Deaerator es un dispositivo que se utiliza para eliminar oxígeno y otros gases disueltos del agua de alimentación a los generadores de vapor. El desaireador es parte del sistema de calentamiento del agua de alimentación. Ingenieria termal
Desaireador
Un diagrama esquemático de un desaireador tipo bandeja típico. Fuente: wikipedia.org Licencia: CC BY-SA 3.0
En general, un desaireador es un dispositivo que se utiliza para eliminar oxígeno y otros gases disueltos del agua de alimentación a los generadores de vapor. El desaireador es parte del sistema de calentamiento del agua de alimentación. Por lo general, se encuentra entre el último calentador de baja presión y las bombas de refuerzo de agua de alimentación. En particular, el oxígeno disuelto en el generador de vapor puede causar graves daños por corrosión al adherirse a las paredes de las tuberías metálicas y otros equipos metálicos y formar óxidos (óxido). Además, el dióxido de carbono disuelto se combina con agua para formar ácido carbónico que causa más corrosión.
En el desaireador , el condensado se calienta a condiciones saturadas, generalmente por el vapor extraído de la turbina de vapor. El vapor de extracción se mezcla en el desaireador mediante un sistema de boquillas de pulverización y bandejas en cascada entre las cuales se filtra el vapor. Cualquier gas disuelto en el condensado se libera en este proceso y se elimina del desaireador mediante ventilación a la atmósfera o al condensador principal. Directamente debajo del desaireador está el tanque de almacenamiento de agua de alimentación., en el que se almacena una gran cantidad de agua de alimentación en condiciones de casi saturación. En el evento de disparo de la turbina, esta agua de alimentación puede suministrarse a generadores de vapor para mantener el inventario de agua requerido durante la transición. El desaireador y el tanque de almacenamiento generalmente se ubican a una gran elevación en la sala de turbinas para garantizar una altura de succión positiva neta (NPSH) adecuada en la entrada de las bombas de agua de alimentación. NPSH se usa para medir qué tan cerca está un fluido de las condiciones saturadas. Bajar la presión en el lado de succión puede inducir cavitación . Esta disposición minimiza el riesgo de cavitación en la bomba.
Esquema de una turbina de vapor de un PWR típico de 3000MWth.
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Este artículo se basa en la traducción automática del artículo original en inglés. Para más información vea el artículo en inglés. Puedes ayudarnos. Si desea corregir la traducción, envíela a: translations@nuclear-power.com o complete el formulario de traducción en línea. Agradecemos su ayuda, actualizaremos la traducción lo antes posible. Gracias.
¿Cómo funciona una turbina de vapor? La mayoría de las plantas de energía nuclear opera un generador de turbina de eje único que consta de una turbina HP de etapas múltiples y tres turbinas LP de etapas múltiples paralelas. Ingenieria termal
¿Cómo funciona una turbina de vapor?
La energía térmica contenida en el vapor se convierte en energía mecánica por expansión a través de la turbina . La expansión se lleva a cabo a través de una serie de cuchillas fijas (boquillas) que orientan el flujo de vapor hacia chorros de alta velocidad . Estos chorros contienen energía cinética significativa, que se convierte en rotación del eje por las palas del rotor en forma de cubo, a medida que el chorro de vapor cambia de dirección (ver: Ley de conversación del momento ). El chorro de vapor, al moverse sobre la superficie curva de la pala, ejerce una presión sobre la pala debido a su fuerza centrífuga. Cada fila de boquillas fijas y cuchillas móviles se llama etapa. Las palas giran sobre el rotor de la turbina y las palas fijas están dispuestas concéntricamente dentro de la carcasa circular de la turbina.
En todas las turbinas, la velocidad de rotación de la pala es proporcional a la velocidad del vapor que pasa sobre la pala. Si el vapor se expande solo en una sola etapa desde la presión de la caldera hasta la presión de escape, su velocidad debe ser extremadamente alta. Pero la turbina principal típica en las plantas de energía nuclear, en la que el vapor se expande desde presiones de aproximadamente 6 MPa a presiones de aproximadamente 0.008 MPa , opera a velocidades de aproximadamente 3,000 RPM para sistemas de 50 Hz para generador de 2 polos (o 1500 RPM para generador de 4 polos) y 1800 RPM para sistemas de 60 Hz para generador de 4 polos (o 3600 RPM para generador de 2 polos). Un anillo de una sola cuchilla requeriría cuchillas muy grandes y aproximadamente 30 000 RPM, lo cual es demasiado alto para fines prácticos.
Por lo tanto, la mayoría de las centrales nucleares opera un generador de turbina de un solo eje que consta de una turbina HP de múltiples etapas y tres turbinas LP paralelas de múltiples etapas , un generador principal y un excitador. La turbina HP suele ser una turbina de reacción de doble flujo con aproximadamente 10 etapas con álabes envueltos y produce aproximadamente 30-40% de la potencia bruta de salida de la unidad de la central eléctrica. Las turbinas LP suelen ser turbinas de reacción de doble flujo.con aproximadamente 5-8 etapas (con cuchillas cubiertas y con cuchillas independientes de las últimas 3 etapas). Las turbinas de LP producen aproximadamente el 60-70% de la producción de potencia bruta de la unidad de la central eléctrica. Cada rotor de turbina está montado sobre dos cojinetes, es decir, hay cojinetes dobles entre cada módulo de turbina.
