Расчёт схемы турбоустановки с одноступенчатым пароперегревателем

2.1 Описание тепловой схемы АЭС с реактором РБМК - 1000 и турбоустановкой К - 500/65 - 3000

При проектировании, монтаже и эксплуатации АЭС важное место занимает полная тепловая схема энергоблока, включающая основное, вспомогательное и резервное оборудование, оборудование для химической подготовки воды очистки конденсата. Сюда следует добавить всевозможную арматуру: запорную, отсечную, регулирующую, обводную, редуцирующую и др.

Мы будем рассматривать только так называемую принципиальную схему, которая включает только главные элементы турбоустановки.

В блоке с каждым реактором устанавливаются две турбины К-500/65-3000. Турбина состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырёх двухпоточных ЦНД. Отборы из ЦВД и ЦНД идут на регенеративные подогреватели, а также на подогреватели сетевой воды и деаэратор. Ступень пароперегревателя обогревается острым паром. Конденсатный насос имеет два подъема: один находится после конденсатора, а второй - после блочной очистной установки и охладителей эжектора уплотнения ЭУ и основного эжектора ОЭ. Все ПНД являются подогревателями поверхностного типа с охладителями дренажа. Дренаж из ПНД каскадно сливается в предыдущие подогреватели а из ПНД1 дренаж поступает в конденсатор. После ПНД5 по ходу конденсата находится деаэратор. После него в схему включены два ПВД.

Деаэрация производится паром третьего отбора. После деаэратора находится питательный насос, подающий питательную воду в барабан-сепаратор. Выпар деаэратора используется в качестве рабочего тела для основного эжектора. Пар для подачи на уплотнения турбины и эжектор уплотнений производится в испарителе, где в качестве греющей среды используется пар 3-го отбора турбины, а греемая среда - питательная вода после деаэратора.

Для отпуска тепловой энергии предусмотрена теплофикационная установка, которая состоит из трех сетевых подогревателей СП1, СП2 и СП3. Нагрев сетевой воды производится за счет пара 8-го, 7-го и 6-го отборов соответственно. Дренаж греющего пара СП каскадно сливается из СП3 в СП2, далее в СП1, а затем в ПНД2.

В связи с тем, что пар к турбине подаётся непосредственно из реактора, машинный зал и деаэраторное отделение включены в зону острого режима, а значительная часть оборудования размещена в герметичных блоках и окружена биологической защитой.

К материалам оборудования и трубопроводам машинных залов АЭС с реакторами РБМК - 1000 в настоящее время применяются такие же высокие требования, как и к оборудованию и трубопроводам реакторной установки. Это приводит к тому, что стоимость технологического оборудования и трубопроводов машинных залов с реакторами РБМК заметно превышает стоимость тех же элементов АЭС с ВВЭР. В последнее время был проведен значительный объём расчетно - теоретических, экспериментальных и проектных работ, связанных с обеспечением безопасности АЭС с реакторами РБМК. В проектах серийных блоков удалось достаточно полно учесть все основные требования современных положений по безопасности АЭС и в то же время найти экономичные технические решения проблемы как в части построения систем аварийного охлаждения реактора, так и в части систем локализации последствий максимальных проектных аварий, к которым относятся разрывы любых, включая самые крупные, трубопроводы контура циркуляции теплоносителя.

3. Расчетная схема турбоустановки

турбоустановка одноступенчатый перегреватель расчет

Расчетная схема турбоустановки представлена на рисунке 3.1.

Рис.3.1. Расчетная тепловая схема турбоустановки К - 500 - 65 / 3000(с двумя ПВД)

4. h, S - диаграмма процесса расширения пара в турбине

Давления и энтальпии в точках отбора пара из турбины приняты по техническим данным турбоустановки К-500-65/3000 при работе на номинальном режиме [2]. Эти данные представлены в таблице 1. По таблице построена h, S - диаграмма процесса расширения пара в турбине, приведенная на рис. 1.2. Давление в конденсаторе: р_к = 4,0 кПа; h_к = 121,4 кДж/кг; h_к = 2554,1 кДж/кг. Потери с выходной скоростью примем равными 25 кДж/кг. Давления в регенеративных подогревателях со стороны греющего пара рассчитываются по давлению в отборах турбин по формуле из [1]:

р = р_{отб r} (1 - р_r) , (1)

где р_r (11-r)/100 -- гидравлические потери в паропроводах, r -- номер подогревателя по ходу конденсата.

