Разработка комплекса управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР с использованием системы аккумулирования тепловой энергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат наук Щуклинов Алексей Павлович

• Щуклинов Алексей Павлович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Щуклинов Алексей Павлович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

ГЛАВА 2 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ГЛАВА 3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ИССЛЕДУЕМОГО

ВАРИАНТА САТЭ

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОБЛОКА,

УЧАСТВУЮЩИХ В РЕЖИМЕ ЗАРЯДКИ САТЭ

4.1 Расчет динамики горизонтального парогенератора

4.2 Система автоматического регулирования давления пара в ПГ

4.3 Расчет изменения расхода питательной воды

ГЛАВА 5 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОБЛОКА, УЧАСТВУЮЩИХ В РЕЖИМЕ РАЗРЯДКИ САТЭ

5.1 Расчет динамики процесса расширения пара в проточной части турбины

5.2 Расчет динамики теплообменных аппаратов

5.3 Система автоматического регулирования мощности турбины

5.4 Система автоматического регулирования температуры питательной воды

ГЛАВА 6 ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ УЧАСТИЯ АЭС С САТЭ В

РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ ТОКА СЕТИ

6.1 Режим зарядки САТЭ

6.2 Режим разрядки САТЭ

6.3 Точность полученных результатов

6.4 Рекомендации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А. Тепловой и гидравлический расчёты ТЗ САТЭ

Приложение Б. Тепловой и гидравлический расчёты ТРВД САТЭ

Приложение В. Тепловой и гидравлический расчёты ТРНД САТЭ

Приложение Г. Теплофизические свойства ТЛВ-330

Приложение Д. Описание программы расчета динамики энергоблока с САТЭ при

регулировании частоты тока сети

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплекса управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР с использованием системы аккумулирования тепловой энергии»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность диссертационного исследования. Утверждённая Постановлением Правительства РФ от 2 июня 2014 году государственная программа Российской Федерации «Развитие атомного энергопромышленного комплекса» [1] предполагает масштабное строительство новых атомных энергоблоков, призванных заменить выбывающие мощности и удовлетворить непрерывный рост энергетических потребностей страны.

Увеличение доли АЭС в общем производстве электроэнергии и уменьшение доли ТЭС, которые могут привлекаться к работе в маневренных режимах, делает необходимым привлечение АЭС к регулированию производства электроэнергии в разное время суток - увеличению производства в дневное время и, соответственно, снижению производства в ночное время.

В настоящее время АЭС привлекаются только к покрытию постоянной (базовой) части графика нагрузок. Это вызвано двумя обстоятельствами: во-первых, в связи с более высокой капитальной составляющей стоимости электроэнергии на АЭС по сравнению с ТЭС - атомные энергоблоки экономически выгоднее эксплуатировать на мощностях, близких к максимальной - проектной, и, во-вторых, в связи с низкими маневренными характеристиками ядерных реакторов.

В принципе, есть два пути решения этой проблемы - либо создание АЭС с улучшенными маневренными характеристиками активных зон реакторов (позволяющими в определённых пределах менять мощность реактора в зависимости от потребности в энергии), либо создание систем, позволяющих в ночное время, когда потребность в вырабатываемой энергии минимальна, при постоянной мощности реактора запасать вырабатываемую реактором тепловую энергию так, чтобы днём, когда энергетические потребности как промышленности, так и населения резко возрастают, возвращать запасённую энергию в контур, преобразовывая тепловую энергию в электрическую, в соответствии с потребностями энергосистемы.

В основе проводимых как в России, в основном НИЦ «Курчатовский институт», так и за рубежом исследований в области увеличения маневренности АЭС лежат способы, которые главным образом основываются на использовании групп органов регулирования с разной поглощающей способностью и температурного эффекта реактивности (с учетом увеличения пределов поддержания постоянного давления пара в парогенераторах). Следует отметить, что способ регулирования только за счет температурного эффекта реактивности из-за транспортного запаздывания теплоносителя в главном циркуляционном контуре является инерционным, а частые изменение мощности за счет перемещения стержней влияет на ресурс топлива. При этом не стоит забывать, что различные исследования по разработке высокоманевренных АЭС потребуют больших затраты на НИОКР, что ещё более увеличит капитальную составляющую стоимости производимой электроэнергии, и тем самым не решит проблему экономической обоснованности использования АЭС в режимах пониженной мощности.

С точки зрения технической реализации возможны и другие решения проблемы регулирования мощности энергосистем, а именно, сохраняя за АЭС постоянную часть графика нагрузок, возложить задачу покрытия переменной части графика на специализированные маневренные газотурбинные, парогазовые или гидроаккумулирующие станции. Однако, проведенный во АО «Всероссийском научно-исследовательском институте по эксплуатации атомных электростанций» (АО «ВНИИАЭС») в 2003-2004 годах технико-экономический анализ эффективности различных возможных решений по созданию энергетических комплексов переменной мощности достаточно убедительно показал, что применение аккумулирования тепловой энергии на АЭС является наиболее экономичным техническим решением в складывающихся на перспективу системно-режимных условиях работы энергетической системы России [38, 36].

Опираясь на выводы вышеуказанного анализа в АО «Атомэнергопроект» совместно с АО «ВНИИАЭС» были выполнены проработки системы аккумулирования тепловой энергии (САТЭ) применительно к уже реализуемому проекту «АЭС-2006» выходной мощностью 1200 МВт с возложением на АЭС участие в покрытии переменной части диспетчерского графика нагрузки [35].

Сама идея аккумулирования тепловой энергии не нова и на сегодняшний день достаточно широко используется в России и за рубежом. В частности известны проекты аккумулирования питательной воды в Мангейме (ФРГ, 1923 г.) и в Шарлоттенбурге (ФРГ, 1929 г.), действующая до сих пор. В России получило распространение аккумулирование тепловой энергии на ТЭЦ и отопительных котельных в виде аккумулирования горячей сетевой воды. Применительно к АЭС в 80-х годах прошлого столетия было разработано технико-экономическое обоснование строительства первой в России (тогда СССР) АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 (Татарская АЭС), где аккумулирование тепловой энергии предполагалось осуществлять за счёт накапливания горячей питательной воды [38].

На сегодняшний день в качестве аккумулирующей среды САТЭ предпочтение отдается масляному теплоносителю - ТЛВ-330. Нагрев теплоносителя производится теплотой конденсации в специальных, так называемых, теплообменниках зарядки части свежего пара, отбираемого из основного потока в часы снижения нагрузки. Нагретый теплоноситель накапливается в специальных баках и может, в случае надобности, возвратить тепло рабочей среде (основному конденсату и питательной воде) энергоблока. Возврат тепла производится в специальных теплообменниках разрядки САТЭ, байпасирующих регенеративные теплообменники, что позволяет полностью или в значительной степени исключить необходимость в отборе пара на подогрев конденсата и питательной воды и использовать его на увеличение мощности турбины.

По той же причине, а именно, увеличение доли АЭС в общем производстве электроэнергии, делает необходимым, помимо участия в диспетчерском графике нагрузок, привлечение АЭС к участию в регулировании частоты тока в энергосистеме.

К тому же, в настоящее время по Постановлению Правительства РФ №1172 от 27 декабря 2010 г. всё генерирующее оборудование (кроме АЭС с реакторами БН и РБМК) должно участвовать в общем первичном регулировании частоты тока в сети [13].

Основным препятствием привлечения АЭС к участию в регулировании частоты тока в энергосистеме в ещё большей мере, чем к участию АЭС в диспетчерском графике нагрузок, являются низкие маневренные возможности активной зоны современных АЭС.

Поэтому на первое время АЭС в соответствие с разработанными ещё в 2004 г [41] «Техническими требованиями к участию АЭС в первичном регулировании частоты в

энергосистеме и в изменениях нагрузки АЭС по диспетчерскому заданию», если и будут привлекаться к регулированию частоты тока в сети, то только в ограниченном объёме в общем первичном регулировании (ОПРЧ), не предъявляющем жестких требований к величине изменения мощности энергоблока.

Руководствуясь данными требованиями в 2010 г. ОАО «Концерн Росэнергоатом» разработал «Основные технические требования к внедрению общего первичного регулирования частоты на энергоблоке №2 Ростовской АЭС» [40], которые при положительных результатах предполагается распространить на все действующие и проектируемые АЭС с реакторами типа ВВЭР, в том числе, естественно, и на энергоблоки с аккумуляторами тепловой энергии.