En estas turbinas, la etapa de alta presión recibe vapor (este vapor es vapor casi saturado – x = 0.995 – punto C en la figura; 6 MPa ; 275.6 ° C) desde un generador de vapor y lo expulsa al separador-recalentador de humedad (punto D ) El vapor debe recalentarse para evitar daños que puedan ocasionar a las aspas de la turbina de vapor el vapor de baja calidad . El recalentador calienta el vapor (punto D) y luego el vapor se dirige a la etapa de baja presión de la turbina de vapor, donde se expande (punto E a F). El vapor agotado luego se condensa en el condensador y está a una presión muy por debajo de la atmosférica (presión absoluta de 0.008 MPa ), y está en un estado parcialmente condensado (punto F), típicamente de una calidad cercana al 90%.
Esquema de una turbina de vapor de un PWR típico de 3000MWth.
Turbina Rateau – composición de presiónTurbina de vapor. Fuente wikipedia.org Licencia: CC BY-SA 3.0Ciclo de Rankine – diagrama Ts
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La mayoría de las plantas de energía nuclear opera un generador de turbina de eje único que consta de una turbina HP de etapas múltiples y tres turbinas LP de etapas múltiples paralelas, un generador principal y un excitador. Ingenieria termal
Principio de funcionamiento del generador de turbina: generación de electricidad
La mayoría de las plantas de energía nuclear opera un generador de turbina de eje único que consta de una turbina HP de etapas múltiples y tres turbinas LP de etapas múltiples paralelas , un generador principal y un excitador. La turbina HP generalmente es una turbina de acción de doble flujo (o tipo de reacción) con aproximadamente 10 etapas con cuchillas cubiertas y produce aproximadamente 30-40% de la potencia bruta de salida de la unidad de planta de energía. Turbinas de LP Por lo general, son turbinas de reacción de doble flujo con aproximadamente 5-8 etapas (con álabes envueltos y con álabes independientes de las últimas 3 etapas). Las turbinas de LP producen aproximadamente el 60-70% de la producción de potencia bruta de la unidad de la central eléctrica. Cada rotor de turbina está montado sobre dos cojinetes, es decir, hay cojinetes dobles entre cada módulo de turbina.
Esquema de una turbina de vapor de un PWR típico de 3000MWth.
Del generador de vapor a las principales líneas de vapor: evaporación
Generador de vapor – vertical
El sistema de conversión de potencia de PWR típico comienza en los generadores de vapor en sus lados de la carcasa. Los generadores de vapor son intercambiadores de calor utilizados para convertir el agua de alimentación en vapor del calor producido en el núcleo de un reactor nuclear . El agua de alimentación (circuito secundario) se calienta desde ~ 230 ° C 500 ° F (fluido precalentado por regeneradores) hasta el punto de ebullición de ese fluido (280 ° C; 536 ° F; 6,5MPa) . El calor se transfiere a través de las paredes de estos tubos al refrigerante secundario de baja presión ubicado en el lado secundario del intercambiador donde el refrigerante se evapora a vapor presurizado ( vapor saturado 280 ° C; 536 ° F; 6,5 MPa). El vapor saturado sale del generador de vapor a través de una salida de vapor y continúa hacia las líneas principales de vapor y más allá hacia la turbina de vapor .
Estas líneas principales de vapor están unidas entre sí (por ejemplo, a través de una tubería colectora de vapor) cerca de la turbina para garantizar que la diferencia de presión entre cualquiera de los generadores de vapor no exceda el valor específico, manteniendo así el equilibrio del sistema y asegurando la eliminación uniforme del calor del sistema de refrigeración del reactor ( RCS). El vapor fluye a través de las válvulas principales de aislamiento de la línea de vapor (MSIV), que son muy importantes desde el punto de vista de la seguridad, hacia la turbina de alta presión. Directamente en la entrada de la turbina de vapor, hay válvulas de mariposa de ventanilla y válvulas de control . El control de la turbina se logra variando estas aberturas de las válvulas de la turbina. En caso de un viaje de turbina, el suministro de vapor debe aislarse muy rápidamente, generalmente en una fracción de segundo, por lo que las válvulas de cierre deben funcionar de manera rápida y confiable.
De las válvulas de turbina al condensador: expansión
Ciclo de Rankine – diagrama Ts
Típicamente, la mayoría de las centrales nucleares opera turbinas de vapor de condensación de etapas múltiples . En estas turbinas, la etapa de alta presión recibe vapor (este vapor es vapor casi saturado – x = 0.995 – punto C en la figura; 6 MPa ; 275.6 ° C) de un generador de vapor y lo expulsa al separador-recalentador de humedad (MSR – punto D). El vapor debe recalentarse para evitar daños que puedan producirse en las aspas de la turbina de vapor por vapor de baja calidad.. El alto contenido de gotas de agua puede causar el impacto rápido y la erosión de las cuchillas, lo que ocurre cuando el agua condensada se lanza sobre las cuchillas. Para evitar esto, se instalan drenajes de condensado en la tubería de vapor que conduce a la turbina. El vapor libre de humedad se sobrecalienta mediante el vapor de extracción de la etapa de alta presión de la turbina y el vapor directamente de las líneas principales de vapor.
Fuente: TVO – CN Olkiluoto 3 www.tvo.fi/uploads/julkaisut/tiedostot/ydinvoimalayks_OL3_ENG.pdf
El vapor de calefacción se condensa en los tubos y se drena al sistema de agua de alimentación. El recalentador calienta el vapor (punto D) y luego el vapor se dirige a la etapa de baja presión de la turbina de vapor, donde se expande (punto E a F). El vapor agotado luego se condensa en el condensador y está a una presión muy por debajo de la atmosférica (presión absoluta de 0.008 MPa ), y está en un estado parcialmente condensado (punto F), típicamente de una calidad cercana al 90%. Las etapas de alta y baja presión de la turbina generalmente están en el mismo eje para impulsar un generador común, pero tienen casos separados. El generador principal produce energía eléctrica, que se suministra a la red eléctrica.
