Определение номинальных параметров циркуляционных насосов ЯЭУ АЭС и энергозатрат на их работу

Если принята оборотная система технического водоснабжения, в которой для охлаждения воды используются градирни, то систему обычно разбивают на две последовательно включенные разомкнутые системы. Вода из подводящего канала, идущего от водосборного бассейна градирни, забирается несколькими параллельно включенными насосами и по соответствующей трассе подается к главным конденсаторам ПТУ. После главных конденсаторов вода поступает в отводной канал. По отводному каналу она подводится к насосной станции градирни. Hесколькими параллельно включенными насосами вода поднимается до соответствующего уровня установки оросительных устройств. Стекающая вниз охлажденная вода самотеком поступает в водосборный бассейн, затем в подводящий канал для последующего использования в главных конденсаторах. Аналогичным образом компонуется система оборотного технического водоснабжения и в том случае, когда для охлаждения технической воды используются не градирни, а брызгальные устройства (например, на ЗАЭС).

Для обеспечения направленного движения воды в открытых подводном и отводном каналах должны быть предусмотрены соответствующие геодезические составляющие в напорах насосов - как насосов главного конденсатора, так и насосов градирни или брызгальных бассейнов. Напоры насосов насосных станций на эскизной стадии проектирования ЯЭУ АЭС, если не оговорены какие-либо особенности системы технического водоснабжения, можно принять по прототипным данным.

Суммарный расход охлаждающей воды на главные конденсаторы ПТУ определяется расходом конденсирующегося пара и принятой в расчет кратностью циркуляции:

G_о.в = G_п m, кг/с, (24)

где G_п - расход конденсирующегося пара, кг/с. Эта величина определена в результате теплового расчета рабочего контура;

m - кратность циркуляции. Значение m выбрано ранее с учетом температурного режима окружающей среды, типа циркуляционной трассы (разомкнутая или оборотная система технического водоснабжения) и выбранного давления в главном конденсаторе.

В связи с тем, что из циркуляционной трассы часть воды отводится на вспомогательное оборудование (конденсаторы турбоприводов питательных насосов, технологические конденсаторы, маслоохладители, газоохладители системы охлаждения генератора электроэнергии, подпитка автономной системы охлаждения оборудования ППУ и др.), расход воды в циркуляционной трассе должен быть принят несколько большим, чем потребности главных конденсаторов. С учетом особенностей разработанной схемы в расчет можно принять

G_цт = (1,03...1,10) G_п m, кг/с. (25)

Для оборотной системы водоснабжения расход воды по формуле (25) может быть принят как для трассы главного конденсатора, так и для контура градирен (или брызгальных устройств).

Количество параллельно работающих насосов в насосной станции подбирают таким, чтобы тип насоса сводился к диагональному или осевому насосу с умеренным коэффициентом быстроходности - не выше 800...900 (до 1000).

В этом случае

Q_цн = G_цт v / Z_цн , м³/с, (26)

где v - удельный объем перекачиваемой жидкости, м³/кг;

Z_цн - количество параллельно включенных насосов.

Так как на напоре параллельно включенных насосов обычно не предусматривают общего напорного коллектора (из-за громозкости и сложности его выполнения), то количество насосов необходимо увязывать с компоновкой трассы технической воды (количество обслуживаемых корпусов ГК и способ их включения в трассу технической воды ). Правда, в практике создания отечественных АЭС известен вариант, когда на напоре насосов установлен общий напорный бассейн, который выполняет роль общего напорного коллектора. По такой схеме компоновалась трасса технической воды на ЧАЭС. В этом случае выбор количества параллельно включенных насосов можно и не увязывать с компоновкой трассы подачи воды на ГК. Остальные параметры насосов принимают в соответствии с ранее изложенными общими рекомендациями. Если принят двухскоростной насос, то его номинальные параметры принимают при работе насоса на большой частоте вращения. В таблице 5 приведены параметры главных циркуляционных насосов технического водоснабжения, применяемых на отечественных АЭС.

Таблица 5 - Циркуляционные насосы технического водоснабжения

8. Определение расхода электроэнергии на собственные нужды. КПД ЯЭУ нетто

Часть электроэнергии, выработанной на АЭС, расходуются на собственные нужды. Причем, энергия расходуется не только на функционирование механизмов, обслуживающих ЯЭУ, но и на механизмы, не связанные непосредственно с энергоустановкой, например, спецпрачечные, бытовые комплексы, освещение и др. Однако большая часть затрат электроэнергии связана с обеспечением работы энергоустановки.

Весь расход электроэнергии на собственные нужды независимо от назначения электропотребляющих механизмов относят к затратам, снижающим экономичность ЯЭУ. Как уже отмечалось, расход электроэнергии на собственные нужды принято оценивать в относительных величинах:

_сн = (Р_г - Р_сн) / Р_г , (27)

где Р_г - мощность на клеммах генератора, кВт;

Р_сн - суммарная мощность, расходуемая на собственные нужды, кВт.

