РТМ 24.021.16-74
Выбор характеристик и расчет тепловых схем турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

ВЫБОР ХАРАКТЕРИСТИК И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТУРБОУСТАНОВОК АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ

РТМ 24.021.16-74

Издание официальное

МИНИСТЕРСТВО ТЯЖЕЛОГО, ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО И ТРАНСПОРТНОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ

РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Центральным научно-исследовательским и проектно-конструкторским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползунова

Директор    Н.    М.    МАРКОВ

Заведующий базовым отраслевым отделом стандартизации    К.    А.    СУПРЯДКИН

Руководители темы:    М. И.    ГРИНМАН,

Н. И. ШАПИРО

Основные исполнители:    П. П.    СУВОРОВ,

А. Н. МИТЮКОВ

ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтурбопромом Министерства тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения

Главный инженер    В.    П.    ГОЛОВИЗНИН

УТВЕРЖДЕН Министерством тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения

Заместитель министра    П.    О.    СИРЫЙ

Группа Е02

РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ

ВЫБОР ХАРАКТЕРИСТИК И РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТУРБОУСТАНОВОК АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ

Указанием Министерства тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения от 26 декабря 1974 г. № ПС-002/18302 введен как рекомендуемый

В настоящем руководящем техническом материале (РТМ) изложена методика выбора структуры и параметров тепловых схем и связанных с ними характеристик турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами на стадиях, предшествующих техническому проектированию.

Методика позволяет обоснованно выбрать:

—    разделительное давление, т. е. давление, при котором происходит сепарация влаги и промперегрев пара;

—    температуру промперегрева пара;

—    кратность сепарации влаги;

—    число ступеней промперегрева пара;

—    для двухступенчатой схемы промперегрева — температуру* пара за 1-й ступенью промперегрева;

—    давление греющего пара 1-й ступени промперегрева;

—    потери давления в 1 и 2-й ступенях промперегрева и сепараторе;

—    температуру питательной воды;

—    число ступеней подогрева питательной воды;

—    температурные напоры в регенеративных подогревателях, охладителях дренажа и пр.

Методика позволяет также получить зависимости изменения удельного расхода тепла по турбоустановке от определяющих его параметров: начального давления, начальной температуры или влажности, температуры питательной воды и давления пара в конденсаторе.

Стр. 2 РТМ 24.021.16—74

Методика основана на комплексе математических моделей основного оборудования машинного зала и реализуется в виде отдельных программ для ЭВМ среднего класса (БЭСМ-4, М-220 и т. д.). Все программы записаны на входном языке транслятора ТА-1М (на базе Ал гол-60).

В РТМ унифицируется на современном техническом уровне метод выбора характеристик элементов турбоустановок АЭС, который рекомендуется для использования научно-исследовательскими, проектными организациями и турбостроительными заводами.

Излагаемая в РТМ методика является обобщением и дальнейшим развитием существующих методов выбора оптимальных характеристик турбоустановок АЭС и отличается от них более полным учетом «влияния последних на конструктивные решения по турбоустановке. Методика базируется на анализе практики отечественных турбостроительных заводов и прошла проверку при подготовке исходных данных к техническому проекту турбин К-500-60, К-500-65 и К-1000-60 Харьковского турбинного завода.

I. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1.1. Геометрические характеристики проточной части и характеристики потока

D — диаметр ступени, уплотнений и других элементов, м;

I — высота лопатки, м;

Д/ —суммарная перекрыша ступени, м;

о = -р — коэффициент, учитывающий величину перекрыши;

*р'

см —угол выхода потока из направляющего аппарата, град;

F — площадь, м²;

F, — площадь выхлопа, м²;

Р_упя— площадь зазора в уплотнениях диафрагм, м²;

Ьуп* —величина зазора в уплотнениях диафрагм, мм;

$6—относительный зазор; ^гупл —число зубцов в уплотнении диафрагм;