Del condensador a las bombas de condensado – Condensación
El condensador principal condensa el vapor de escape de las etapas de baja presión de la turbina principal y también del sistema de descarga de vapor. El vapor agotado se condensa al pasar sobre tubos que contienen agua del sistema de enfriamiento.
La presión dentro del condensador viene dada por la temperatura del aire ambiente (es decir, la temperatura del agua en el sistema de enfriamiento) y por eyectores de vapor o bombas de vacío , que extraen los gases (no condensables) del condensador de superficie y los expulsan a la atmósfera.
La presión de condensador más baja posible es la presión de saturación correspondiente a la temperatura ambiente (por ejemplo, presión absoluta de 0.008 MPa, que corresponde a 41.5 ° C ). Tenga en cuenta que siempre hay una diferencia de temperatura entre (alrededor de ΔT = 14 ° C ) la temperatura del condensador y la temperatura ambiente, que se origina en el tamaño finito y la eficiencia de los condensadores. Dado que ninguno de los condensadores es un intercambiador de calor 100% eficiente, siempre hay una diferencia de temperatura entre la temperatura de saturación (lado secundario) y la temperatura del refrigerante en el sistema de enfriamiento. Además, existe una ineficiencia en el diseño, que disminuye la eficiencia general de la turbina. Idealmente, el vapor extraído al condensador no tendría subenfriamiento. Pero los condensadores reales están diseñados para subenfriar el líquido unos pocos grados centígrados para evitar la cavitación por succión en las bombas de condensado. Pero, este subenfriamiento aumenta la ineficiencia del ciclo, porque se necesita más energía para recalentar el agua.
La disminución de la presión de escape de la turbina aumenta el trabajo neto por ciclo, pero también disminuye la calidad del vapor del vapor de salida.
El objetivo de mantener la presión de escape de turbina práctica más baja es una razón principal para incluir el condensador en una central térmica. El condensador proporciona un vacío que maximiza la energía extraída del vapor, lo que resulta en un aumento significativo del trabajo neto y la eficiencia térmica. Pero también este parámetro (presión del condensador) tiene sus límites de ingeniería:
Disminuir la presión de escape de la turbina disminuye la calidad del vapor (o fracción de sequedad). En algún momento, se debe finalizar la expansión para evitar daños que puedan ser causados a las aspas de la turbina de vapor por vapor de baja calidad .
La disminución de la presión de escape de la turbina aumenta significativamente el volumen específico de vapor extraído, lo que requiere palas enormes en las últimas filas de la etapa de baja presión de la turbina de vapor.
En una turbina de vapor húmedo típica , el vapor agotado se condensa en el condensador y está a una presión muy inferior a la atmosférica (presión absoluta de 0.008 MPa, que corresponde a 41.5 ° C). Este vapor está en un estado parcialmente condensado (punto F), típicamente de una calidad cercana al 90%. Tenga en cuenta que la presión dentro del condensador también depende de las condiciones atmosféricas ambientales:
temperatura del aire, presión y humedad en caso de enfriamiento a la atmósfera
temperatura del agua y caudal en caso de enfriamiento en un río o mar
Un aumento en la temperatura ambiente provoca un aumento proporcional en la presión del vapor agotado ( ΔT = 14 ° C suele ser una constante), por lo tanto, la eficiencia térmica del sistema de conversión de energía disminuye. En otras palabras, la salida eléctrica de una planta de energía puede variar con las condiciones ambientales , mientras que la energía térmica permanece constante.
El vapor condensado (ahora llamado condensado) se recoge en el pozo del condensador. La fuente de agua caliente del condensador también proporciona una capacidad de almacenamiento de agua, que se requiere para fines operativos como la distribución del agua de alimentación. El condensado (líquido saturado o ligeramente subenfriado) se entrega a la bomba de condensado y luego se bombea mediante bombas de condensado al desaireador a través del sistema de calentamiento del agua de alimentación. Las bombas de condensado aumentan la presión generalmente a aproximadamente p = 1-2 MPa. Por lo general, hay cuatro bombas centrífugas de condensado de un tercio de capacidad con cabezales de succión y descarga comunes. Normalmente hay tres bombas en funcionamiento con una en la copia de seguridad.
Desde bombas de condensado hasta bombas de agua de alimentación: regeneración de calor
El condensado de las bombas de condensado luego pasa a través de varias etapas de calentadores de agua de alimentación de baja presión , en los que la temperatura del condensado aumenta por la transferencia de calor del vapor extraído de las turbinas de baja presión. Por lo general, hay tres o cuatro etapas de calentadores de agua de alimentación de baja presión conectados en la cascada. El condensado sale de los calentadores de agua de alimentación a baja presión a aproximadamente p = 1 MPa, t = 150 ° C y entra al desaireador.. El sistema principal de condensado también contiene un sistema mecánico de purificación de condensado para eliminar impurezas. Los calentadores de agua de alimentación son autorregulables. Significa que cuanto mayor es el flujo de agua de alimentación, mayor es la tasa de absorción de calor del vapor y mayor es el flujo de vapor de extracción.