КПД ЯЭУ с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды и без учета этих затрат составляет КПД ЯЭУ нетто и КПД ЯЭУ брутто соответственно. Очевидно, что

_ЯЭУ^нетто = _ЯЭУ^брутто _сн . (28)

Для двухконтурных ЯЭУ с ВВЭР значение (1-_сн) составляет 4,5...6,5%, для одноконтурных ЯЭУ с РБМК - 7...8%.

Расход электроэнергии на собственные нужды в основном определяется мощностью наиболее крупных потребителей, непосредственно связанных с ЯЭУ. Это циркуляционные насосы первого контура, конденсатные и питательные насосы (если они с электроприводом), главные насосы технического водоснабжения. Примерные значения расхода электроэнергии на эти потребители показаны в таблице 6.

Таблица 6 - Затраты электроэнергии на собственные нужды (1-?_сн, %)

В процессе эскизного проектирования ЯЭУ АЭС определены количество, мощность двигателя и коэффициент его загрузки для основных насосных агрегатов ЯЭУ - ЦНПК, КН 1-го и 2-го подъемов, ПН и ЦНГК. Для каждого из этих насосов можно определить мощность, потребляемую из сети:

Р_с = N_дв^ном K_з.дв / _дв ,кВт. (29)

Общая мощность, потребляемая из сети на указанные насосы, определяется суммой полученных значений:

Р_с^сум = .(30)

Заметим, что если в составе ЯЭУ предусмотрены питательные насосы с паротурбинным приводом, то значение расхода электроэнергии на собственные нужды Р_сн существенно снизится, а значение _сн увеличится соответственно. Однако за счет примерно равноценного увеличения расхода пара в рабочем контуре на турбопривод ПН снизится _ЯЭУ^брутто . В результате увеличение _сн не приведет к равноценному увеличению экономичности установки.

Следует особо обратить внимание на способ охлаждения технической воды для принятой в расчет установки. Если принята оборотная система технического водоснабжения с градирнями или брызгальными устройствами, то техническая вода в каждом цикле использования прокачивается насосами дважды - через ГК и через водоохлаждающие устройства. Это требует увеличения затрат электроэнергии на функционирование системы технического водоснабжения. Расход прокачиваемой воды в обеих насосных станциях (станция подачи воды на ГК и станция подачи воды на водоохлаждающие устройства) практически одинаков. Анализ различных схем водоснабжения показывает, что и значения давлений насосов этих насосных станций можно считать одинаковыми. Поэтому приближенно, без существенных потерь точности оценочных расчетов, затраты электроэнергии на собственные нужды по статье технического водоснабжения можно оценить только по насосной станции главных конденсаторов, но в итоговой сумме общих затрат эту величину следует удвоить.

Затраты электроэнергии на другие потребители, которые не рассматривались детально, могут быть оценены приближенно с использованием ориентировочных данных, приведенных в таблице 6. Итоговая сумма затрат дает значение Р_сн. По зависимости (27) можно оценить значение _сн, а по (28) - значение КПД ЯЭУ нетто.

Список литературы

1. Абдулаев А.А., Пилипчук Б.Л., Сычев Е.Н. Основы проектирования ЯЭУ АЭС - Севастополь: СИЯЭиП, 2009.

2. Анализ динамики и структуры потребления электрической энергии в Украине в период с 1990 по 2007 годы - Государственная инспекция по энергетическому надзору за режимами потребления электрической и тепловой энергии (Госэнергонадзор) - Киев. 2008.

3. Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС. -М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Баркан Я.Д., Озеров Л.А. Автоматизация энергосистем. -М.: “Высшая школа”, 2011.

5. Веллер В.H. Автоматическое регулирование паровых турбин. -М.: "Энергия", 2007.

6. Вукалович М.П., Hовиков И.И. Техническая термодинамика. 4-е изд.- М.: Энергия, 2008.

7. Гольба В.С., Белозеров В.И. Расчет проточной части паровых турбин/ Обнинский институт атомной энергетики.- Обнинск, 1990.

8. ГОСТ 12139-84. Машины электрические вращающиеся. Ряды номинальных мощностей, напряжений и частот.

9. ГОСТ 8032-84. Предпочтительные числа и ряды предпочтительных чисел.

10. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. Изд.2-е. -М.: Энергоатомиздат, 2010.

11. Добыча и переработка урановых руд в Украине. Под ред. А.П. Чернова. Киев: «АДЕФ-Украина», 2011, 238 с.

12. Зезюлинский Г.С. Оценка прочностных характеристик элементов турбоагрегата.- Севастополь: СВВМИУ, 1984.

13. Зезюлинский Г.С. Проектирование паровой турбины для АЭС - Севастополь: СИЯЭиП, 2000.

14. Зинин А.И., Соколов В.С. Паровые турбины.- М.: Высшая школа, 1988.

15. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС.- СПб.: Энергоатомиздат,1994.

16. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. -Л.: "Машиностроение", 1978.

17. Кирияченко В.А. Конструкция и системы ПТУ АЭС [Учебник и Альбом схем] - Севастополь: СИЯЭиП, 1998.

18. Кирияченко В.А., Пилипчук Б.Л. Сычев Е.Н. Основы теории ЯЭУ АЭС. Севастополь: СИЯЭиП, 2010, 208 с.

Размещено на Allbest.ru