с — абсолютная скорость, м/с;

с₀ — абсолютная скорость истечения, соответствующая располагаемому теплоперепаду ступени, м/с;

с_Ху с₂ — абсолютные скорости пара на выходе из направляющего аппарата и рабочих лопаток, м/с;

V) — относительная скорость, м/с;

W\, w.₂ — относительная скорость выхода пара из направляющих и рабочих лопаток, м/с;

и — окружная скорость, м/с;

ф и <р — коэффициенты скорости рабочих и направляющих лопаток;

PTM 24.021.16—74 Стр. 3

R —степень реактивности ступени; г — радиус ступени, м;

Е —критерий эрозийного износа;

s — коэффициент в критерии эрозийного износа, учитывающий влияние осевого зазора между направляющим аппаратом и рабочими лопатками; а* — скорость звука, м/с;

£

М = —* —число Маха.

а*

1.2. Параметры

р—давление пара, кгс/см²;

Ро, Рь Pi' ^разд» PZЛ Ркна —давление пара соответственно

свежего, на входе в ступень, за ступенью, в точке отбора на сепарацию и промперегрев, греющего в первой ступени промперегрева, в конденсаторе, кгс/см²; р₅—давление пара на линии насыщения, кгс/см²; р_шф — давление за последней ступенью на входе в диффузор, кгс/см²;

Д/?пп1э Viш2« Veen—потери давления обогреваемого пара соответственно в 1, 2-й ступенях промлерегрева и сепараторе, кгс/см²;

Т — абсолютная температура, К;

/о. Лип ^ищ» ^кнд—температура пара соответственно свежего, после промперепрева, после 1-й ступени промперегрева и в конденсаторе, °С; t_s —температура насыщенного пара, °С;

^п.в, /о(5>—температура питательной воды и конденсата при давлении свежего пара, °С;

А*™, Д/_п„, — температурные напоры на выходе из пром перегрев а тел я и 1-й ступени промперегревателя, °С; v—удельный объем, м³/кг; ^vo*    v₂— удельный объем пара соответст

венно на входе в ступень, выходе из направляющих лопаток, ступени и направляющего аппарата в корневом сечении, м³/кг;

I — энтальпия пара, ккал/кг;

/₀ — энтальпия пара на входе в турбину, ккал/кг;

Стр. 4 РТМ 24.021.16—74

/_пп1, /_|1П, /_сеп — энтальпия пара за 1 и 2-й ступенями пром перегрев а тел я и сепаратором, ккал/кг;

5 — энтропия, ккал/кг • °С; у,, Уест Уср--влажность пара на входе в ступень, выходе из сепаратора, средняя в процессе расширения в долях единицы; х—степень сухости пара в долях единицы;

q — энтальпия конденсирующейся жидкости, ккал/кг;

<7др.пп1, <?Др.пп, ^соп— энтальпия дренажа 1 и 2-й ступеней промперегрева и сепаратора, ккал/кг; г_р, c_v — теплоемкость при постоянном давлении и постоянном объеме, •ккал/кг • °С; k — показатель адиабаты.

1.3. Тепловые перепады, потери энергии, расход, мощность

//_р — располагаемый теплоперепад ступени при изоэнтропийном расширении, ккал/кг;

Л_ад — изоэнтропий ный теплоперепад ступени по статическим параметрам, ккал/кг; h_uy h_oi — использованный теплоперепад на ободе и суммарный, ккал/кг;

*^tl i»

А/г_тр., Д/г_л , А//_б, АД_М —термодинамические потери /-Й

ступени соответственно: в соплах, в рабочих лопатках, концевые, с выходной скоростью, ротационные, из-за протечек через уплотнения диафрагм, утечек через уплотнения бандажа, влажности пара, ккал/кг; r_<0i и у_1ц — внутренний относительный и окружной КПД ступени;