Hay válvulas de retención en las líneas de extracción de vapor entre los calentadores de agua de alimentación y la turbina. Estas válvulas antirretorno evitan el flujo inverso de vapor o agua en caso de disparo de la turbina, lo que provoca una disminución rápida de la presión dentro de la turbina. Cualquier agua que ingrese a la turbina de esta manera podría causar graves daños a los álabes de la turbina.
Desaireador
Un diagrama esquemático de un desaireador tipo bandeja típico. Fuente: wikipedia.org Licencia: CC BY-SA 3.0
En general, un desaireador es un dispositivo que se utiliza para eliminar oxígeno y otros gases disueltos del agua de alimentación a los generadores de vapor. El desaireador es parte del sistema de calentamiento del agua de alimentación. Por lo general, se encuentra entre el último calentador de baja presión y las bombas de refuerzo de agua de alimentación. En particular, el oxígeno disuelto en el generador de vapor puede causar graves daños por corrosión al adherirse a las paredes de las tuberías metálicas y otros equipos metálicos y formar óxidos (óxido). Además, el dióxido de carbono disuelto se combina con agua para formar ácido carbónico que causa más corrosión.
En el desaireador , el condensado se calienta a condiciones saturadas, generalmente por el vapor extraído de la turbina de vapor. El vapor de extracción se mezcla en el desaireador mediante un sistema de boquillas de pulverización y bandejas en cascada entre las cuales se filtra el vapor. Cualquier gas disuelto en el condensado se libera en este proceso y se elimina del desaireador mediante ventilación a la atmósfera o al condensador principal. Directamente debajo del desaireador está el tanque de almacenamiento de agua de alimentación., en el que se almacena una gran cantidad de agua de alimentación en condiciones de casi saturación. En el evento de disparo de la turbina, esta agua de alimentación puede suministrarse a generadores de vapor para mantener el inventario de agua requerido durante la transición. El desaireador y el tanque de almacenamiento generalmente se encuentran a una gran altura en la sala de turbinas para garantizar una altura de succión positiva neta (NPSH) adecuada en la entrada de las bombas de agua de alimentación. NPSH se usa para medir qué tan cerca está un fluido de las condiciones saturadas. Bajar la presión en el lado de succión puede inducir cavitación . Esta disposición minimiza el riesgo de cavitación en la bomba.
Desde bombas de agua de alimentación hasta generador de vapor
El sistema de bombas de agua de alimentación generalmente contiene tres líneas paralelas ( 3 × 50% ) de bombas de agua de alimentación con cabezales de succión y descarga comunes. Cada bomba de agua de alimentación consiste en el refuerzo y la bomba principal de agua de alimentación . Las bombas de agua de alimentación (generalmente accionadas por turbinas de vapor) aumentan la presión del condensado (~ 1MPa) a la presión en el generador de vapor (~ 6.5MPa).
Las bombas de refuerzo proporcionan la presión de succión de la bomba de agua de alimentación principal requerida. Estas bombas (ambas bombas de agua de alimentación) son normalmente bombas de alta presión (generalmente del tipo de bomba centrífuga ) que toman succión del tanque de almacenamiento de agua del desaireador, que está montado directamente debajo del desaireador, y suministran las bombas de agua de alimentación principales. La descarga de agua de las bombas de agua de alimentación fluye a través de los calentadores de agua de alimentación de alta presión , ingresa a la contención y luego fluye hacia los generadores de vapor .
El flujo de agua de alimentación a cada generador de vapor se controla mediante válvulas reguladoras de agua de alimentación ( FRV ) en cada línea de agua de alimentación. El regulador se controla automáticamente por el nivel del generador de vapor, el flujo de vapor y el flujo de agua de alimentación.
Los calentadores de agua de alimentación de alta presión se calientan por extracción de vapor de la turbina de alta presión, HP Turbine. Los drenajes de los calentadores de agua de alimentación de alta presión generalmente se dirigen al desaireador.
Generador de vapor – vertical
El agua de alimentación ( agua 230 ° C; 446 ° F; 6,5MPa ) se bombea al generador de vapor a través de la entrada del agua de alimentación. En el generador de vapor se calienta el agua de alimentación (circuito secundario) desde ~ 230 ° C 446 ° F hasta el punto de ebullición de ese fluido (280 ° C; 536 ° F; 6,5MPa) . El agua de alimentación se evapora y el vapor a presión ( vapor saturado a 280 ° C; 536 ° F; 6,5 MPa) sale del generador de vapor a través de la salida de vapor y continúa hacia la turbina de vapor, completando así el ciclo.
Este artículo se basa en la traducción automática del artículo original en inglés. Para más información vea el artículo en inglés. Puedes ayudarnos. Si desea corregir la traducción, envíela a: translation@nuclear-power.com o complete el formulario de traducción en línea. Agradecemos su ayuda, actualizaremos la traducción lo antes posible. Gracias
Los ingenieros también usan el coeficiente de pérdida de presión, PLC. Este coeficiente caracteriza la pérdida de presión de un determinado sistema hidráulico o de una parte de un sistema hidráulico. Ingenieria termal
Pérdida Menor de Cabeza – Pérdidas Locales
En la industria, cualquier sistema de tuberías contiene diferentes elementos tecnológicos como curvas, accesorios, válvulas o canales calentados . Estos componentes adicionales se suman a la pérdida general de carga del sistema. Dichas pérdidas generalmente se denominan pérdidas menores , aunque a menudo representan una parte importante de la pérdida de carga . Para sistemas de tubería relativamente cortos, con un número relativamente grande de curvas y accesorios, las pérdidas menores pueden exceder fácilmente las pérdidas mayores (especialmente con una válvula parcialmente cerrada que puede causar una mayor pérdida de presión que una tubería larga, de hecho cuando una válvula está cerrada o casi cerrado, la pérdida menor es infinita).