В соответствии с нормативными документами от энергоблоков, участвующих в ОПРЧ, требуется [26]:

1. максимальный диапазон изменения мощности турбины (+2% -8%) КНОМ;

2. максимальное изменение мощности турбины при регулировании частоты тока в любую сторону должно производиться не более чем за 2 мин, причем 50% изменения этой мощности должно производиться за первые 10 с.

Необходимо отметить, что в настоящее время разработан нормативный документ, в котором предъявляются требования участия АЭС в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ), являющиеся более жесткими к диапазону и скорости изменения мощности в сравнении с ОПРЧ [27].

И здесь возникает вопрос: а отвечают ли энергоблоки с аккумуляторами тепловой энергии по своим маневренным характеристикам требованиям по регулированию частоты тока даже в ограниченном объёме первичного регулирования, учитывая, что в основе применения тепловых аккумуляторов лежит идея возможности изменения мощности энергоблока на значительную величину не меняя при этом мощность реакторной установки?

Устранению указанного пробела, а именно исследованию возможности участия энергоблока АЭС с реактором типа ВВЭР и тепловыми аккумуляторами в регулировании частоты тока, т.е. возможности удовлетворения при данном схемно-конструктивном исполнении блока требованиям, предъявленным системным оператором, по диапазону и скорости изменения мощности энергоблока при

регулировании частоты тока в сети без изменения мощности реактора, и посвящена настоящая работа.

Степень разработанности проблемы. Известна эффективность применения САТЭ на АЭС для работы в диспетчерском графике нагрузок, однако исследований участия АЭС с САТЭ в режиме регулирования частоты тока сети не проводилось.

Цель и задачи исследования. Целью данного исследования является разработка комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ для участия энергоблока в регулировании частоты тока сети без изменения мощности реакторной установки и обоснование соответствия ее характеристик требованиям нормативной документации по регулированию частоты.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Разработать комплексную систему изменения мощности энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ при изменении частоты тока сети без привлечения реакторной установки;

2. Разработать математические модели, алгоритмы работы и методики расчета элементов второго контура энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ;

3. Разработать математическую модель динамики комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР в режимах зарядки и разрядки САТЭ и на ее основе компьютерную программу для численных исследований режимов работы системы; верифицировать программу на известных динамических моделях элементов системы; рассчитать и проанализировать статические характеристики энергоблока АЭС с ВВЭР в режимах зарядки и разрядки САТЭ;

4. На основе численного моделирования обосновать возможность участия энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ без изменения мощности реакторной установки в регулировании частоты тока сети в соответствии с требованиями нормативных документов;

5. Разработать рекомендации по использованию результатов исследований.

В качестве объекта исследования выбран энергоблок проекта «АЭС-2006» с ВВЭР-1200 с САТЭ.

Предметом исследования являются теплогидравлические процессы, методы и системы изменения мощности энергоблока АЭС с САТЭ.

Методы исследования: математическое моделирование и численный эксперимент. В основу математических моделей положены уравнения сохранения

энергии и массы, уравнения состояния теплообменивающихся сред и законы регулирования.

Полученные результаты, обладающие научной новизной:

1. Разработана и обоснована на основе численного моделирования комплексная система управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ без изменения мощности реакторной установки при изменении частоты тока сети;

2. Разработаны математические модели, алгоритмы работы и методики расчета элементов и систем автоматического регулирования второго контура энергоблока АЭС с ВВЭР с САТЭ;

3. Разработана и верифицирована математическая модель динамики комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР в режимах зарядки и разрядки САТЭ, и на этой основе создана компьютерная программа, позволяющая численно исследовать работу системы в широком диапазоне изменения выходной мощности энергоблока при изменении частоты тока сети.

Теоретическая значимость работы заключается в возможности использования предложенных математических моделей для численного исследования систем управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ, включая отдельные системы автоматического регулирования основных параметров оборудования второго контура энергоблока АЭС.

Практическая значимость исследования заключается в создании комплексной системы управления мощности энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ, которая при изменении частоты тока сети позволяет в соответствии с требованиями нормативных документов изменять выходную мощность энергоблока без привлечения реакторной установки, что повышает надежность и маневренность энергоблока.

На основе разработанных рекомендаций применение предложенной системы при изменении частоты тока сети позволяет расширить диапазон изменения выходной мощности энергоблока АЭС, приблизив к диапазону энергоблоков ТЭС, что повышает устойчивость работы энергосистемы.

Предложенный метод управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ можно использовать как на действующих АЭС (в рамках модернизации), так и в перспективных проектах АЭС.

Достоверность результатов исследования подтверждается верификацией разработанных математических моделей динамики элементов и систем автоматического регулирования путем сопоставления результатов расчетных исследований статических режимов и известных динамических моделей отдельного оборудования и систем автоматического регулирования второго контура энергоблока АЭС. Работоспособность разработанных систем автоматического регулирования и достоверность настроек регуляторов подтверждается удовлетворительным согласованием результатов расчетных оценок с показателями типовых регуляторов и их настройками.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Комплексная система изменения мощности энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ без изменения мощности реакторной установки при изменении частоты тока сети;

2. Математические модели, алгоритмы работы и методики расчета элементов и систем автоматического регулирования второго контура энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ;

3. Математическая модель динамики комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР в режимах зарядки и разрядки САТЭ, и созданная на этой основе компьютерная программа, позволяющая численно исследовать работу системы в широком диапазоне изменения мощности;

4. Результаты расчетных оценок, верификации математических моделей и численных исследований;

5. Рекомендации по использованию комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ.

Личный вклад автора заключается в постановке задач исследований, планировании и организации основных этапов работы. Диссертанту принадлежат: разработка математических моделей, алгоритмов работы и методик расчета элементов и систем автоматического регулирования второго контура энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ, математической модели динамики комплексной системы управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР в режимах зарядки и разрядки САТЭ; создание и верификация компьютерной программы. Расчетные оценки и численное моделирование, анализ и обобщение полученных результатов, разработка рекомендаций по использованию результатов работы выполнены совместно с сотрудниками ФГАОУ ВО СПбПУ, что отражено в публикациях. Разработка комплексной системы управления мощностью

энергоблока АЭС с ВВЭР и САТЭ выполнена совместно с сотрудниками ОАО «НПО ЦКТИ», чье участие отмечено в тексте диссертации. Соавтор в заявке на патент на изобретение «Система автоматического регулирования частоты тока в сети с участием АЭС».

Автор благодарен д.ф.-м.н., профессору кафедры «Атомная и тепловая энергетика» ФГАОУ ВО «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра

Великого» |И.И. Лощакову за консультации в области физики ядерных реакторов, напутствие и помощь в исследованиях; ведущему инженеру ОАО «Научно -производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО НПО ЦКТИ) А.А. Вишейко за консультации и помощь в области моделирования систем автоматического регулирования.

Автор выражает отдельную благодарность к.т.н., ведущему научному сотруднику ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО НПО ЦКТИ) В.В. Бажанову за содействие в постановке цели исследования и помощь при разработке способа изменения мощности энергоблока АЭС с САТЭ, обсуждение математической модели динамики исследуемой установки и полученных результатов, а также за полезные советы и замечания.

Своей семье автор благодарен за моральную поддержку и терпение.

ГЛАВА 1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России...», разработанная в соответствии с распоряжением Правительства РФ от 15 июля 2006 года [2], государственная программа Российской Федерации «Развитие атомного энергопромышленного комплекса», утверждённая Постановлением Правительства РФ от 2 июня 2014 году [1] предполагают массовое строительство новых атомных блоков АЭС, призванных заменить выбывающие мощности и удовлетворить непрерывный рост энергетических потребностей страны.

В России, в настоящее время, АЭС привлекаются только к покрытию базовой части графика нагрузок. Это вызвано двумя обстоятельствами:

- во-первых, в связи с более высокими удельными капитальными вложениями и, следовательно, с высокой капитальной составляющей стоимости электроэнергии на АЭС по сравнению с ТЭС. Доля капитальной составляющей снижается с ростом числа часов использования установленной мощности (с ростом КИУМ) АЭС, поэтому атомные энергоблоки экономически выгоднее эксплуатировать на мощностях, близких к максимальной - проектной;

- во-вторых, в связи с низкими маневренными характеристиками активных зон ядерных реакторов.

