вертикальный цилиндрический аппарат имеющий перегреватель с продольно оребрёнными трубками СПП-220-1, рисунок 1-21. Первые СПП-220-1 для турбин К-220-44/3000 были применены на четвёртом блоке Нововоронежской АЭС, в дальнейшем СПП-220-1 были установлены на ряде АЭС с ВВЭР-440.