Las pérdidas menores se miden comúnmente de forma experimental. Los datos, especialmente para las válvulas, dependen en cierta medida del diseño particular del fabricante.
Al igual que la fricción de la tubería, las pérdidas menores son aproximadamente proporcionales al cuadrado del caudal y, por lo tanto, pueden integrarse fácilmente en la ecuación de Darcy-Weisbach . K es la suma de todos los coeficientes de pérdida en la longitud de la tubería, y cada uno contribuye a la pérdida general de carga.
Existen varios métodos para calcular la pérdida de carga de accesorios, curvas y codos. En la siguiente sección, estos métodos se resumen en el orden del más simple al más sofisticado.
Coeficiente de pérdida de presión – PLC
A veces, los ingenieros usan el coeficiente de pérdida de presión , PLC . Se observa K o ξ (pronunciado “xi”). Este coeficiente caracteriza la pérdida de presión de un determinado sistema hidráulico o de una parte de un sistema hidráulico. Se puede medir fácilmente en bucles hidráulicos. El coeficiente de pérdida de presión se puede definir o medir para tuberías rectas y especialmente para pérdidas locales (menores) .
Resumen:
La pérdida de carga del sistema hidráulico se divide en dos categorías principales :
Se puede usar una forma especial de la ecuación de Darcy para calcular pérdidas menores .
Las pérdidas menores son más o menos proporcional a la cuadrado de la velocidad de flujo y por lo tanto puede ser fácil integrados en la ecuación de Darcy-Weisbach a través de coeficiente de resistencia K .
Como pérdida local de presión, también se puede considerar la aceleración del fluido en un canal calentado .
Como se puede ver en la imagen, la pérdida de carga es una característica clave de cualquier sistema hidráulico. En los sistemas en los que se debe mantener cierto caudal (por ejemplo, para proporcionar suficiente enfriamiento o transferencia de calor desde el núcleo del reactor ), el equilibrio de la pérdida de carga y la carga añadida por una bomba determina la velocidad de flujo a través del sistema.
Diagrama característico de QH de la bomba centrífuga y de la tubería
Caída de presión – Conjunto de combustible
En general, la caída de presión total del conjunto de combustible está formada por la caída por fricción del haz de combustible (depende de la rugosidad relativa de las barras de combustible, el número de Reynolds , el diámetro hidráulico , etc.) y otras caídas de presión de los elementos estructurales (boquilla superior e inferior, rejillas de separación o rejillas de mezcla )
En general, no es tan simple calcular las caídas de presión en los conjuntos de combustible (especialmente las rejillas de separación) y pertenece a los conocimientos clave de ciertos fabricantes de combustible. Principalmente, las caídas de presión se miden en bucles hidráulicos experimentales , en lugar de calcularse.
Los ingenieros usan el coeficiente de pérdida de presión , PLC . Se observa K o ξ (pronunciado “xi”). Este coeficiente caracteriza la pérdida de presión de un determinado sistema hidráulico o de una parte de un sistema hidráulico. Se puede medir fácilmente en bucles hidráulicos. El coeficiente de pérdida de presión se puede definir o medir para tuberías rectas y especialmente para pérdidas locales (menores) .
Usando los datos del ejemplo mencionado anteriormente, el coeficiente de pérdida de presión (solo friccional de la tubería recta) es igual a ξ = f D L / D H = 4.9 . Pero el coeficiente global de pérdida de presión (incluidas las rejillas de separación, las boquillas superior e inferior, etc.) suele ser aproximadamente tres veces mayor. Este PLC ( ξ = 4.9 ) hace que la caída de presión es del orden de (utilizando las entradas anteriores) Ap fricción = 4,9 x 714 x 5 2 /2 = 43,7 kPa (sin rejillas Espaciado, toberas superior e inferior). Un PLC real aproximadamente tres veces mayor significa que el combustible Δp será aproximadamente tres veces mayor .
La pérdida de presión global del reactor, el reactor Δp , debe incluir:
bajante y fondo del reactor
placa de soporte inferior
conjunto de combustible que incluye rejillas de separación, boquillas superior e inferior y otros componentes estructurales – combustible Δp
conjunto de estructura de guía superior
Como resultado, la pérdida de presión general del reactor – el reactor Δp es generalmente del orden de cientos de kPa (digamos 300-400 kPa) para los parámetros de diseño.
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Ejemplo de ciclo de Rankine: problema con la solución. Supongamos el ciclo de Rankine. Calcule parámetros clave como la calidad del vapor, las diferencias de entalpía y la eficiencia térmica. Ingenieria termal
Ejemplo de ciclo de Rankine: problema con la solución
Supongamos el ciclo de Rankine , que es uno de los ciclos termodinámicos más comunes en las centrales térmicas. En este caso, suponga un ciclo simple sin recalentamiento y sin turbina de vapor de condensación funcionando con vapor saturado (vapor seco). En este caso, la turbina opera en estado estable con condiciones de entrada de 6 MPa, t = 275.6 ° C, x = 1 (punto 3). El vapor sale de esta etapa de la turbina a una presión de 0.008 MPa, 41.5 ° C yx = ??? (punto 4).
Calcular:
la calidad del vapor del vapor de salida
la diferencia de entalpía entre estos dos estados (3 → 4), que corresponde al trabajo realizado por el vapor, W T .
la diferencia de entalpía entre estos dos estados (1 → 2), que corresponde a la labor realizada por las bombas, W P .