Увеличение доли маломаневренной атомной энергетики усложнит проблемы поддержания баланса мощности в энергосистемах. По оценке СО ЕЭС на 2012 г. [11] дефицит маневренной регулирующей мощности в Центральном регионе России составляет 2,5-3 ГВт (из которого 1,5 ГВт приходится только на Московскую область). Данный дефицит мощности может воспрепятствовать планам по повышению КИУМ АЭС, который вырос с 56% в 1998 г. до 80,9% в 2012 г. и, в соответствии с Программой инновационного развития и технологической модернизации Госкорпорации "Росатом" на период до 2020 г., должен возрасти до 86,6%, аналогично показателям для АЭС в США [19].

Ситуация усугубляется тем, что начиная с 90-х годов в нашей стране темпы старения традиционного энергетического оборудования, находящегося главным образом на ТЭС и ГЭС и участвующего в маневренных режимах, опережали темпы их обновления. В результате на сегодняшний день износ их оборудования составляет около

60-65%. Доля оборудования на электростанциях, полностью выработавших свой ресурс, превысила 15% всех мощностей. По этой причине данное оборудование не может привлекаться к работе в маневренных режимах [34, 35].

Таким образом, проблема повышения маневренности генерирующих объектов и энергосистем, начиная с конца прошлого столетия и до настоящего времени, является одной из актуальных. В связи с этим вопросы маневренности атомных энергоблоков (в основном для энергоблоков с реакторами типа ВВЭР, расположенных в энергосистемах европейской части России, где больше всего требуется маневренная регулирующая мощность) прорабатываются как теоретически, таки практически.

К нормальным маневренным режимам работы генерирующих объектов энергосистемы относятся: участие в суточно-недельных изменениях мощности (участие в диспетчерском графике нагрузок), связанное с различными разгрузками энергоблока(наиболее типичный диапазон (100-50-100)% №ом со скоростью изменения мощности примерно 1% / мин [20]), вплоть до его останова, и более скоротечные режимы изменения мощности при регулировании частоты тока в сети.

Работ, посвященных исследованию процесса регулирования мощности атомных энергоблоков и их усовершенствованию, как в России, так и за рубежом существует большое количество. В данном обзоре рассмотрены лишь некоторые из них [20, 21, 22, 24, 28, 30]. Предлагается использовать группы органов регулирования с разной поглощающей способностью (штатную и «облегченную» группы стержней в России [20], либо «черные» и «серые» группы стержней за рубежом (например, Франция) [24, 81]), использование которых полностью исключает борное регулирование. Другое решение заключается в формировании высотного распределения энерговыделения с помощью групп регулирования таким образом, что мощность нижней половины АЗ не менялась. При этом ксеноновые переходные процессы протекают в малом объеме и не вызывают сильных пространственных колебаний энерговыделения. Данный алгоритм опробован в 1998 году при испытаниях на 5-м блоке Запорожской АЭС [21, 30], в европейских странах (Франция, Германия) получил широкое распространение после 90-х гг. (режим «Х» [24]). Еще одно решение основано на усовершенствованных алгоритмах регулирования с новым местоположением и способом перемещения в активной зоне органов регулирования, в зависимости от режима работы реактора и его мощности, при улучшенных средствах информационной

поддержке оператора. Частично такие алгоритмы уже внедрены на 1-ом блоке Волгодонской (2001), полностью - на 2-м блоке Хмельницкой (2004), 3-м блоке Калининской (2005), первых двух блоках Тяньваньской АЭС (2007) [22].

В России проводимые на сегодняшний день исследования по усовершенствованию регулирования мощности направлены, в основном, на обеспечение работы АЭС в диспетчерском графике нагрузок. В то время как в европейских странах исследования по усовершенствованию распространяются на все режимы работы атомных энергоблоков (как работа в диспетчерском графике нагрузок, так и участие в регулировании частоты тока в сети).

Вопросам, связанным с участием российских атомных энергоблоков в регулировании частоты тока в сети, пока уделяется мало внимания [15, 20, 25, 28, 30], однако, по причине увеличения доли участия АЭС в общей выработке электроэнергии атомные энергоблоки вынуждены участвовать в обоих маневренных режимах. Некоторые источники ссылаются на то, что причина малого внимания данному режиму - незначительные требуемые диапазоны изменения мощности, которые не должны вызывать принципиальных затруднений при их отработке [28]. При этом не принимаются во внимание особенности данного режима работы (частота работы в данном режиме, скорость изменения мощности, необходимость участия в регулировании частоты тока на любой текущей мощности энергоблока и в любое время кампании). Ввиду этих особенностей режим регулирования частоты тока в сети значительно отличается от режима работы в диспетчерском графике нагрузок, и поэтому требует отдельных исследований по его влиянию на характеристики активной зоны и возможности его усовершенствования (например, увеличения диапазона изменения мощности).

В настоящее время по Постановлению Правительства Российской Федерации всё генерирующее оборудование должно участвовать в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ), кроме энергоблоков АЭС с реакторами типа БН и РБМК [13]. Даже, несмотря на то, что необходимость участия атомных энергоблоков в регулировании частоты тока влечет за собой дополнительные технические требования по их маневренности [9], несоблюдение данного Постановления накладывает на энергоблоки АЭС понижающие коэффициенты, определяющие объем недопоставки их мощности, достигающие 8% №ом [13, 90].

По причине того, что всё генерирующее оборудование (атомные энергоблоки в соответствии с Приказом № 607 [14]) должно руководствоваться и соответствовать технической документации (стандартам, требованиям, инструкциям), разработанной и утвержденной ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», на атомные энергоблоки накладывается дополнительное участие (помимо участия в ОПРЧ) в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ).

Для действующих АЭС с реакторами типа ВВЭР диапазон участия в НПРЧ составляет от -2 до +2% Кном, в ОПРЧ от -8 до +2% Мном. Для перспективных проектов АЭС (с реакторами типа ВВЭР-ТОИ): НПРЧ от -5 до +5%, ОПРЧ от -10 до +10%. При этом реализация половины требуемой мощности должна обеспечиваться за время не более 10-15 с, реализация всей требуемой мощности за время не более 30 с (НПРЧ), либо 2 мин (ОПРЧ) [12, 26, 27 и 41].

Необходимо отметить, что диапазон изменения мощности энергоблоков АЭС при участии в регулировании частоты тока в сети существенно меньше диапазона, устанавливаемого для ТЭС (±0,1 Кном - диапазон при участии в ОПРЧ, ±0,08 Кном - в НПРЧ (при статизме 5%) [26]). При этом количество нагружений атомных энергоблоков, при участии в ОПРЧ, ограничивается двенадцатью нагружениями в год [40]. Можно предположить, что это связано с теми же обстоятельствами, в виду которых энергоблоки АЭС в настоящее время привлекаются только к покрытию базовой части графика нагрузок, отмеченных выше.

В основе проведенных исследований [15, 20, 23, 28, 30] возможности участия энергоблоков АЭС в регулировании частоты тока в сети лежит использование температурного эффекта реактивности. При увеличении ширины диапазона поддержания постоянного давления в ПГ от ±0,05 МПа (текущее значение диапазона для ВВЭР-1000) до предельной величины (при которой еще не требуется существенных проектных изменений второго контура) - ±(0,2^0,25) МПа (для ВВЭР-1200), диапазон изменения мощности реактора только за счет температурного саморегулирования можно увеличить до ±0,02 Кном.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Щуклинов Алексей Павлович, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. http://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/70572764/

2. http://www.programs-gov.ru/31_1.php.

3. Бекман, Г. Тепловое аккумулирование энергии: Пер. с англ. / Г. Бекман, П.В. Гилли. - М.: Мир, 1987. - 272 с.

4. Воронков, М.Е. Аккумуляторы тепла в энергетике / М.Е. Воронков, Р.М. Саргсян, В.М. Чаховский // Атомная техника за рубежом. - 1980. - № 9. - С. 3-10.

5. Аминов, Р.З. Обоснование режимной целесообразности аккумулирования ночной внепиковой электроэнергии / Р.З. Аминов, А.Н. Байрамов, Д.М. Пронь // Электрические станции. - 2011. - № 10. - С. 45-48.

6. Мохов, В.А. Обоснование проектов реакторных установок ВВЭР-1000/1200 при работе АЭС в маневренных режимах / В.А. Мохов, М.А. Подшибякин // Труды Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем». -М.: 2010. - Том 1 - С. 103-106.

7. Нуждин, В.Н. Наиболее эффективные способы аккумулирования энергии и перспективы использования технологий аккумулирования энергии в атомной отрасли / В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов // Вестник Атомпрома. - 2007. - № 3 - С. 19-28.