Дт^. _к; Дт_(д._у; Дт<.,. Д*}_пр—снижение окружного КПД ступени из-за влажности, трения и вентиляции, протечек через диафрагменные уплотнения, протечек через открытый радиальный зазор, наличия скрепляющей проволоки;

PTM 24.021.16—74 Стр. 5

а_м — коэффициент влагоудаления, %;

G, (/„.»— массовый расход пара через ступень и расход питательной воды, т;

Д, — массовый расход свежего пара на турбину, т/ч;

Q,, —теплопроизводительность реактора, ккал/ч;

/7" _v —удельный расход тепла по турбо-установке, нетто, ккал/кВт«ч;

N — электрическая мощность турбоагрегата, кВт;

;V_tp — потери мощности из-за трения в ступени, кВт; п — частота вращения ротора, об/мин;

К_упя—коэффициент расхода в выражении, описывающем потери с протечками через диафрагменные уплотнения;

С — коэффициент восстановления диффузора;

<7. —тепловая мощность парогенератора, ккал/ч.

1.4. Технико-экономические характеристики

K_t — капиталовложения по i-му варианту, руб.;

Cj — текущие затраты /-го варианта, руб./год;

Е_и—нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;

а — доля отчислений от капиталовложений на амортизацию, капитальный ремонт, зарплату и общестанционные расходы;

3—приведенные затраты, руб./год;

3v—суммарные приведенные затраты, руб./год;

СГ—удельная стоимость сепаратора, отнесенная к 1 м² поверхности фронта, тыс. руб./м²;

СТ — удельная стоимость сепаратора-промперегрева-теля, отнесенная к I м² поверхности нагрева, тыс. руб./м²;

С пег

f —удельная стоимость поверхности нагрева регенеративных подогревателей, тыс. руб./м²;

Cf —стоимость 1 м² поверхности нагрева парогенератора, тыс. руб./м²;

Сэ. ч—удельные капиталовложения в электрическую часть АЭС, руб./кВт; и —капиталовложения в сепаратор, руб.;

Стр. 6 РТМ 24.021.16-74

/Cci.il — капиталовложения в сепаратор-промлерегрева-тель, руб.;

К_пг —(капиталовложения в парогенератор, руб.;

К₉. ч — капиталовложения в электрическую часть АЭС, руб.;

h — число часов использования установленной мощности, ч/год;

^nr, /"per, Fсе» — поверхность нагрева парогенератора, системы «регенерации и поверхность фронта сепаратора, м²;

<p9^JM — замыкающие затраты на электроэнергию, коп./кВт* ч;

Члэп — коэффициент потерь мощности в ЛЭП.

1.5. Индексы

А—изменение, приращение; ср — среднее значение; опр — определяющий;

к —значение в корневом сечении; эк — эквивалентное значение; вод—система технического водоснабжения; кнд — конденсатор; per — система регенерации; г.ц.н —главные циркуляционные насосы; с — сопло;

р —рабочая лопатка; упл — уплотнение; т — торцовый; z —осевая составляющая; и —окружная составляющая;

0    — на входе в ступень;

1    —на выходе из направляющих лопаток;

2    —на выходе из ступени; сеп —сепаратор;

пг —парогенератор; пп — иромперегреватель; спп — селаратор-промперегреватель;. т. у —турбинная установка; пп 1 —первая ступень промперегревателя; диф —диффузор; п. в — питательная вода; п. н —питательный насос; др —дренаж;

5,нас —параметры на линии насыщения; р — давление; v —объем; баз — базовый;

PTM 24.021.16—74 Стр. 7

опт —оптимальный;

" —для сухого насыщенного пара;

' —для воды при t_s\ зам —замещаемая мощность; э. ч — электрическая часть.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1.    Выбор характеристик турбоустановок АЭС должен производиться исходя из принципа обеспечения максимального народнохозяйственного эффекта, выявляемого на основе метода приведенных затрат {1]. Оптимальный вариант при этом характеризуется минимумом приведенных затрат, включающих затраты на все элементы системы энергоснабжения, начиная от топливной базы и кончая потребителями энергии.

