Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

• Автор: Кругликов, Петр Александрович
• Шифр специальности: 05.14.03
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Санкт-Петербург
• Количество страниц: 380 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ.
Глава 1 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ПОЛОЖЕНИЙ КОМПЛЕКСНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ

1.1 .Энергетическая ситуация в России и атомная энергетика

1.2 Краткий обзор методических подходов к оптимизации параметров АЭС

1.3 Вопросы оптимизации параметров и особенности обоснования профиля оборудования энергоблоков АЭС

1.3.1.Комплексный подход применительно к задачам оптимизации АЭС.

1.3.2. Об особенностях расчета влажнопаровых турбин АЭС

1.4. Методические положения техникоэкономического обоснования технических решений в современных условиях
1.5 Выводы.
Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМНЫХ ФАКТОРОВ НА ОПТИМИЗАЦИЮ ПАРАМЕТРОВ И ВЫБОР СТРУКТУРЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ
2.1 Анализ режимов эксплуатации и прогнозов развития как факторов влияющих на выбор оборудования АЭС.
2.2 Методика учета режимных факторов при техникоэкономическом анализе
2.3 Математическая модель расчета турбоустановки АЭС на частичные нагрузки
2.4. Оценка точности модели
2.5 Выводы.
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ВВЕДЕНИЯ НАЧАЛЬНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА НА АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ
3.1. Начальный перегрев пара на АЭС с ВВЭР.
3.1.1. Исходные положения для анализа
3.1.2. Влияние начального перегрева на показатели АЭС с реакторами типа ВВЭР.
3.1.3. Определение эффективности энергоблоков с реакторами ВВЭР и прямоточным парогенератором при учете интегральной экономичности
3.2. Начальный перегрев пара в канальных реакторах.
3.2.1 .Основные техникоэкономические показатели
3.2.2.Совершенствование схем канальных реакторов с начальным перегревом пара и перспективные направления исследований
3.3 Выводы.
Глава 4. ОПТИМИЗАЦИЯ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И
ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ.
4.1. Выбор начального давления пара и температуры питательной воды на АЭС с ВВЭР и горизонтальным парогенератором
4.2. Обоснование применения вертикальных парогенераторов.
4.3. Оптимизация системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР1 ООО и вертикальным парогенератором.
4.4. Оптимизация параметров АЭС с водографитовыми канальными реакторами
4.5. Исследование возможностей унификации структуры тепловых схем и профиля вспомогательного оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами
4.6. Выводы
Глава 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ С РЕАКТОРАМИ ВВЭР
5.1. Выбор основных параметров термодинамического цикла для энергоблока с ВВЭР.
5.2. Определение структуры тепловой схемы энергоблока с ВВЭР
5.3. Выбор параметров теплосилового цикла для АЭС с реактором повышенной безопасности тепловой мощностью МВт
5.4 Выводы.
Глава 6. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ
ПО СОВЕРШЕНТВОВАНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЕЙСТВУЮЩИХ АЭС
6.1. Выбор унифицированного поверхностного подогревателя низкого давления.
6.2. Разработка предложений по реконструкции бойлерных установок турбин К0
6.3. Оптимизация схемы и повышение эксплуатационной надежности деаэрационнопитательной установки.
6.4.Повышение надежности и экономичности работы конденсатно
го тракта турбоустановки К0
6.5. Использование насосов с гидротурбинным приводом в схемах турбоустановок АЭС.
6.6. Повышение надежности и ремонтопригодности систем промежуточной сепарации и перегрева пара.
6.7. Исследование вариантов перепрофилирования АЭС с реактором ВВЭР в энергоблоки на органическом топливе
6.8 Выводы
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Методы эти в основном построены на принципе идентичности конструктивных характеристик и показателей экономичности ступеней отсеков, работающих в условиях заданных величин отношения давлений и начального объемного расхода пара. К группе методов учета экономичности турбин при работе на частичных стационарных нагрузках можно отнести методы, использующие поступенчатый расчет одномерного потока в проточной части с определением параметров ступени на среднем диаметре 6,5. Преимущества указаннрго метода состоят в относительно небольшом времени счета при постановке задачи на ЭВМ и достаточной степени точности. Наконец, к условной 3ей группе методов можно отнести методы определения экономичности турбинных ступеней основанные на расчете пространственного потока в ступени с учетом интегральных тепловых и геометрических характеристик. Работ посвященных вопросам детального расчета турбинной ступени в нерасчетных режимах опубликовано достаточно много. Например, достаточно указать на работы М. С.Индурского и Ржезникова 1,2 Б. М. Трояновского6, И. И.Кириллова 7. В.И. Шнеэ6 и др. Методики расчета турбинной ступени с учетом пространственного течения обладают высокой точностью, требуя при этом достаточно большого времени счета. Для оптимизационных исследований тепловых схем они малоприемлемы в силу объемности и нарушения принципа равноточности расчетов, т. При использовании всех указанных выше методов расчета экономичности турбинных ступеней или турбины в целом, процесс расширения пара в турбине, как правило, определялся вне зависимости от тепловой схемы и требовал многократных последовательных расчетов тепловой схемы и проточной части турбины, выполняемых обычно отдельно по независимым программам. Программа расчета, предложенная в работах,,6, позволяет рассчитывать совместно параметры тепловой схемы и проточной части турбины, как для номинального, так и для режимов частичных нагрузок. Однако расчет проточной части в этой работе производится по заданным КПД отсеков ступеней и без учета специфики влажнопаровых турбин АЭС. В частности. КПД ступени от влажности пара. Потери от влажности являются фактором, существенно влияющим на экономичность турбинной ступени и всей турбоустановки в целом, особенно для турбин АЭС, в которых значительная часть тешюперепада срабатывается ниже линии насыщения. Несмотря на проводимые исследования турбинных ступеней, работающих во влажном паре, накопленный экспериментальный материал недостаточен для создания универсальных зависимостей по влиянию влажности на потери в ступени. АПыК УсрННо 1. Дг разница в КПД турбинных ступеней, работающих в перегретом и влажном паре Н. Но теплоперепады срабатываемые в области влажного пара и общий в процессе расширения К коэффициент, зависящий от геометрических и режимных параметров. Несмотря на определенный разброс значений этого коэффициента по данным испытаний, приемлемо, как для заводских проектных расчетов, так и для большинства оптимизационных исследований теплосиловых циклов АЭС, для ступеней большой веерности коэффициент К принимать равным 1,0. Это означает, что учет потерь от влажности осуществляется пропорционально средней влажности в ступени. При этом поправка 1 снижения КПД ступени на 1 средней влажности, сохраняется во всей области расширения пара ниже линии насыщения. В то же время существуют исследования3,7, свидетельствующие о том, что наиболее высокие потери от влажности в турбинной ступени наблюдаются при малых значениях средней влажности. Эти исследования показывают, что процесс расширения пара, происходящий вблизи линии насыщения и зоны Вильсона, сопровождается значительным ростом необратимых потерь при переохлаждении пара. Этот вывод особенно важен для влажнопаровых турбин АЭС, работающих на влажном или слабоперегретом паре и с промежуточным перегревом пара. В этом случае, значительно возрастают потери в первых ступенях ЦВД и в ступенях ЦНД, работающих в зоне перехода через линию Вильсона. На рис 1. КПД турбинных ступеней в зависимости от средней влажности в ступени, определенное для ступеней высокого и низкого давления3.