8. Бокарев, Б.А. Подходы к оценке эффективности синергии накопителей и АЭС / Б.А. Бокарев // Международный форум «АТ0МЭКСП0-2012». - 2012.

9. Рачков, В.И. К вопросу о новой стратегии атомной отрасли / В.И. Рачков // Ежемесячный журнал атомной энергетики России Росэнергоатом. - 2006. - № 6.

10. Бердников, Р.Н. Гибридный накопитель электроэнергии для ЕНЭС на базе аккумуляторов и суперконденсаторов / Р.Н. Бердников, В.Е. Фортов и др. // Энергия Единой сети. - 2013. - № 1.

11. Решение дефицита маневренной мощности, http://www.eprussia.ru/epr/203/14245.htm.

12. Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка (вступили в силу с 01 апреля 2015 г.) - М.: ОАО «СО ЕЭС». - 2013. -

163 с.

13. Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» (с изменениями и дополнениями), http://base.garant.ru/12184415/.

14. Приказ №607. О введении в действие документов ОАО «СО ЕЭС».-М.: ОАО «Концерн Энергоатом». - 2009.

15. Патент РФ № 2291503.Способ первичного регулирования частоты переменного электрического тока в энергосистеме с участием энергоблоков АЭС / К.И. Сопленков, А.В. Шутиков, Н.Н. Давиденко и др. // Патентообладатель АО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций» (АО ВНИИАЭС).

16. Rastler, D. Electricity Energy Storage Technology Options. A White Paper Primer on Applications, Costs, and Benefits. / D. Rastler - California: Electric power research institute, 2010.

17. Petersen, M. Heat accumulators. / M. Petersen, J. Aagaard // News from DBDH: Energi E2. -2004: Copenhagen - 1.

18. Саламов, А.А. Проблемы повышения маневренности / А.А. Саламов // Энергетика за рубежом. - 2015. - № 6. - С. 33-36.

19. Кононенко, В.Ю. Возможности использования сетевых накопителей энергии и их эффективность / В.Ю. Кононенко, Д.О. Смоленцев, О.В. Вещунов // Известия академии наук. Энергетика. - 2014. - № 3. - С. 106-112.

20. Аверьянова, С.П. Развитие способов управления ВВЭР-1200/1300 в суточном графике нагрузки / С.П. Аверьянова, А.А. Дубов, К.Б. Косоуров, Ю.М. Семченков, П.Е. Филимонов // Атомная энергия. - 2013. - Т. 114, вып. 5. - С. 249-254.

21. Филимонов, П.Е. Испытания маневренности ВВЭР-1000 на 5-м блоке Запорожской АЭС / П.Е. Филимонов, С.П. Аверьянова, С.Г. Олейник, С.П. Климов, А.А. Депенчук // Атомная энергия. - 1998. - Т. 85, вып. 5. - С. 364-367.

22. Аверьянова, С.П. Испытание усовершенствованных алгоритмов управления энерговыделением ВВЭР-1000 в условиях маневренных режимов на Тяньваньской АЭС (Китай) / С.П. Аверьянова, К.Б. Косоуров, Ю.М. Семченков, П.Е. Филимонов, Лю Хайтао, Ли Йоу // Атомная энергия. - 2007. - Т. 103, вып. 5. - С. 277-282.

23. Аверьянова, С.П. Температурное регулирование и маневренность ВВЭР-1000 / С.П. Аверьянова, А.А. Дубов, К.Б. Косоуров, П.Е. Филимонов // Атомная энергия. -2010. - Т. 109, вып. 4. - С. 198-202.

24. Технические и экономические аспекты изменения мощности на АЭС: отчет / Лохов А.А. -OECD. Агентство по атомной энергии по экономическому сотрудничеству и развитию, 2011. - 50 с.

25. О техническом решении по выбору статической программы регулирования мощности энергоблоков АЭС-2006: письмо № 32-17/1304-3372. - РНЦ «Курчатовский институт». - 2009.

26. ГОСТ 55890-2013 Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования. - М.: Стандартинформ, 2014. - 42 с.

27. СТО 59012820.27.120.20.004-2013 Нормы участия энергоблоков атомных электростанций в нормированном первичном регулировании частоты. Стандарт организации. - М.: ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» - 2013. - 26 с.

28. Аверьянова, С.П. Работа ВВЭР-1200/1300 в суточном графике нагрузки / С.П. Аверьянова, А.А. Дубов, К.Б. Косоуров, Ю.М. Семченков, П.Е. Филимонов // Атомная энергия. - 2012. - Т. 113, вып. 5. - С. 247-252.

29. Шакарян, Ю.Г. Применение накопителей энергии в ЕНЭС и ЕЭС России / Ю.Г. Шакарян, Н.Л. Новиков, Ю.Е. Гуревич, Ю.А. Дементьев, Л.А. Дарьян, Е.И. Столяров, Д.А. Пазюк, Д.С. Капустин // Электроэнергетика. - 2010. - № 3. - С. 7785.

30. Разработка алгоритмов управления полем энерговыделения в маневренных режимах с учетом требования минимизации водообмена. Выбор определяющих режимов маневрирования в диапазоне мощности 20-102% Кном с определением доступного для маневрирования интервала кампании: отчет о НИР / К.Б. Косоуров, П.Е. Филимонов, С.П. Аверьянов, А.А. Дубов - М.: РНЦ «Курчатовский институт», 2007. - 112 с.

31. Малинина, Т.В. Оценка эффективности функционирования АЭС в комплексе с ГАЭС / Т.В. Малинина, Р.Н. Шульгинов, Е.С. Юшков // Атомная энергия. - 2013. -Т. 115, вып. 1. - С. 55-57.

32. Батенин, В.М. Сравнение эффективности покрытия пиковых нагрузок в вариантах обеспечения базовой нагрузкой АЭС / В.М. Батенин, Р.З. Аминов,

A.Ф. Шкрет, М.В. Гариевский // Теплоэнергетика. - 2012. - №7. - С. 70-78.

33. Бажанов, В.В. Оценка возможности использования электротеплоаккумуляции на АЭС с ВВЭР / В.В. Бажанов, А.П. Щуклинов, И.В. Самченков // Научно-технические ведомости СПбГПУ. - 2011. - № 3 (130). - С. 70-75.

34. Батенин, В. Инвестиции для электроэнергетики: иллюзии и реалии /

B. Батенин, В. Масленников // Промышленные ведомости. - 2004. - № 15.

35. Бельский, А.А. Оценка технической возможности и экономической целесообразности работы АЭС с ВВЭР в маневренных режимах за счет использования тепловых аккумуляторов энергии во втором контуре / А.А. Бельский, В.М. Чаховский // Росэнергоатом РЭА. - М., 2010. - № 4.

36. Чаховский, В.М. Сэкономим? Энергоэффективность теплоаккумулирующих систем в атомной энергетике / В.М. Чаховский, К.И. Сопленков // Росэнергоатом РЭА. -М., 2010. - № 2. - С. 20-25.

37. Нуждин, В.Н. Новая жизнь центрифуги или аккумулирование энергии / В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов // Атомная стратегия. - 2007. - № 27.

38. Сопленков, К.И. Система аккумулирования тепловой энергии (САТЭ) повысит конкурентоспособность АЭС в условиях суточного регулирования электрических нагрузок / К.И. Сопленков, В.М. Чаховский, А.Л. Воронин // Центр «Атом-инновация»: материалы инновационного форума Росатома. - М., 2007. - С. 14-19.

39. Болдырев, В.М. Маневренные АЭС с аккумуляторами тепла / В.М. Болдырев, М.Е. Воронков, Н.М. Синев, В.М. Чаховский // Атомная энергия. - 1981. -Т. 51, вып. 3. - С. 153-157.

40. Основные технические требования к внедрению общего первичного регулирования частоты на энергоблоке №2 Ростовской АЭС / А.В. Шутиков, Н.Г. Шульгинов - М.: ОАО «Концерн Росэнергоатом», 2010. - 9 с.

41. Технические требования к участию АЭС в первичном регулировании частоты тока в энергосистеме и в изменениях нагрузки АЭС по диспетчерскому заданию / Б.И. Аюев, Н.М. Сорокин - М.: ОАО Системный оператор Единой энергетической системы («СО-ЦДУ ЕЭС»), 2004. - 5 с.

42. Расчетное обоснование основных технических решений второго контура ВВЭР-ТОИ с тихоходной турбиной и низкопотенциальной части энергоблока при совместной работе с САТЭ: отчет о НИР / П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин, К.В. Соколов, Н.Г. Порохина, С.А. Рудченко - СПб.: ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО «НПО ЦКТИ»), 2016. - 81 с.