В соответствии с давлением в подогревателях по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара [5] найдены температуры насыщения

Таблица 5.2. Параметры пара в отборах турбины

5. Определение необходимого напора насосов конденсатно-питательного тракта

Для составления уравнений теплового баланса теплообменников необходимы значения параметров среды на входе и на выходе. Давление нагреваемой среды в различных точках расчетной схемы определяют по напорам перекачивающих насосов и гидравлическим сопротивлениям установленного в тракте оборудования. Конденсатный насос второго подъема должен создавать напор необходимый для преодоления гидравлического сопротивления системы регенерации: трубопроводов, ПНД и охладителей дренажей. Давление на выходе из КН2 можно рассчитать:

, (2)

где = 0,69 МПа -- давление в деаэраторе; -- суммарное гидравлическое сопротивление всех ПНД с охладителями дренажа; -- гидравлическое сопротивление трубопроводов. Значения гидравлического сопротивления ПНД и охладителей дренажа представлены в таблице 2.

Таблица 6.1. Значения гидравлического сопротивления ПНД

Гидравлическое сопротивление трубопроводов примем равным 0,18 МПа. Тогда необходимое давление на выходе насосов второго подъема будет равно:

=0,69+0,42+0,18=1,29 МПа.

На всасе насоса КН2 необходимо поддерживать давление 0,16 МПа. Необходимый напор, развиваемый насосами:

= 1,29 - 0,16 =1,13 МПа

Конденсатный насос первого подъема должен создавать напор необходимый для преодоления гидравлического сопротивления БОУ, охладителей ЭУ и ОЭ, трубопроводов, и обеспечить необходимое давление на всасе КН2. Давление на всасе КН1 определяется высотой установки насоса относительно конденсатора турбины. Для обеспечения необходимого кавитационного запаса примем высоту Н=2,5 м. Тогда давление на всасе КН1:

=110^-39,812,5 + 0,004=0,0249 МПа.

Примем значения сопротивлений: р_ТР1 = 0,5 МПа -- гидравлическое сопротивление трубопроводов; р_ОЭ = 0,06 МПа -- гидравлическое сопротивление охладителей эжекторов; р_КО = 0,4 МПа -- гидравлическое сопротивление конденсатоочистки; Необходимое давление на выходе насосов КН1:

=0,16+0,5+0,06+0,4=1,12 Мпа

Необходимый напор насоса:

=1,12 - 0,0249 = 1,095 МПа

Питательный насос (ПН) -- двухступенчатый с электроприводом состоит из основного и бустерного насоса. Бустерный насос создает кавитационный запас на всасе основного насоса. Давление на выходе ПН складывается из давления в барабан-сепараторах, гидравлического сопротивления трубопроводов и геодезического подпора, возникающего из-за разницы высот установки БС и ПН. Давление в БС равно 6,87 МПа. Гидравлические сопротивления трубопроводов примем равным 0,12 МПа. Гидравлическое сопротивление каждого ПВД примем по 0.12 МПа Геодезический подпор, при разнице высот установки барабан-сепаратора и питательного насоса равной 20 м:

10^-39,8120 = 0,1836 МПа.

= 6,87 + 0,12+0,24 + 0,184 = 7,414 МПа

= 0,69 + 10^-39,8114 = 0,827 МПа.