2.2.    Расчетное выражение для критерия эффективности (приведенных затрат) имеет следующий вид:

3_t = C_t + E„K_h    (1)

где 3, — приведенные затраты для /-го варианта, руб./год;

С, —текущие затраты (себестоимость) по тому же варианту', руб./год;

нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год;

Ki — капитальные вложения по /-му варианту, руб.

2.3.    Варианты решений должны сравниваться при условии единого энергетического эффекта у потребителей, что предполагает равенство уровней энергопотребления, надежности и качества энергоснабжения.

2.4.    При оптимизации характеристик турбоустановок АЭС принимаются заданными условия работы станции в энергосистеме, особенности района размещения станции, структура мощностей и стратегия развития энергосистемы.

2.5.    Сравнение вариантов следует производить при одинаковой тепловой мощности реактора, соответствующей оптимальным характеристикам последнего.

Различие в располагаемой электрической мощности для сравниваемых вариантов должно компенсироваться путем введения соответствующей величины дополнительной (замещаемой) электрической мощности. Величина замещаемой мощности по каждому варианту должна определяться из условия обеспечения единого уровня располагаемой электрической мощности у потребителя, т. е. с учетом различия для сравниваемых энергоустановок в расходе мощности на собственные нужды и -потерь мощности в линиях электропередач.

2.6.    Оптимизация характеристик турбоустаиовок АЭС должна производиться применительно к предварительно задаваемым

Стр. 8 РТМ 24.021.16—74

основным конструктивным характеристикам турбины, определяющим принципиальный ее профиль.

Предварительное задание основных конструктивных характеристик турбины может производиться по аналогии с уже созданными турбинами с учетом практики турбостроительных заводов и технических ограничений.

Основные конструктивные факторы {6], учет которых обеспечивает приемлемую точность оптимизации, следующие:

—    частота вращения ротора;

—    структурная схема турбины (ЦВД + ЦНД или ЦВД + + ЦСД + ЦНД);

—    число потоков в цилиндрах (ЦВД, ЦСД, ЦНД);

—    корневой диаметр для каждого из цилиндров;

—    площадь зазора и тип уплотнений диафрагм для каждого из цилиндров.

2.7.    При выборе характеристик турбоустаиовок АЭС следует учитывать необходимость унификации отдельных элементов турбин различных типов и мощности, предназначенных для работы в блоке с реакторами различных типов. В .первую очередь это относится к наиболее трудоемким и дорогостоящим элементам, создание новых конструкций которых требует значительных исследовательских и конструктивных проработок.

2.8.    Сравнение вариантов характеристик турбоустановок АЭС должно производиться при оптимальных для каждого из них условиях, что предполагает необходимость выбора оптимальных характеристик проточной части для каждого значения оптимизируемого параметра.

С достаточной для целей расчета точностью это достигается нахождением оптимального числа ступеней в цилиндрах турбины применительно к каждому значению оптимизируемого параметра.

2.9.    На результат оптимизации характеристик турбоустааювок АЭС решающее влияние оказывает изменение внутреннего относительного КПД проточной части, что требует высокой точности его определения. Приемлемая точность при оценке изменения т;_0/ проточной части .может быть достигнута только при поступенчатом расчете т7_0/, учитывающем основные конструктивные характеристики конкретной турбины. Существующие на сегодняшний день укрупненные методы расчета тц ;не обеспечивают требуемой точности.

2.10.    Из-за неточности исходной информации о стоимостных характеристиках и условиях эксплуатации установки необходимо проверять влияние исходной информации на результат оптимизации. Для этого следует выявить наиболее вероятные пределы изменения значений по каждому из влияющих факторов и на этой базе сформировать варианты набора исходных данных.

Оптимизация на базе отобранных вариантов исходных данных позволяет выявить область оптимальных решений.