43. Расчет тепловых схем с ТАС для ПТУ и обоснование оборудования ТАС при участии АЭС-2006 в регулировании мощности. Разработка схемно-компоновочных решений по размещению ТАС: технический отчет / В.М. Чаховский - М.: ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций» (ОАО «ВНИИАЭС»), 2008 - 71 с.

44. Разработка методики расчета технико-экономических показателей ТАС с учетом дифференцированных тарифов по зонам суток. Расчет и обоснование показателей энергоблока АЭС с ТАС. Сравнительный анализ АЭС с ТАС с другими маневренными установками: технический отчет / В.М. Чаховский -М.: ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций» (ОАО «ВНИИАЭС»), 2009 - 83 с.

45. Проект АЭС-2006. Ленинградская АЭС-2. - СПб.: ФГУП Санкт-Петербургский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт Атомэнергопроект (ФГУП СПбАЭП), 2007. - 36 с.

46. Группа конденсаторная 1200КП-95000-2: руководство по эксплуатации для АЭС 1485930РЭ. - СПб.: ОАО «Силовые машины - ЗТЛ, ЛМЗ, Электросила, Энергомашэкспорт» Ленинградский металлический завод, 2012. - 29 с.

47. Щегляев, А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин / А.В. Щегляев. - 4-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1967. - 368 с.

48. Турбоустановка. Основные и вспомогательные системы. Ленинградская АЭС-2 энергоблоки № 1 и № 2: проектная документация / Л.В. Носанкова, Е.Н. Шаргина -СПб.: ОАО «Восточно-Европейский головной научно-исследовательский и проектный институт энергетических технологий» (ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ»), 2013. -

162 с.

49. Самойлович, Г.С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. - М.: Энергоиздат, 1982. - 496 с.

50. РТМ 108.020.107-84 Сепараторы-пароперегреватели турбин АЭС. Расчет и проектирование. - Ленинград: Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова (НПО ЦКТИ), 1986. - 126 с.

51. РТМ 108.711.02-79 Арматура энергетическая. Методы определения пропускной способности регулирующих органов и выбор оптимальной расходной характеристики. - Ленинград: Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт атомного энергетического машиностроения, 1979. - 132 с.

52. Устинов, С.М. Вычислительная математика: учебное пособие / С.М. Устинов, В.А. Зимницкий. - СПб.: БХВ-Петербург, 2009. - 336 с.

53. Шаманов, Н.П. Судовые ядерные паро-производящие установки / Н.П. Шаманов, Н.Н. Пейч, А.Н. Дядик. - Ленинград: Судостроение, 1990. - 368 с.

54. Михеев, М.А. Основы теплопередачи / М.А. Михеев, И.М. Михеева. - М.: Энергия, 1973. - 320 с.

55. Плютинский, В.И. Модифицированный метод сосредоточенных емкостей для описания динамики тепловых процессов / В.И. Плютинский, И.Н. Серепенков // Теплоэнергетика. - 1995. - № 10. - С. 50-56.

56. РД 24.035.03-88 Методические указания. Расчет стационарных и динамических режимов работы системы промежуточной сепарации и перегрева пара турбоустановок АЭС. - М.: Министерство тяжелого, энергетического и транспортного оборудования СССР, 1989. - 32 с.

57. РТМ 108.271.23-84. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. - Ленинград: Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова (НПО ЦКТИ), 1986. - 192 с.

58. Исаченко, В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел. -2-е изд. - М.: Энергия, 1969. - 440 с.

59. Бродов, Ю.М. Теплообменники энергетических установок / Ю.М. Бродов. -Екатеринбург: изд-во «Сократ», 2003. - 965 с.

60. Благов, Э.Е. Дроссельно-регулирующая арматура в энергетике / Э.Е. Благов, Б.Я. Ивницкий. - М.: Энергия, 1974. - 264 с.

61. Кириллов, П.Л. Справочник по теплогидравлическим расчетам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы) / П.Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев, В.П. Бобков. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 360 с.

62. Иванов, В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паротурбинных установок / В.А. Иванов. - Ленинград.: Энергия, 1971. - 280 с.

63. Усовершенствование систем и теплоэнергетического оборудования атомных электростанций: трубы ВТИ / под редакцией Б.К. Мальцева. - М.: Энергия, 1974. -207 с.

64. Букринский, А.М. Аварийные переходные процессы на АЭС с ВВЭР / А.М. Букринский. - М.: Энергоиздат, 1982. - 142 с.

65. Фрагин, М.С. Регулирование и маслоснабжение паровых турбин: настоящая и ближайшая перспектива / М.С. Фрагин. - серия «Проблемы энергетики», вып.6. -СПб.: Энерготех, 2005. - 248 с.

66. Ривкин, С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л. Ривкин, А.А. Александров. - М.: Книга по Требованию, 2013. - 424 с.

67. http://www.wsp.ru/

68. Poletaev, G.N. EineMethodezurBerechnung der dynamischenCharakteristik des Dampfvolumenkompensators von Kernkraftwerkenmit Wasser-Wasser-Reaktoren. Kernenergie / G.N. Poletaev, N.I. Sulchaniscili // Kernenergie. 1977. - 20 Jahrgang, Heft 7.

69. Бажанов, В.В. Исследование возможности использования на АЭС аккумуляторов тепловой энергии при регулировании частоты тока в сети / В.В. Бажанов, И.И. Лощаков, А.П. Щуклинов // Известия вузов. Ядерная энергетика. - М., 2013. -№ 4. - С. 29-36.

70. Бажанов, В.В. Исследование работы АЭС с аккумуляторами тепловой энергии при регулировании мощности турбины в режиме разрядки / В.В. Бажанов, И.И. Лощаков, А.П. Щуклинов // НТВ СПбГПУ. - СПб., 2015. - № 4 (231). - С. 47-58.

71. Бажанов, В.В. К вопросу участия АЭС в регулировании частоты тока и мощности энергосистемы / В.В. Бажанов, И.И. Лощаков, А.П. Щуклинов // Научно-практический журнал «Глобальная ядерная безопасность». - Волгодонск: Изд-во МИФИ, 2012. - № 2-3 (4). - С. 105-108.

72. Бажанов, В.В. Принципы регулирования АЭС с аккумуляторами тепловой энергии при изменении нагрузки энергоблока / В.В. Бажанов, И.И. Лощаков,

A.П. Щуклинов // Научно-практический журнал «Глобальная ядерная безопасность». -Волгодонск: Изд-во МИФИ, 2013. - № 1. - С. 53-57.

73. Куколев, М.И. Основы проектирования тепловых накопителей энергии / М.И. Куколев. - Издательство Петрозаводского университета, 2001. - 238 с.

74. Боровков, В.М. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров, В.М. Корень, А.Г. Кутахов, С.Н. Романов. -СПб.: Энергоатомиздат, 1995. - 392 с.

75. Шальман, М.П. Контроль и управление на атомных электростанциях / М.П. Шальман, В.И. Плютинский. - М.: Энергия, 1979. - 272 с.

76. Ротач, В.Я. Теория автоматического управления теплоэнергетическими процессами: Учебник для вузов / В.Я. Ротач. - М.: Энергоатомиздат. - 1985. - 296 с.

77. Маргулова, Т.Х.Атомные электрические станции: учебник для студентов энергетических и политехнических высших учебных заведений / Т.Х. Маргулова. - 3-е изд. перераб и доп. - М.: Высшая школа, 1978. - 360 с.

78. Нуждин, В.Н. Союз атома и газа / В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов // Центр «Атом-инновация»: материалы инновационного форума Росатома. - М., 2007. - С. 2833.

79. Проект АЭС-2006. Нововоронежская АЭС-2. - М.: Атомэнергопроект, 2010. -

28 с.

80. Проект АЭС-2006. Основные концептуальные решения на примере Ленинградской АЭС-2. - СПб.: Атомэнергопроект Санкт-Петербург, 2011. - 40 с.

81. Баклушин, Р.П. Эксплуатация АЭС. Ч. I. Работа АЭС в энергосистемах. Ч. II. Обращение с радиоактивными отходами: учебное пособие / Р.П. Баклушин. - М.: НИЯУ МИФИ, 2011. - 304 с.