Напор, развиваемый ПН:

= 7,834 - 0,827 =6,587 МПа

6. Определение параметров обогреваемой среды на выходе из теплообменников

Давление после конденсатного насоса второго подъёма равно 1,29 МПа

Гидравлическое сопротивление трубопроводов примем равным на всех участках между подогревателями:

МПа

Тогда давления на выходе конденсата из подогревателей:

1,29 - 0,03 - 0,055 = 1,205 МПа

1,205 - 0,03 - 0,098 = 1,077 МПа

1,077 - 0,03 - 0,092 = 0,955 МПа

0,955 - 0,03 - 0,088 = 0,837 МПа

0,837 - 0,03 - 0,087 = 0,72 МПа

7. Определение повышения энтальпии в насосах

Повышение энтальпии в насосах рассчитывается по формуле:

h = р V_{н ср} 10³ / (3)

где р -- напор насоса, МПа; V_{н ср} -- средний удельный объем перекачиваемой воды, м³/кг; -- КПД насоса;

Для конденсатного насоса V_{н ср} = 0,001 м³/кг, для питательного V_{н ср} = 0,0011 м³/кг.

КПД насосов: конденсатный насос -- 86%; питательный насос -- 80%

Полученные значения: для конденсатных насосов: h_КН1 = 1,27 кДж/кг; h_КН2 = 1,31 кДж/кг. для питательного насоса: h_ПН = 8,25 кДж/кг;

8. Составление сводной таблицы параметров пара и воды

В таблице 3 в строке 1 ставятся номера отборов у ЦВД и ЦНД турбин. В шапке таблицы ставятся обозначения подогревателей и других элементов тепловой схемы. Строки 2, 3, 4, 5 -- параметры пара в отборах (давление в отборе, энтальпия в отборе, давление в подогревателе, температура насыщения).

давление отборного пара перед соответствующими подогревателями рассчитывается по формулам:

р_i = р_{отб i} (1 - р_i), (4)

р_i = (11- i)/100, (5)

где i -- номер подогревателя по ходу воды;

Далее заполняется строка 9. Значения давлений воды на выходе из подогревателей рассчитаны в п. 6.

Строка 11 -- значения энтальпии воды на выходе из подогревателей находятся по давлению и по температуре по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара [ ].

Строка 7 -- температура дренажа подогревателей -- рассчитывается по формуле:

Т_{i др} = Т_{i -1 вых} + Т_др,i (7)

где Т_др -- минимальный температурный напор охладителя дренажа, принимается для подогревателей ПНД-1, ПНД-2 ,ПНД-3, ПНД-4 ,ПНД-5 -- 7?С

9. Расчет теплоты для внешних потребителей

В рассчитываемой схеме для внешнего потребления предусмотрена теплофикационная установка для отпуска теплоты в тепловую сеть. Установка состоит из трех последовательно установленных сетевых подогревателей СП1, СП2 и СП3. Температурный график установки принят 70 - 150 С.

Количество теплоты, отдаваемое в теплосеть, определяется по формуле:

(8)

где = 80 ГДж/ч = 22,2 МВт -- мощность теплофикационной установки; -- расход сетевой воды; -- энтальпия сетевой воды на выходе из третьего подогревателя; -- энтальпия сетевой воды на входе в первый. Для определения энтальпии зададимся параметрами сетевой воды: давление на выходе из теплофикационной установки -- 1,5 МПа; потери давления в сетевых подогревателях -- 0,02 МПа; потери в трубопроводах -- 0,01 МПа. Получим

= 1,59 МПа,

Т_вх = 70С,

=294,4 кДж/кг;

р_СП3=1,5 МПа,

Т_вых = 150С,

= 632,8 кДж/кг.

Тогда получим расход = 65,67 кг/с. Запишем уравнения теплового баланса для сетевых подогревателей:

(9)

(10)

(11)

где =0,996, =0,993, =0,990 -- коэффициенты, учитывающие потери теплоты в сетевых подогревателях.

Решая систему уравнений (9-11), получим расходы пара из отборов турбины на теплофикацию:

= 3,6 кг/с, = 3,97 кг/с, = 3,2кг/с.

Полученные результаты вносим в таблицу 3.

