и на виході з першим перегревателя, вона ж - на вході в другій перегрівник;
Апп2 - стан пари на виході з другого перегревателя.
При побудові процесів розширення пара в ЦНД і в турбоприводу ТПН в діаграмі is строго кажучи необхідно оцінити втрати тиску в вихлопному патрубку турбіни. Втрати тиску, обумовлені подоланням гідравлічних опорів вихлопного патрубка, виражаються у втраті енергії пари і, отже, у втраті економічності енергоустановки. У розрахунках енергоустановки втрату енергії в вихлопному патрубку враховують введенням в розрахунок коефіцієнта повних втрат x полнпатр. Якщо x полнпатр gt; 1, то рzЦHД gt; pгк, в турбоприводу ТПН відповідно.
Іноді при конструюванні вихлопного патрубка вдається організувати в ньому використання диффузорного ефекту. У цьому випадку енергію швидкості пари на виході з останнього ступеня турбіни можна хоча б частково перетворити в енергію тиску. Тоді x полнпатр lt; 1, а рzЦHД lt; РГК. Це дозволить зменшити втрату енергії пари в вихлопному патрубку.
Проте досягнення такого ефекту утруднене, оскільки в вихлопному патрубку позначається вплив ряду неминучих додаткових факторів, що викликають збільшення втрат тиску. Основні з них:
великі швидкості пари на виході з турбіни;
труднощі раціонального компонування вихлопного патрубка (особливо для тихохідних турбін, що мають велику довжину лопатки на виході з турбіни);
необхідність повороту потоку пари у вихлопному патрубку (від осьового напрямку потоку на виході з турбіни до радіальному напряму на вході в конденсатор);
наявність ряду пристроїв у вихлопному патрубку (анкерні стяжки, ребра жорсткості і інші конструктивні деталі).
У той же час комплекс заходів щодо вдосконалення конфігурації вихлопного патрубка дозволяє в підсумку отримати значення x полнпатр близьким до едініце.а початковій стадії проектування ЯЕУ, коли конструкція турбоагрегату ще не опрацьована в деталях, цілком припустимо прийняти в розрахунок x полнпатр=1, отже, прийняти рz=РГК.
При виборі параметрів робочого тіла зазвичай послідовність розгляду параметрів пари приймають зверху вниз raquo ;, тобто проходять всі точки від АПГ до АГК.
І останнє зауваження. На малюнку 6 розширення пари в турбіні (в ЦВД, ЦНД і в турбіні ТПН) показано у вигляді прямих, які ухиляються вправо. Міра ухилення визначається прийнятим в розрахунок значенням ККД турбіни. У той же час відомо, що ККД ступенів турбіни не однаковий. Зазвичай у останніх ступенів він помітно нижче. У цьому випадку розширення пара в проточній частині турбіни слід зобразити у вигляді ламаної лінії. Однак, на початковій стадії проектування енергоустановки, коли ще немає детального розрахунку турбіни, в розрахунок приймають середній ККД проточної частини турбіни, і процес розширення в діаграмі iS зображують у вигляді прямих.
. Визначення параметрів пари на виході з парогенератора і на вході в головну турбіну
Відомо, що параметри пари, що генерується в парогенераторі (тиск і температура), повинні прийматися можливо великими. Це дозволяє збільшити ККД циклу і ККД установки в цілому. Причому, так як температура пари визначається температурою гріючого середовища, а температура теплоносія для ядерного реактора з водяним теплоносієм обмежена, то тиск пари зазвичай приймають максимально можливим, при якому ще відбувається пароутворення, тобто приходять до ідеї застосування циклу на насиченому парі.
Правда, дослідження показують, що цикл на насиченому парі має і свої суттєві недоліки. При тиску пари, прийнятому на АЕС (4 ... 7 МПа), навіть сухий насичений пар, проходячи по паропроводу і через органи регулювання, дещо знижує свій тиск (втрата тиску може досягати 5 ... 10%), при цьому в ньому підвищується вологовміст (до 0,30 ... 0,45%). А якщо врахувати, що й вихідний пар має деяку кількість вологи (за існуючими нормами до 0,2%, в реальних установках - до 0,5%), то в результаті вже на перших щаблях турбіни може бути помітне вміст вологи. Цей фактор істотно впливає на ККД турбіни, внаслідок деякий виграш в ККД циклу від підвищення тиску пари до тиску насичення може бути значно знецінений зниженням ККД турбіни. Крім того, збільшення вологовмісту по всій проточної частини турбіни значно посилює ерозію лопаточного апарату, що знижує довговічність і безвідмовність турбіни. Зауважимо, що особливо актуальною ця проблема стає при зниженій потужності ЯЕУ. Так, наприклад, при зниженні потужності до 50% вологовміст на вході в турбіну може досягати 3%. Тому в даний час ставиться питання про доцільність циклу зі слабоперегретим парою (перегрів порядку 20оС). Проте слід мати на увазі, що застосування перегрітої пари призводить до нео...