82. Разработка технологии и экономическое обоснование целесообразности реализации маневренности для проекта АЭС-2006 на основе применения системы аккумулирования тепловой энергии (САТЭ) по второму контору: технический отчет /

B.М. Чаховский - М.: ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций» (ОАО «ВНИИАЭС»), 2007 - 48 с.

83. AMBRI. Liquid metalbattery cell technology.www.ambri.com.

84. Щуклинов, А.П. Расчетное обоснование участие АЭС с аккумуляторами тепловой энергии в регулировании частоты тока энергосети / А.П. Щуклинов,

А.Н. Коваленко // Неделя науки СПбПУ: материалы научной конференции с международным участием. Институт энергетики и транспортных систем: сб. тезисов. -СПб: Изд-во Политехн. ун-та, 2016. - Ч.1. - С. 60-62.

85. Попов, Е.П. Автоматическое регулирование и управление / Е.П. Попов. -М.: Изд-во «Наука», 1966. - 388 с.

86. Попов, Е.П. Теория линейных систем автоматического регулирования и управления: учеб. пособие для втузов / Е.П. Попов. -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во «Наука», 1989. - 304 с.

87. Насос ПЭА 1840-80 и агрегат на его основе: техническое задание. Н17.316.000.00 ТЗ. - 2014. - 70 с.

88. Рубашкин, А.С. Построение математической модели энергоблока для обучения и тренировки оперативного персонала / А.С. Рубашкин // Теплоэнергетика. -1990. - № 11.

89. Дементьев, Б.А. Динамика уровня и давления в парогенераторе АЭС с реактором типа ВВЭР / Б.А. Дементьев, А.Г. Проскуряков // Труды МЭИ - М., 1982. -Выпуск 582.

90. Боровков, В.М. Повышение маневренности АЭС с помощью аккумуляторов энергии / В.М. Боровков, А.В. Кушаков // Проблемы энергетики - СПб., 2010. - № 5-6. -С. 135-139.

Приложение А. Тепловой и гидравлический расчёты ТЗ САТЭ

Таблица А1 - Тепловой расчет теплообменника зарядки [54, 57, 58, 59, 61]

Конденсационная часть

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Исходные данные для расчета

Передаваемая мощность, кВт Q задано 186 000

Расход греющей среды, кг/с Огр задано 120

Давление греющей среды, МПа PГР задано 6,5

Температура греющей среды на входе в т/о, °С ГТЧ ВХ Тгр задано 283

Температура греющей среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ Тгр задано 283

Расход нагреваемой среды, кг/с быАГР задано 478

Среднее давление нагреваемой воды в т/о, МПа Рнаг задано 0,5

Температура нагреваемой среды на входе в т/о, °С ВХ ТНАГ задано 113

Температура нагреваемой среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ Т НАГ задано 270

Теплообмен со стороны нагреваемой среды (масло)

Средняя температура нагреваемой среды, °С ТНАГ СР (ТЫАГВЫХ + ТнагВХ)/2 192

Средний удельный объём среды, м /кг и [Прил-е Г] 1,32-е-3

Диаметр теплообменной трубки наружный, м ¿ы Принято 0,016

Диаметр теплообменной трубки внутренний, м ¿ВЫ Принято 0,014

Площадь проходного сечения трубки, м2 ?ЫАГР 0,785^ dвн2 0,15-е-3

Шаг решётки, м Бтр Принято 0,022

Средняя скорость нагреваемой среды, м/с w Принято 4

Площадь проходного сечения среды, м2 Б Оыагр^^ 0,158

Количество труб теплообмена в одном ходе Птр Б/ ?НАГР 1024

Суммарный периметр труб в одном ходе, м П nТР•dЫ•3,14 51,5

Средняя удельная теплоёмкость, кДж/(кг •К) Ср [Прил-е Г] 2,46

Коэффициент кинематической вязкости, м /с V [Прил-е Г] 1,15-е-6

Коэффициент теплопроводности, кВт/(м^К) [Прил-е Г] 0,082^е-3

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Число Прандтля нагреваемой среды, Pr ^Ср /( и X) 26,3

Число Рейнольдса нагреваемой среды Re w • dвн/V 4,88^е4

Коэффициент теплоотдачи от стенки к нагреваемой среде, кВт/(м2*К) авн 0,023^е0, 8 Pr0,4/dвн 2,79

Термическое сопротивление нагреваемой среды, (м К)/кВт dн/dвн /авн 0,410

Теплообмен со стороны греющей среды (насыщенный пар)

Средняя площадь проходного сечения греющей среды, м2 с чертежа 1,78

Температура пара до дросселирования ГТЧ ВХ Тгр задано 283

Удельный объём греющей среды, м /кг игр [66, 67] 0,029

Энтальпия греющей среды на входе, кДж/кг hвх [66, 67] 2 777

Энтальпия греющей среды на выходе, кДж/кг hвых [66, 67] 1 251

Скорость греющей среды на входе в пучок, м/с w"вx Gгp• игр / FГP 1,95

Температура поверхности нагрева, °С tПОВ принимается, затем уточняется 278

Средний температурный напор между греющей средой и поверхностью нагрева, °С Ats-пoв ts-tпoв 3,26

Удельный объем конденсата, м /кг [66, 67] 1,34-е-3

Коэффициент кинематической вязкости конденсата на линии насыщения, м2/с Vs [66, 67] 1,2^е-7

Коэффициент теплопроводности конденсата на линии насыщения, кВт/м/К ^ [66, 67] 0,57^е-3

Число Прандтля конденсата на линии насыщения Prs [66, 67] 0,86

Теплота конденсации пара, кДж/кг ггр [66, 67] 1 525

Коэффициент A [(р w"вx2) /(Рк9,81 dн)]0■08 1,01

Коэффициент В [54] 42

Расчетная

Наименование параметра Обозначение формула или источник Численное значение

[^9,81 ¿ы3' г)/(^' Vs ' 18-1пов) -|-0,125

Коэффициент С 0,039

Относительный коэффициент теплоотдачи первого ряда аср/асрN ЛВС 1,64

Массовый расход пара на входе бвх задано 120

Массовый расход пара на выходе Овых задано 0

Коэффициент 8 (бвх -/ Овх 1

Половина числа рядов труб по высоте шахматного пучка П Прядов/2 10

Коэффициент АА (0,84 ' 8)/ (1-(1-8)0'84)' к0,07) 0,71

Средний коэффициент теплоотдачи асрП/асрN aср/aсрN А 1,17

0,728'[(

Коэффициент теплоотдачи для неподвижного асрN Рз2'9,81- 17,4

пара, кВт/(м2*К) Ггр)/(Ц8' 1лов ' ¿ы)]

Опытный коэффициент теплоотдачи при конденсации движущегося пара, кВт/(м2*К) аср асрN ' асрп/^сры 20,4

Термическое сопротивление греющей среды, (м2-К)/кВт Яы 1/аы 0,049

Расчет поверхности теплообмена

Средний диаметр теплообменной трубки, м ¿СР (¿ы + ¿вы)/2 0,015

Толщина стенки теплообменной трубки, м 5ст (¿ы - ¿вы)/2 0,001

Средняя температура стенки трубки, °С !ст (Тср + 1з)/2 237

Коэффициент теплопроводности трубки, кВт/(м-К) Хст [61] 18,5е-3

Термическое сопротивление стенки, (м2^К)/кВт Яст (бсгАст)^ ы/Йср) 0,0577

Большая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С AtБ А гр ВХ - Т ыаг 170

Меньшая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С Лtм а гр ВЫХ -ТыАГ 12,9

Средний температурный напор между теплообменивающимися средами, °С Atlп (лгБ-лгм)/ 1П(А1б/А1м) 60,9

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

2 Коэффициент теплопередачи, кВт/(м •К) к 1/(Ян+Яст+ К-вн) 1,94

Расчётная поверхность трубного пучка, м Б Q/k/•At]n 1 577

Общая расчётная длина трубки в пучке, м Ьтр F / П 30,7

Внутренний диаметр пучка, м Овн принято 0,8

Количество труб в ряде ПТР РЯД принято 50

Количество рядов труб п РЯД пТР/ ПТР РЯД 20

Наружный диаметр пучка, м 0НАР (°ВН*Пи)^Т Р 3

Средний диаметр гиба трубки в пучке, м Бтр ср Онар/2 1,5

Количество витков труб в пучке п Ьтр/Пи/ Бтр ср 7

Расчётная высота одного витка пучка труб, м НвиТКА пряД*8*Со s 30° 0,38

Расчётная высота пучка, м Нпучка НВИТКА* п 2,67

Охладитель конденсата греющего пара

Исходные данные для расчета

Передаваемая мощность, кВт 0 задано 3 110

Расход греющей среды, кг/с Огр задано 120

Давление греющей среды, МПа Ргр задано 6,50

Температура греющей среды на входе в т/о, °С г-р ВХ ТГР задано 283

Температура греющей среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ ТГР задано 278