10. Составление уравнений теплового и материального баланса элементов тепловой схемы

10.1 Энтальпии в элементах схемы

а) Греющая среда

h₀ = 2777.3 кДж/кг h_дрПП = 1241.2 кДж/кг

h_отб1 = 2610.4 кДж/кг h_дрП7 = 841.8 кДж/кг

h_отб2 = 2589.7 кДж/кг h_дрП6 = 814.8 кДж/кг

h_отб3 = 2544 кДж/кг h_дрД = 694.1 кДж/кг

h_отб4 = 2468 кДж/кг h_дрП5= 583 кДж/кг

h_отб5 = 2390 кДж/кг h_дрП4 = 459.8 кДж/кг

h_отб6 = 2852 кДж/кг h_дрП3 = 379.1 кДж/кг

h_отб7 = 2724 кДж/кг h_дрП2 = 272.1 кДж/кг

h_отб8 = 2596 кДж/кг h_дрП1= 163.4 кДж/кг

h_параС = 2390 кДж/кг h_дрС = 584.1 кДж/кг

h_вхК = 2416 кДж/кг h_выхК = 121.4 кДж/кг

h_выпИ = 2759.2 кДж/кг h_дрИ = 740.2 кДж/кг

б)Греемая среда.

h_выхПП = 2985.6 кДж/кг h_вхПП = 2710.2 кДж/кг

h_выпП7 = 904.2 кДж/кг h_вхП7 = 808.6 кДж/кг

h_выпП6 = 808.6 кДж/кг h_вхП6 = 701.3 кДж/кг

h_выпД = 694.3 кДж/кг h_вхД = 651кДж/кг

h_выхП5 = 651 кДж/кг h_вхП5 = 553.2 кДж/кг

h_выхП4 = 553.2 кДж/кг h_вхП4 = 430.7 кДж/кг

h_выхП3 = 430.7 кДж/кг h_вхП3 = 350.5 кДж/кг

h_выхП2 = 350.5 кДж/кг h_вхП2 = 245.9 кДж/кг

h_выхП1 = 245.9 кДж/кг h_вхП1 = 124.18 кДж/кг

h_дрСП1 = 449.1 кДж/кг

в)КПД элементов схемы

_П7 = 0.99

_П6 = 0.99

_ПП = 0.99

_П5 = 0.988

_П4 = 0.990

_П3 = 0.992

_П2 = 0.994

_П1 = 0.996

_И = 0.99

10.2 Предварительно заданные расходы

Расход свежего пара на турбоустановку D₀ = 896.7 кг/с

Расход пара на СП1 D_СП1 = 3.6 кг/с

Расход пара на СП2 D_СП2 = 3.97 кг/с

Расход пара на СП3 D_СП3 = 3.2 кг/с

Расход дренажа из СП1 D_дрСП1 = D_СП1 + D_СП2 + D_СП3 D_дрСП1 = 10.77 кг/с

Выпар деаэратора D_выпД = 1.59 кг/с

Расход воды на испаритель (пара из испарителя) D_И = 4.52 кг/с

Протечки из уплотнений ЦВД турбины D_уплЦВД = 1.38 кг/с

Протечки из уплотнений РК турбины D_уплРК = 1.33 кг/с

Дренаж эжектора уплотнений D_дрЭУ = 3.62 кг/с

Дренаж основного эжектора D_дрОЭ = 1.22 кг/с

Всас пара через уплотнения ЦНД D_{вс_уплЦНД} = 1.36 кг/с

Повышение энтальпии в питательном насосе h_ПН = 8.25 кДж/кг

Энтальпия после питательного насоса h_ПН = 912.45 кДж/кг

Паросодержание на выходе из ЦВД x₃ = 0.845

10.3 Расчет расхода пара на испаритель.

D_отбИ = D_И * (h_выпИ - h_дрД) * _И / (h_отб1 - h_дрИ) D_отбИ = 5.116 кг/с

10.4 Подогреватель П7

10.5 Подогреватель П6

10.6 Деаэратор

а) Уравнение материального баланса.

б) Уравнение теплового баланса

10.7 Подогреватель П5 (с охладителем дренажа)

Дренаж подогревателя П5.

D_дрП5 = D_отбП5 + D_отб.И

10.8 Подогреватель П4 (с ОД)

Дренаж подогревателя П4.

