лиця 3).
Таблиця 3 - Параметри вузла СПП
Тип ПТУКол-во ступі-ній пере- греваНачаль-ное тиском-ня пара, МПаДавленіе в головному конденсації торі, МПаРазделі-тельное тиск, МПаТемпера- туру перегре- того пара,? Спотер тиску-ня в СПП,% рНАЧАЕС з ВВЕРК - 220-4424,30,00520,32417К - 1000-60/1500-125,880,00391,17250К - 1000-60/1500-225,880,00391,2032507,07К - 1000-60/300015,880,00510,582505,66АЕС з РБМКК - 500-65/300026,460,00420,33265,414,08К - 750-65/300016,370,00440,492635,47
Як випливає з таблиці 3 параметри проміжної сепарації і проміжного перегріву в реальних установках не повною мірою відповідають оптимальним значенням. Причини цього різні, в тому числі й ті, що деякі параметри вибиралися в інтересах уніфікації устаткування. Наприклад, для турбін К - 220-44 і К - 500-65/3000 ЦНД не розроблялись спеціально, а були запозичені з турбін надкритичних параметрів звичайних ТЕС. Деяка втрата економічності ПТУ дозволила вирішити завдання швидкого введення в лад АЕС.
І друге важливе зауваження. Для швидкохідних турбоагрегатів прийнятий одноступінчатий перегрів пари. При цьому конструктивно СПП більш простий, менш дорогий. Однак, опрацювання більш сучасного і досконалішого швидкохідного турбоагрегату у складі установки АЕС - 2 006 привела конструкторів до заміни одноступінчатого перегріву пари на двоступінчастий, що трохи збільшує ККД установки.
Для остаточного вирішення питання про правильність прийнятого поєднання параметрів як проміжної сепарації і проміжного перегріву пари, так і параметрів робочого тіла в циклі в цілому слід в діаграмі is побудувати процеси розширення пара в ЦВД і ЦНД і оцінити отримані при цьому значення вологості пара на останніх щаблях турбіни. Гранична вологість на останньому щаблі ЦВД може бути прийнята дещо більше, ніж на останньому щаблі ЦНД, де питома обсяг пара і швидкість пара досить великі. Hа останньому щаблі ЦВД вологість пари може досягати 14 ... 15% (до 16%), на останньому щаблі ЦНД вона обмежується величиною 7 ... 8% (до 9 ... 10%). Щоправда, відомі тихохідні турбіни, де вологість на останньому щаблі ЦНД досягає 13%, наприклад, в турбіні К - 1000-60/1500-2. Це пояснюється дещо меншими окружними швидкостями в тихохідної турбіні.
Якщо побудова процесів розширення пара не призводить до прийнятних значень вологості пара на останніх щаблях циліндрів турбіни, то необхідно внести відповідну корекцію в вибране значення розділового тиску. Тут доречно зауважити, що прийняття в розробляється установки двоступеневого перегріву з метою деякого збільшення економічності установки (її ККД) неминуче призводить за інших рівних умов до деякого збільшення массогабрітних показників СПП. Дійсно, прийняття двоступеневого перегріву пари призводить до зменшення середнього для СПП в цілому температурного напору (порівняй діаграми t - q, показані на малюнках 10 і 611). Тому при двухступенчатом перегріві потрібно збільшення поверхні теплопередачі і, отже, збільшення масогабаритних показників СПП. Звідси збільшення вартісних показу?? ялин - в кінцевому рахунку, вартості кіловат · години виробленої електроенергії. Для обмеження цього показника можна рекомендувати деяке збільшення в розумних межах розділового тиску, оскільки при цьому зменшується теплове навантаження на пароперегреватель (див. Малюнок 6), що в свою чергу сприяє зменшенню поверхні теплопередачі. Правда, при цьому слід мати на увазі, що збільшення розділового тиск збільшує вологість пра на виході з ЦНД. Тому користуватися цим способом слід обережно, особливо якщо в розрахунок прийнята швидкохідна турбіна.
Для побудови процесів розширення пара в проточній частині турбіни необхідно оцінити внутрішній ККД проточної частини h i. Строго кажучи, внутрішній ККД для кожного ступеня турбіни - величина індивідуальна. Зазвичай значення hi дещо знижується уздовж проточної частини турбіни. Однак для оціночних розрахунків на ескізної стадії проектування ЯЕУ в цілому в розрахунок можна прийняти середнє внутрішнього ККД окремо для ЦВД і ЦНД.
Для якісно виконаних проточних частин сучасних турбін великої потужності при Ne gt; 100 МВт ефективний ККД турбін може досягати h е=0,83 ... 0,86 при механічному ККД h хутро=0,990 ... 0,995.
Можна скористатися узагальненими даними ККД сучасних турбін, наведеними на графіку (малюнок 12). З характеру кривих, показаних на малюнку, випливає, що при значеннях потужності більше 10 ... 15 МВт збільшення потужності турбіни не супроводжується зростанням її економічності.
Рисунок 12 - Номінальні ККД турбіни:
а) - ефективний ККД; б) - механічний ККД
Зауважимо, що існують різні емпіричні залежності, за якими також можна оцінити значення внутрішнього ККД турбіни.