Расход нагреваемой среды, кг/с Онагр задано 478

Среднее давление нагреваемой воды в т/о, МПа Рнаг задано 0,5

Температура нагреваемой среды на входе в т/о, °С г-р ВХ ТНАГ задано 110

Температура нагреваемой среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ Т НАГ задано 113

Теплообмен со стороны греющей среды (конденсат)

Тип решётки трубного пучка принято треугольный

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Диаметр теплообменной трубки наружный, м ¿Н принято 0,016

Диаметр теплообменной трубки внутренний, м ¿ВЫ принято 0,014

Шаг решётки, м Бтр принято 0,025

Площадь проходного сечения трубки, м2 0,785^вы2 0,154-е-3

Меньшая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С дм гр ВЫХ Тгр - гу ВХ ТНАГ 168

Средний логарифмический температурный напор между теплообменивающимися средами, °С Д^д ^б^м) / ln(ДtБ/Дtм) 169

Средняя температура нагреваемой среды, °С гр СР ТНАГ (ТнАГВХ + гтч ВЫХ\ //-> Т НАГ )/2 112

Средняя температура греющей среды, °С гр СР Тгр ТнАГСР+Дtln 280

Удельный объем греющей среды, м /кг и [66, 67] 1,33^е-3

Средняя скорость греющей среды, м/с w принято 2,7

Площадь проходного сечения среды, м2 Бгр GГР•u/w 0,06

Количество труб теплообмена Птр Бгр / 1гр 385

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [66, 67] 1,2-е-7

Коэффициент теплопроводности, кВт/(м^К) X [66, 67] 0,577^е-3

Средняя удельная теплоёмкость, кДж/(кг •К) Ср [66, 67] 5,29

Число Прандтля греющей среды, Рг [66, 67] 0,86

Число Рейнольдса греющей среды Яе w•dВН/v 3,03^е5

Коэффициент теплоотдачи от греющей среды к стенке, кВт/(м2*К) авн 0,023^е0, 8 Рг°,Хн 21,7

Термическое сопротивление греющей среды, (м К)/кВт Явы ¿н/йвн /авн 0,053

Теплообмен со стороны нагреваемой среды (масло)

Удельный объем нагреваемой среды, м /кг и [Прил-е Г] 1,25^е-3

Количество ходов нагреваемой среды в пучке дХОДОВ принято 1

Площадь проходного сечения среды, м2 Быаг с чертежа 0,125

Средняя скорость нагреваемой среды, м/с w GыАГ• инАГ / Быаг 4,8

ыаименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [Прил-е Г] 3,46^е-6

Коэффициент теплопроводности, кВт/(м^К) Х [Прил-е Г] 0,089^е-3

Средняя удельная теплоёмкость, кДж/(кг •К) Ср [Прил-е Г] 2,16

Число Прандтля нагреваемой среды, Рг ^Ср/( и •Х) 67,6

Число Рейнольдса нагреваемой среды Яе w•dы/v 2,2Ге4

Относительный поперечный шаг труб х1 £>ТР / ¿ы 1,56

Коэффициент х2 (х12/4+ 2\0,5 х2 ) , 1,56

Коэффициент Ф (х1-1)/(х2-1) 1

Коэффициент С 0,28 + 0,06^ф 0,34

Коэффициент теплоотдачи от стенки к нагреваемой среде, кВт/(м2*К) аыАГ СХ^6 Рг0,33/ёы 3,06

Термическое сопротивление нагреваемой среды, (м2^К)/кВт Яыаг 1 / аыАГ 0,33

Расчет поверхности теплообмена

Средний диаметр теплообменной трубки, м ¿СР (¿ы + ¿вы)/2 0,015

Толщина стенки теплообменной трубки, м 5ст (¿ы - ¿вы)/2 0,001

Средняя температура стенки трубки, °С 1£т (Тгрср + ТыагСР)/2 196

Коэффициент теплопроводности трубки, кВт/(м-К) Хст [61] 18,5е-3

Термическое сопротивление стенки, (м2^К)/кВт ЯсТ (8ст/Хст)^ ы/Йср) 0,051

Коэффициент теплопередачи, кВт/(м •К) к 1/(Яы+Яст+ Явы) 2,33

Расчётная поверхность, м2 Б 0/(к'А11п) 7,91

Суммарный периметр труб, м П Птр • ^ •3,14 19,3

Общая расчётная длина трубки, м Ьтр F / П 0,41

Диаметр корпуса, м Ввы 8тр-(1,33-( ПТР-1))0,5 0,56

Количество рядов труб ПРЯДОВ Бвы / (0,866 ' £>ТР) 26

Таблица А2 - Гидравлический расчет теплообменника зарядки (для масла)

Конденсационная часть

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Абсолютная шероховатость, м Д принято 0,1•е-З

Коэффициент трения (1,821- 1§Де - 1.64)-2 0,021

Коэффициент сопротивления трения £гр (X / 4) . (Б / ?НАГ / Птр) 53

Коэффициент местных сопротивлений для одного витка ^м вит [61] 0,5

Коэффициент местных сопротивлений ^м ^м вит.п 4

Коэффициент потери на ускорение потока Суск (2 . (Тнагвх гр ВЫХчч - Тнаг )) / (273 + Тнаг ) -0,68

Гидравлическое сопротивление, МПа ДРтз (Стр + См + Суск) . W2/ (и . 2) 0,34

Охладительная часть

Абсолютная шероховатость, м Д принято 0,2-е-З

Коэффициент трения X (1,821.1§Де - 1.64)-2 0,025

Коэффициент сопротивления трения Стр (X / 4) . (Б / ?наг / Птр) 0,4

Коэффициент А (1 - (1/х2)) / (х1-1) 0,46

Коэффициент местных сопротивлений ^м 2,8 . (Пряд + 1) Яе-Я25 6,2

Коэффициент потери на ускорение потока Суск (2 . (Тнагвх гр ВЫХЧЧ - Тнаг )) / (273+Тнагс Р) -0,016

Гидравлическое сопротивление, МПа ДРтз (Стр+См+Суск ). w2/(u 2) 0,06

Теплообменник в целом

Гидравлическое сопротивление, МПа ДР ДРтз + ДРд 0,4

Приложение Б. Тепловой и гидравлический расчёты ТРВД САТЭ

Таблица Б1 - Тепловой расчет теплообменника разрядки высокого давления [54, 57, 58, 59, 61]

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Исходные данные для расчета

Передаваемая мощность, Вт 0 задано 100 551 846

Расход греющей среды, кг/с вгр задано 625

Давление греющей среды, МПа Ргр задано 0,5

Температура греющей среды на входе в т/о, °С гтч ВХ Тгр задано 270

Температура греющей среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ ТГР задано 209

Расход нагреваемой среды, кг/с внАГР задано 448

Среднее давление нагреваемой воды в т/о, МПа Рнаг задано 8,5

Температура нагреваемой среды на входе в т/о, °С ВХ ТНАГ задано 177

Температура нагреваемой среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ Т НАГ задано 227

Теплообмен со стороны нагреваемой среды

Диаметр теплообменной трубки наружный, м ¿н принято 0,016

Диаметр теплообменной трубки внутренний, м ¿ВН принято 0,014

Площадь проходного сечения трубки, м2 ?НАГ 0,785^вн2 0,000154

Средняя температура нагреваемой среды, °С гр СР ТНАГ (ТнАГВХ + гтч ВЫХ\ //-> Т НАГ )/2 202

Удельный объем нагреваемой среды, м /кг и [66, 67] 0,00115

Средняя скорость нагреваемой среды, м/с w принято 2

Площадь проходного сечения среды, м2 Рнаг вНАГи^ 0,258

Количество труб теплообмена в одном ходе Птр РНАГ / ?НАГ 1677

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [66, 67] 0,000000155

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м^К) X [66, 67] 0,67

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Средняя удельная теплоёмкость, Дж/(кг •К) СР [66, 67] 4 464

Число Прандтля нагреваемой среды, Pr УСР/( и •Х) 0,9

Число Рейнольдса нагреваемой среды Re w•dВн/v 180 324

Коэффициент теплоотдачи к нагреваемой среде от стенки, Вт/(м2*К) анАг 0,023^е°' 8 Рг°'Хн 16 868