La diferencia de entalpía entre estos dos estados (2 → 3), que corresponde al calor neto agregado en el generador de vapor
la eficiencia termodinámica de este ciclo y compare este valor con la eficiencia de Carnot
1)
Como no conocemos la calidad exacta del vapor del vapor de salida, tenemos que determinar este parámetro. El estado 4 está fijado por la presión p 4 = 0.008 MPa y el hecho de que la entropía específica es constante para la expansión isentrópica (s 3 = s 4 = 5.89 kJ / kgK para 6 MPa ). La entropía específica del agua líquida saturada (x = 0) y el vapor seco (x = 1) puede seleccionarse de las tablas de vapor . En caso de vapor húmedo, la entropía real se puede calcular con la calidad del vapor, x, y las entropías específicas de agua líquida saturada y vapor seco:
s 4 = s v x + (1 – x) s l
dónde
s 4 = entropía de vapor húmedo (J / kg K) = 5.89 kJ / kgK
s v = entropía de vapor “seco” (J / kg K) = 8.227 kJ / kgK (para 0.008 MPa)
s l = entropía de agua líquida saturada (J / kg K) = 0.592 kJ / kgK (para 0.008 MPa)
De esta ecuación, la calidad del vapor es:
x 4 = ( s 4 – s l ) / ( s v – s l ) = (5.89 – 0.592) / (8.227 – 0.592) = 0.694 = 69.4%
2)
La entalpía para el estado 3 puede seleccionarse directamente de las mesas de vapor, mientras que la entalpía para el estado 4 debe calcularse utilizando la calidad del vapor:
h 3, v = 2785 kJ / kg
h 4, húmedo = h 4, v x + (1 – x) h 4, l = 2576. 0.694 + (1 – 0.694). 174 = 1787 + 53,2 = 1840 kJ / kg
Entonces el trabajo realizado por el vapor, W T, es
W T = Δh = 945 kJ / kg
3)
La entalpía para el estado 1 puede seleccionarse directamente de las mesas de vapor:
h 1, l = 174 kJ / kg
El estado 2 está fijado por la presión p 2 = 6.0 MPa y el hecho de que la entropía específica es constante para la compresión isentrópica (s 1 = s 2 = 0.592 kJ / kgK para 0.008 MPa ). Para esta entropía s 2 = 0.592 kJ / kgK y p 2 = 6.0 MPa encontramos h 2, subenfriado en tablas de vapor para agua comprimida (usando interpolación entre dos estados).
h 2, subenfriado = 179.7 kJ / kg
Entonces el trabajo realizado por las bombas, W P, es
W P = Δh = 5.7 kJ / kg
4)
La diferencia de entalpía entre (2 → 3), que corresponde al calor neto agregado en el generador de vapor, es simplemente:
Q add = h 3, v – h 2, subenfriado = 2785 – 179.7 = 2605.3 kJ / kg
Tenga en cuenta que no hay regeneración de calor en este ciclo. Por otro lado, la mayor parte del calor agregado es para la entalpía de vaporización (es decir, para el cambio de fase).
5)
En este caso, los generadores de vapor, la turbina de vapor, los condensadores y las bombas de agua de alimentación constituyen un motor térmico, sujeto a las limitaciones de eficiencia impuestas por la segunda ley de la termodinámica . En el caso ideal (sin fricción, procesos reversibles, diseño perfecto), este motor térmico tendría una eficiencia de Carnot de
η Carnot = 1 – T frío / T caliente = 1 – 315/549 = 42.6%
donde la temperatura del depósito caliente es de 275.6 ° C (548.7 K), la temperatura del depósito frío es de 41.5 ° C (314.7K).
La eficiencia termodinámica de este ciclo se puede calcular mediante la siguiente fórmula:
así η th = (945 – 5.7) / 2605.3 = 0.361 = 36.1%
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Las centrales térmicas están actualmente diseñadas para operar en el ciclo supercrítico de Rankine. El ciclo supercrítico de Rankine es también el ciclo termodinámico de los reactores de agua supercríticos. Ingenieria termal
Mejora de la eficiencia térmica – Ciclo Rankine
Existen varios métodos, ¿cómo puede mejorar la eficiencia térmica del ciclo de Rankine? Suponiendo que la temperatura máxima está limitada por la presión dentro del recipiente a presión del reactor, estos métodos son:
Presiones de caldera y condensador
Sobrecalentamiento y recalentamiento
Regeneración de calor
Ciclo supercrítico de Rankine
Ciclo supercrítico de Rankine
ciclo supercrítico de Rankine
Como se discutió, la eficiencia térmica puede mejorarse “simplemente” mediante un aumento en la temperatura del vapor que ingresa a la turbina. Pero esta temperatura está restringida por las limitaciones metalúrgicas impuestas por los materiales y el diseño del recipiente a presión del reactor y la tubería primaria. El recipiente del reactor y la tubería primaria deben soportar altas presiones y grandes tensiones a temperaturas elevadas. Pero actualmente, los materiales y métodos de fabricación mejorados han permitido aumentos significativos en las presiones máximas, con los correspondientes aumentos en la eficiencia térmica. Las centrales térmicas están diseñadas actualmente para funcionar en el ciclo supercrítico de Rankine (es decir, con presiones de vapor que exceden la presión crítica del agua22.1 MPa, y temperaturas de entrada de la turbina superiores a 600 ° C). Las plantas de energía de combustible fósil supercrítico, que funcionan a presión supercrítica , tienen una eficiencia de alrededor del 43% . Las centrales eléctricas de carbón más eficientes y también muy complejas que funcionan a presiones “ultra críticas” (es decir, alrededor de 30 MPa) y usan recalentamiento de etapas múltiples alcanzan aproximadamente el 48% de eficiencia.
