stify"> Значення внутрішнього ККД проточної частини турбіни та допустимі значення вологості на останньому щаблі турбіни можна також прийняти, орієнтуючись на прототипні дані деяких турбін вітчизняних АЕС (таблиці 4 і 5).
Таблиця 4 - Параметри ЦВД вітчизняних ТА
Тип ПТУКол-ть рівнів ЦВДАдіабатіч. теплоперепад ЦВД На, кДж/кгВнутренній теплоперепад ЦВД Нi, кДж/кг? i СР=Нi/НаCухость за остан. щаблем ЦВД, ХАЕС з ВВЕРК - 220-4464683680,7860,869К - 1000-60/1500 *) 72882280,7920,881К - 1000-60/300054283520,8220,850АЕС з РБМКК - 500-65/300055083720,7320,849К -750-65/30004843840,7930,840 *) ЦВД турбін К - 1000-60/1500-1 і К - 1000-60/1500-2 уніфіковані.
Таблиця 5 - Параметри ЦНД вітчизняних ТА
Тип ПТУКол-ть рівнів ЦНДАдіабатіч. теплоперепад ЦНД На, кДж/кгВнутренній теплоперепад ЦНД Нi, кДж/кг? i СР=Нi/НаCухость за остан. щаблем ЦНД, ХАЕС з ВВЕРК - 220-4456625740,8670,929К - 1000-60/1500-19 *) К - 1000-60/1500-278726920,7940,870К - 1000-60/300057645960,7800,920АЕС з РБМКК -500-65/300057046080,8640,930К - 750-65/30007326040,8250,930 *) Разом з ЦСД (4 ст.ЦСД і 5 ст.ЦНД).
10. Вибір параметрів пари турбоприводу живильного насоса
Якщо привід живильного насоса паротурбінний, то необхідно визначити параметри пари на вході і виході з турбіни з тим, щоб можна було оцінити витрата пари на турбіну і включити його в матеріальні та теплові баланси, які складають при розрахунку параметрів робочого контура.
Харчування паром турбоприводу живильного насоса (ПH) може бути організовано різним чином. Це може бути подача свіжого пара або подача пари з одного з відборів пари. Hа вітчизняних АЕС, на яких передбачені турбоприводу ПH, пар до турбіни подається від паропроводу після СПП, тобто до турбоприводу подається перегріта пара. Тоді точка початку розширення пара в турбоприводу Атпн (див. Малюнок 6) лежить на ізоентальпе праворуч від точки виходу пари з перегревателя Апп. З урахуванням порівняно великої протяжності паропроводу від перегревателя до турбоприводу сумарні гідравлічні опору можна оцінити D р=8 ... 10%.
Отработавший пар турбоприводу ПН може направлятися на конденсатор (власний конденсатор або конденсатор головною турбіни). Тоді говорять про турбіні конденсаційного типу. Організація скидання пари після турбоприводу ПН на головний конденсатор дозволяє спростити схему компоновки всього вузла ТПН і, отже, збільшити його безвідмовність
Можливі схеми, коли турбіна працює з протитиском. Тоді відпрацьована пара може направлятися, наприклад, в одні з регенеративних підігрівачів або на деяку нижчерозташованими щабель турбіни. Останні варіанти помітно ускладнюють загальну схему робочого контура. Hа вітчизняних АЕС з турбоживильних насосами застосовуються конденсаційні турбіни з автономними конденсаційними установками.
Тиск пари в конденсаторі турбоприводу ПН рктпн можна прийняти того ж порядку, що і в головному конденсаторі РГК. У цьому випадку конденсат з конденсатосборника турбоприводу ПН подається в конденсатосборник головного конденсатора власним конденсатні насосом. Така схема, наприклад, прийнята в ПТУ з головною турбіною К - 1000-60/3000 і К - 1000-60/1500-2. При цьому ргкср=0,05 кГс/см2, рктпн=0,054 кГс/см2. Можливо і інше рішення. Наприклад, в ПТУ з головною турбіною К - 1000-60/1500-1 тиск в конденсаторі турбоприводу ПН прийнято дещо більшим середнього тиску в головному конденсаторі - рктпн=0,06 кГс/см2, при ргкср=(0,0374 + 0,0383 + + 0,0459)/3=0,04 кГс/см2.
У цьому випадку виявилося можливим здійснити безнасосной злив води з конденсатора турбоприводу ПН в головний конденсатор, що спрощує установку і збільшує її надійність.
Втратою тиску в вихлопному патрубку турбоприводу ПН можна знехтувати.
Для побудови процесу розширення пари в турбіні необхідно оцінити її внутрішній ККД h iтпн. У реальному ЯЕУ потужністю 1000 МВт прийнятий турбоприводу ТПН К - 12-10П, для якого h iтпн становить 0,79. Для отримання такої високої економічності турбоприводу він виконаний з досить розвиненою проточною частиною - кількість ступенів одно 10 (турбіна ОК - 12А - конденсаційна одноциліндрова турбіна активного типу з повним підведенням пари з 10 ступенями тиску). З урахуванням того, що початкова точка розширення пари зрушена в діаграмі is кілька вправо по відношенню до точки початку розширення пара в ЦНД головною турбіни (див. Малюнок 6), можна очікувати, що вологість пари за останньою сходинкою турбоприводу ПН не виступатиме обмежувальним фактором. Так, наприклад, в реальному установці К - 12-10П сухість пара за останньою сходинкою становить близько 0,94 ... 0,95.
Список літератури
1. Атомн...