Термическое сопротивление нагреваемой среды, (м^К)/Вт RHAr ¿Н/ЙВН /анАГ 0,0000678

Теплообмен со стороны греющей среды

Тип решётки трубного пучка принято треугольный

Шаг решётки, м STP принято 0,025

Площадь проходного сечения среды, м2 Frp с чертежа 0,77

Большая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С At£ гу ВХ ТГР - гр ВЫХ Тнаг 43

Меньшая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С AtM гр ВЫХ Тгр - г-р ВХ Тнаг 32,6

Средний логарифмический температурный напор между теплообменивающимися средами, °С Atln (ДtБ-Дtм) / Ы^вЛДм) 37,6

Средняя температура греющей среды, °С гр СР ТгР ТнАГСР+Дtln 239,4

Удельный объем греющей среды, м /кг и [Прил-е Г] 0,0014

Средняя скорость греющей среды, м/с w Принято 1,1

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [Прил-е Г] 0,00000051

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м^К) X [Прил-е Г] 0,077

Средняя удельная теплоёмкость, Дж/(кг •К) Ср [Прил-е Г] 2 635,9

Число Прандтля греющей среды Pr ^Ср/( и •Х) 12,8

Число Рейнольдса греющей среды Re w•dн/v 34 388

Относительный поперечный шаг труб X1 Бтр / dн 1,56

Относительный продольный шаг труб X2 0,866•Sтp / dн 1,35

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Коэффициент Х2 (х12/4+ 2\0,5 х2 ) , 1,56

Коэффициент Ф (Х1-1)/(Х2-1) 1

Коэффициент С 0,28 + 0,06-ф 0,34

Коэффициент теплоотдачи от греющей среды к стенке, Вт/(м2*К) агР С^е0,6 Pr0,33/dн 2 004

Термическое сопротивление греющей среды, (м2^К)/кВт Rгp 1 / анАг 0,000499

Расчет поверхности теплообмена

Средний диаметр теплообменной трубки, м dcp (dн + dвн)/2 0,015

Толщина стенки теплообменной трубки, м 5ет ^Н - dвн)/2 0,001

Средняя температура стенки трубки, °С (Тгрср + ТнагСР)/2 221

Коэффициент теплопроводности трубки, Вт/(м^К) Хот [61] 18,5

Термическое сопротивление стенки, (м2^К)/Бт Rcт (бет/Хет)^ н/dcp) 0,0000577

Коэффициент теплопередачи, Вт/(м •К) k 1/(Rн+Rcт+ Rвн) 1 602

Расчётная поверхность, м2 F Q/(k■Дtln) 1671

Суммарный периметр труб, м П птр • dн •3,14 84,3

Общая расчётная длина трубки, м Ьгр F / П 19,8

Внутренний диаметр пучка, м Dвн принято 0,524

Количество труб в ряде Птр В ряде 3,14-вн/в 66

Количество рядов труб прядов птр/ птр в РЯДЕ 25

Наружный диаметр пучка, м -НАР принято 3,8

Средний диаметр гиба трубки в пучке, м DТР СР -НАР/2 1,9

Количество витков труб в пучке п Ьтр/3,14/ -тр ср 3

Расчётная высота одного витка пучка труб, м НвиТКА прядов*$*С os 30° 0,54

Расчётная высота пучка, м Нпучка НвиТКА* п 1,62

Таблица Б2 - Гидравлический расчет теплообменника разрядки высокого давления

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

для нагреваемой среды

Абсолютная шероховатость, м Д принято 0,0001

Коэффициент трения (1,821- 1§Де - 1.64)-2 0,016

Коэффициент сопротивления трения £гр (X / 4) . (Б / ?НАГ/ Птр) 25,7

Коэффициент местных сопротивлений для одного витка ^м вит [61] 0,5

Коэффициент местных сопротивлений ^м ^м вит.п 2

Коэффициент потери на ускорение потока Суск (2 . (Тнагвх гр выхЧЧ - Т НАГ )) / (273 + т ср^ Т НАГ ) -0,212

Гидравлическое сопротивление, МПа ДРтз (Стр+ См+ Суск) . w2/ (и . 2) 0.047

для греющей среды

Абсолютная шероховатость, м Д принято 0,0002

Коэффициент трения X (1,821.1§Де - 1.64)-2 0,023

Коэффициент сопротивления трения Стр (X / 4) . (Б / Ы 12,3

Коэффициент А (1 - (1/х2)) / (х1-1) 0,464

Коэффициент местных сопротивлений ^м 2,8 . (прядов + 1) . Ле 5 5,35

Коэффициент потери на ускорение потока Суск (2 . (Тгрвх -Тгрвь1х)) / (273 + Тгрср) 0,237

Гидравлическое сопротивление, МПа ДРтз (Стр+ С2м+ Суск) . w / (и . 2) 0,008

Приложение В. Тепловой и гидравлический расчёты ТРНД САТЭ

Таблица В1 -Тепловой расчет теплообменника разрядки низкого давления [54, 57, 58, 59, 61]

Наименование параметра Обозначение Расчетная формула или источник Численное значение

Исходные данные для расчета

Передаваемая мощность, Вт Q задано 88 796 530

Расход греющей среды, кг/с Огр задано 625

Давление греющей среды, МПа PГР задано 0,5

Температура греющей среды на входе в т/о, °С ГТЧ ВХ Тгр задано 209

Температура греющей среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ Тгр задано 147

Расход нагреваемой среды, кг/с Онагр задано 380

Среднее давление нагреваемой воды в т/о, МПа Рнаг задано 1,5

Температура нагреваемой среды на входе в т/о, °С ВХ Т НАГ задано 107

Температура нагреваемой среды на выходе т/о, °С гр ВЫХ ТНАГ задано 162

Теплообмен со стороны нагреваемой среды

Диаметр теплообменной трубки наружный, м ¿н принято 0,016

Диаметр теплообменной трубки внутренний, м ¿ВН принято 0,014

Площадь проходного сечения трубки, м2 ?НАГ 0,785^вн2 0,00015

Средняя температура нагреваемой среды, °С гр СР Т НАГ (ТНАГВХ + гтч ВЫХ\ //-> ТНАГ )/2 134

Удельный объем нагреваемой среды, м /кг и [WaterStea шРго] 0,0011

Средняя скорость нагреваемой среды, м/с w принято 2

Площадь проходного сечения среды, м2 Бнаг Ондги^ 0,2

Количество труб теплообмена в одном ходе Птр Бнаг / ?НАГ 1327

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [66, 67] 0,00000022

Наименование параметра Обозначен ие Расчетная формула или источник Численное значение

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м^К) X [66, 67] 0,69

Средняя удельная теплоёмкость, Дж/(кг •К) Ср [66, 67] 4270

Число Прандтля нагреваемой среды Рг [66, 67] 1,28

Число Рейнольдса нагреваемой среды Яе w•dВН/v 126837

Коэффициент теплоотдачи к нагреваемой среде от стенки, Вт/(м2*К) анАг 0,023^е0, 8-РГ°,Хн 15043

Термическое сопротивление нагреваемой среды, (м К)/Вт ЯНАГ ¿н/Йвн /аНАГ 0,000076

Теплообмен со стороны греющей среды

Тип решётки трубного пучка принято треугольный

Шаг решётки, м ^Р принято 0,025

Площадь проходного сечения среды, м2 Бгр с чертежа 0,77

Большая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С Дб ВХ Тгр - гр ВЫХ Т НАГ 47,6

Меньшая разность температур сред на входе и выходе теплообменника, °С Дtм гр ВЫХ ТГР -г-р ВХ ТНАГ 39,9

Средний логарифмический температурный напор между теплообменивающимися средами, °С Д^П (ДtБ-Дtм) / ln(ДtБ/Дtм) 43,6

Средняя температура греющей среды, °С гр СР Тгр Тнагср+Д^п 178

Удельный объем греющей среды, м /кг и [Прил-е Г] 0,0013

Средняя скорость греющей среды, м/с w принято 1,1

Коэффициент кинематической вязкости, м2/с V [Прил-е г] 0,0000014

Коэффициент теплопроводности, Вт/(м^К) X [Прил-е Г] 0,083

Средняя удельная теплоёмкость, Дж/(кг •К) Ср [Прил-е Г] 2410

Число Прандтля греющей среды Рг ^Ср/( и •Х) 31,5