Reactor de agua supercrítico – SCWR
Propiedades típicas del refrigerante en SCWR.
El ciclo supercrítico de Rankine es también el ciclo termodinámico de los reactores de agua supercríticos. El reactor de agua supercrítico (SCWR) es un concepto de reactor de Generación IV, que funciona a presión supercrítica (es decir, superior a 22,1 MPa). El término supercrítico en este contexto se refiere al punto termodinámico crítico del agua (T CR = 374 ° C; p CR = 22.1 MPa), y no debe confundirse con la criticidad del núcleo del reactor , que describe los cambios en la población de neutrones en El núcleo del reactor .
Para SCWRs un ciclo de una vez a través de vapor se ha previsto, omitiendo cualquier recirculación del refrigerante dentro del reactor. Es similar a los reactores de agua hirviendo , el vapor se suministrará directamente a la turbina de vapor y el agua de alimentación del ciclo de vapor se devolverá al núcleo.
Así como el reactor de agua supercrítica puede usar agua ligera o agua pesada como moderador de neutrones . Como se puede ver, hay muchos diseños SCWR, pero todos los SCWR tienen una característica clave, que es el uso de agua más allá del punto crítico termodinámico como refrigerante primario. Dado que esta característica permite aumentar la temperatura máxima , los reactores de agua supercríticos se consideran un avance prometedor para las centrales nucleares debido a su alta eficiencia térmica (~ 45% frente a ~ 33% para los LWR actuales).
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Este artículo se basa en la traducción automática del artículo original en inglés. Para más información vea el artículo en inglés. Puedes ayudarnos. Si desea corregir la traducción, envíela a: translations@nuclear-power.com o complete el formulario de traducción en línea. Agradecemos su ayuda, actualizaremos la traducción lo antes posible. Gracias.
Este proceso se conoce como regeneración de calor y se puede usar una variedad de regeneradores de calor para este propósito. A veces los ingenieros usan el término economizador. Ingenieria termal
Mejora de la eficiencia térmica – Ciclo Rankine
Existen varios métodos, ¿cómo puede mejorar la eficiencia térmica del ciclo de Rankine? Suponiendo que la temperatura máxima está limitada por la presión dentro del recipiente a presión del reactor, estos métodos son:
Presiones de caldera y condensador
Sobrecalentamiento y recalentamiento
Regeneración de calor
Ciclo supercrítico de Rankine
Regeneración de calor
Ciclo de Rankine – diagrama Ts
Se pueden lograr aumentos significativos en la eficiencia térmica de las centrales eléctricas de turbinas de vapor mediante la reducción de la cantidad de combustible que se debe agregar a la caldera. Esto se puede hacer transfiriendo calor (vapor parcialmente expandido) desde ciertas secciones de la turbina de vapor, que normalmente está muy por encima de la temperatura ambiente, al agua de alimentación. Este proceso se conoce como regeneración de calor y se puede usar una variedad de regeneradores de calor para este propósito. A veces, los ingenieros usan el término economizador que son intercambiadores de calor destinados a reducir el consumo de energía, especialmente en caso de precalentamiento de un fluido .
Como se puede ver en el artículo ” Generador de vapor “, el agua de alimentación (circuito secundario) en la entrada del generador de vapor puede tener aproximadamente ~ 230 ° C (446 ° F) y luego se calienta hasta el punto de ebullición de ese fluido (280 ° C; 536 ° F; 6,5MPa) y evaporado. Pero el condensado en la salida del condensador puede tener aproximadamente 40 ° C , por lo que la regeneración de calor en PWR típico es significativa y muy importante:
La regeneración de calor aumenta la eficiencia térmica, ya que una mayor parte del flujo de calor en el ciclo ocurre a temperaturas más altas.
La regeneración de calor provoca una disminución en el caudal másico a través de la etapa de baja presión de la turbina de vapor, lo que aumenta la eficiencia de la turbina isentrópica de LP. Tenga en cuenta que en la última etapa de expansión, el vapor tiene un volumen específico muy alto.
La regeneración de calor provoca un aumento en la calidad del vapor de trabajo, ya que los desagües se encuentran en la periferia de la carcasa de la turbina, donde hay una mayor concentración de gotas de agua.
Regeneración vs. Recuperación de Calor
En general, los intercambiadores de calor utilizados en la regeneración pueden clasificarse como regeneradores o recuperadores .
Regenerator es un tipo de intercambiador de calor donde el calor del fluido caliente se almacena de manera intermitente en un medio de almacenamiento térmico antes de ser transferido al fluido frío. Tiene una ruta de flujo única en la que los fluidos calientes y fríos pasan alternativamente.
El recuperador es un tipo de intercambiador de calor que tiene rutas de flujo separadas para cada fluido a lo largo de sus propios pasos y el calor se transfiere a través de las paredes de separación. Los recuperadores (p. Ej. Economizadores) a menudo se utilizan en ingeniería de energía, para aumentar la eficiencia general de los ciclos termodinámicos. Por ejemplo, en un motor de turbina de gas. El recuperador transfiere parte del calor residual en el escape al aire comprimido, precalentando así antes de ingresar a la cámara de combustión. Muchos recuperadores están diseñados como intercambiadores de calor de contraflujo .