D_дрП4 = D_отбП4 + D_дрС + D_дрП5

10.9 Подогреватель П3 (с ОД)

Дренаж подогревателя П3.

D_дрП3 = D_отбП3 + D_дрП4

10.10 Подогреватель П2 (с ОД)

Дренаж подогевателя П2.

D_дрП2 = D_отбП2 + D_уплЦВД + D_дрП3 + D_дрСП1

10.11 Подогреватель П1 (с ОД)

Дренаж подогревателя П1.

D_дрП1 = D_дрП2 + D_отбП1

10.12 ЦВД

10.13 Пароперегреватель

10.14 Дренаж сепаратора

10.15 Смеситель

Материальный баланс смесителя.

(D_дрД - D_И ) + D_отб.ПП = D_ПВ

10.16 Материальный баланс конденсатора

10.17 Результат решения балансовых уравнений

D_К = 627.23 кг/с D_дрС = 81.56 кг/с D_дрП3 = 166.73 кг/с

D_отбПП = 180.15 кг/с D_отбП3 = 15.57 кг/с D_дрП2 = 196.56 кг/с

D_отбД = 8.77 кг/с D_отбП2 = 17.67 кг/с D_дрП1 = 219.28 кг/с

D_отбП5 = 32.76 кг/с D_отбП1 = 22.72 кг/с D_дрД = 723.91 кг/с

D_отбП4 = 32.59 кг/с D_дрП5 = 37.0 кг/с D_ПВ = 899.55 кг/с

D_выхЦВД = 541.5 кг/с D_дрП4 = 151.16 кг/с h_ПВ = 971.69 кДж/кг

D_отбП6 = 49.96 кг/с D_отбП7 = 39.52 кг/с

10.18 Баланс питательной воды и пара на турбину

D_ПВ - D₀ = 2.85 кг/с (D_ПВ - D₀) * 100 / D₀ = 0.318%

11. Внутренняя мощность турбины

11.1 Внутреннюю мощность турбины будем определять как сумму мощностей отсеков турбины.

Отсек 1:

Отсек 2:

Отсек 3:

Отсек 4:

Отсек 5:

Отсек 6:

Отсек 7:

11.2 Внутренняя мощность турбины:

кВт

12. Расчетная мощность на клеммах генератора

кВт

13. Гарантированная электрическая мощность

кВт

14. Расход электроэнергии на привод насосов

14.1 Конденсатный насос первого подъёма КН1

кДж/кг

кВт

14.2 Конденсатный насос второго подъёма КН2

кДж/кг

кВт

14.3 Питательный насос ПН

кВт

14.4 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ПТУ.

кВт

15. Расчёт показателей тепловой экономичности

15.1 Расход теплоты на ПТУ для производства электроэнергии

кВт

кВт

15.2 Удельный расход теплоты брутто на производство электроэнергии

q_Э = Q_Э / N_Э q_Э = 2.803 кВт/кВт

15.3 Электрический КПД брутто

_Э = (N_Э / Q_Э) * 100 _Э = 35,68%

15.4 Электрический КПД нетто

_{Э_Н} = (N_Э - N_с.н/ Q_Э) * 100 _{Э_Н} = 35.01%

16.Вывод

В результате расчета был получен КПД без учёта затрат на вентиляцию, на освещение и другие собственные нужды. Данный КПД нетто получился больше чем КПД без подогревателя высокого давления на 3.8 %. Электрическая мощность увеличилась с блока на 160 МВт. Поскольку оборудование конденсатного тракта находится вне защитной оболочки, то расположение двух подогревателей высокого давления на блок возможно без сильных изменений в конструкции и расположении оборудования. Повышение мощности блока на 16% дает еще один плюс, который заключается в уменьшении тепловой мощности реактора для выработки номинальной электрической мощности турбин на блоке. Это позволит увеличить срок службы реактора в тех районах, где увеличение электрических мощностей не требуется. Увеличение на 16% электрической мощности всех 11 блоков с реакторами РБМК составит 1.6 ГВт.

Размещено на Allbest.ru