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La turbina de reacción está compuesta de palas móviles (boquillas) que se alternan con boquillas fijas. La turbina de reacción también se conoce como la turbina Parsons. Ingenieria termal
Turbina de reacción – Turbina Parsons
La turbina de reacción está compuesta de palas móviles ( boquillas ) que se alternan con boquillas fijas. En la turbina de reacción, el vapor se expande en boquillas fijas y también en las boquillas móviles. En otras palabras, el vapor se expande continuamente a medida que fluye sobre las cuchillas. Hay pérdida de presión y velocidad en las cuchillas móviles. Las cuchillas móviles tienen una boquilla de vapor convergente. Por lo tanto, cuando el vapor pasa sobre las palas fijas, se expande con la disminución de la presión de vapor y el aumento de la energía cinética.
En las turbinas de reacción, el vapor se expande a través de la boquilla fija, donde la energía potencial de presión se convierte en energía cinética. El vapor de alta velocidad de las boquillas fijas impacta las cuchillas (boquillas), cambia su dirección y experimenta una mayor expansión . El cambio en su dirección y la aceleración del equipo s aplica una fuerza. El impulso resultante conduce las palas hacia adelante, haciendo que el rotor gire. No hay un cambio neto en la velocidad del vapor a través de la etapa, pero con una disminución tanto en la presión como en la temperatura, lo que refleja el trabajo realizado en la conducción del rotor. En este tipo de turbina, las caídas de presión tienen lugar en varias etapas, porque la caída de presión en una sola etapa es limitada.
La característica principal de este tipo de turbina es que, en contraste con la turbina de acción, la caída de presión por etapa es menor , por lo que las aspas se hacen más pequeñas y aumenta el número de etapas . Por otro lado, las turbinas de reacción suelen ser más eficientes, es decir, tienen una mayor “eficiencia de turbinas isentrópicas” . La turbina de reacción fue inventada por Sir Charles Parsons y se conoce como la turbina Parsons.
En el caso de las turbinas de vapor, como las que se usarían para la generación de electricidad, una turbina de reacción requeriría aproximadamente el doble de hileras de palas que una turbina de acción, para el mismo grado de conversión de energía térmica. Si bien esto hace que la turbina de reacción sea mucho más larga y pesada, la eficiencia general de una turbina de reacción es ligeramente mayor que la turbina de acción equivalente para la misma conversión de energía térmica.
Las turbinas de vapor modernas con frecuencia emplean tanto la reacción como el impulso en la misma unidad, variando típicamente el grado de reacción e impulso desde la raíz de la pala hasta su periferia. Las palas del rotor generalmente están diseñadas como una pala de impulso en la podredumbre y como una pala de reacción en la punta.
Compuesto de presión de la turbina de reacción
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El método de composición de presión-velocidad se utiliza en la turbina Curtis. La composición de presión-velocidad es una combinación de los dos tipos de composición anteriores. Ingenieria termal
Compuesto Presión-Velocidad – Turbina Curtis
Turbina Curtis – composición de presión-velocidad
Las etapas de impulso pueden ser compuestos de presión, compuestos de velocidad o compuestos de presión-velocidad . La composición de presión-velocidad es una combinación de los dos tipos de composición anteriores. De hecho, una serie de etapas de impulso compuesto de velocidad se denomina turbina compuesta de presión-velocidad. Cada etapa consta de anillos de cuchillas fijas y móviles. Cada conjunto de anillos de cuchillas móviles está separado por un solo anillo de boquillas fijas. En cada etapa hay un anillo de boquillas fijas y 3-4 anillos de cuchillas móviles (con cuchillas fijas entre ellas). Cada etapa actúa como una turbina de acción compuesta de velocidad.
El vapor que proviene del generador de vapor se pasa al primer anillo de boquillas fijas, donde se expande parcialmente . La presión disminuye parcialmente y la velocidad aumenta correspondientemente. Luego pasa sobre los 3-4 anillos de cuchillas móviles (con cuchillas fijas entre ellas) donde se absorbe casi toda su velocidad. Desde el último anillo de la etapa se agota en el siguiente anillo de boquilla y nuevamente se expande parcialmente.
Esto tiene la ventaja de permitir una mayor caída de presión en cada etapa y, en consecuencia, se necesitan menos etapas, lo que da como resultado una turbina más corta para una caída de presión dada. Puede verse que la presión es constante durante cada etapa; la turbina es, por lo tanto, una turbina de acción. El método de composición de presión-velocidad se utiliza en la turbina Curtis .
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Compuesto de presión – Turbina Rateau – Turbina Zoelly. Una etapa de impulso compuesta por presión es una fila de boquillas fijas seguidas de una fila de cuchillas móviles, con múltiples etapas para la composición. Ingenieria termal
Compuesto de presión – Turbina Rateau – Turbina Zoelly
Turbina Rateau – composición de presión
Una etapa de impulso compuesta por presión es una fila de boquillas fijas seguidas de una fila de cuchillas móviles , con múltiples etapas para la composición. En este tipo, la caída de presión total del vapor no tiene lugar en el primer anillo de la boquilla, sino que se divide entre todos los anillos de la boquilla. El efecto de absorber la caída de presión en etapas es reducir la velocidad del vapor que ingresa a las cuchillas en movimiento. El vapor de la caldera pasa a través del primer anillo de boquilla en el que se expande solo parcialmente . Luego pasa sobre el primer anillo de cuchilla móvil donde se absorbe casi toda su velocidad (momento). Desde este anillo se expulsa hacia el siguiente anillo de boquilla y nuevamente se expande parcialmente. Este método de combinación de presión se usa en las turbinas Rateau y Zoelly, pero estas turbinas son más grandes y de mayor tamaño.
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