Расчет тепловой схемы паротурбинной установки АЭС с реактором ВПБЭР-1000

Подающая и обратная магистрали сетевой воды и относящиеся к ним вспомогательные устройства образуют тепловую сеть. Горячую воду, выходящую с электростанции к потребителю, называют прямой сетевой водой, а возвращающуюся на станцию - обратной сетевой водой.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 - сетевой насос; 2 - основной подогреватель сетевой воды; 3 - пар из турбины; 4 - пиковый подогреватель сетевой воды; 5 - редуцированный пар из парогенерирующей установки или отбора турбины; 6 - подающая магистраль сетевой воды; 7 - тепловой потребитель; 8 - обратная магистраль сетевой воды; 9 - подпиточный насос; 10 - установка подготовки добавочной воды

Рисунок 2.20 - Схема теплоснабжения на АЭС



3. Расчётная схема

Расчётная схема представлена на рисунке 3.1.

ППП - пропароперегреватель; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; ЭУ - эжектор уплотнения; ОЭ - основной эжектор; С - сепаратор; ПГ - парогенератор; Д - деаэратор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос; ПНД - регенеративный подогреватели низкого давления; ПВД - регенеративный подогреватели высокого давления; ОД - охладитель дренажа; ДН - дренажный насос; БОУ - блочноочистная установка; СМ - смеситель

Рисунок 3.1 - Расчётная схема



4. Определение дифференциальных напоров конденсатного и питательного насосов

4.1 Напор конденсатного насоса

Напор конденсатного насоса может быть определён из выражения (13):

?PКН = PД + ??PПНД + ?PОД + ?PОЭ+ЭУ + ?PКО + ?PТР + ?PГЕОД - Pк - PВСКН (13)

где ?PПНД - гидравлическое сопротивление РПНД

?PПНД = (0,06?0,1) МПа, принимаем 0,08;

?PОД - гидравлическое сопротивление в охладителе дренажа

?PОД = (0,03?0,06) МПа, принимаем 0,04;

?PОЭ - гидравлическое сопротивление водяной полости охладителя паровоздушной смеси конденсатора турбины

?PОЭ+ЭУ = (0,05?0,07) МПа, принимаем 0,06;

?PЭУ - гидравлическое сопротивление водяной полости охладителя паровоздушной смеси системы отсоса от уплотнений турбины

?PКО - гидравлическое сопротивление системы конденсатоочистки

?PКО = (0,1?0,7) МПа, принимаем 0,4;

?PТР - гидравлическое сопротивление элементов трубопроводов и арматуры

?PТР = (0,1?0,2) МПа, принимаем 0,15;

?PГЕОД - геодезический напор между осью колеса конденсатных насосов и уровнем в деаэраторе

?PГЕОД = (0,6?1,0) МПа, принимаем 0,8;

PВСКН - геодезический напор на всасе конденсатных насосов

PВСКН ? 0,1 МПа.

?PКН = МПа

X=

Y=

4.2 Напор питательного насоса

Напор питательного насоса определяется исходя из величины давления пара перед турбиной, гидравлических потерь по трассе, геодезического подпора, давления в деаэраторе и др. (выражение 14):

?PПН = Po + ?PПАР + ?PПГ + ??PПВД + ?PТР + ?PГЕОД - PД, (14)

где ?PПАР - гидравлическое сопротивление элементов главного трубопровода и арматуры

?PПАР = (0,1?0,6) МПа, принимаем 0,3;

?PПГ - гидравлическое сопротивление парогенератора

?PПГ = (0,5?0,8) МПа, принимаем 0,7;

?PПВД - гидравлическое сопротивление ПВД

?PПВД = (0,06?0,1) МПа, принимаем 0,08;

?PТР - гидравлическое сопротивление элементов трубопроводов питательной воды

?PТР = (0,1?0,3) МП, принимаем 0,15;

?PГЕОД - геодезический напор между осью колеса питательного насоса и уровнем в сепараторе

?PГЕОД = 0,4 МПа;

?PПН = = 9,04 МПа

X=

Y=

4.3 Напор дренажного насоса

?



5. Определение потоков пара и воды в элементах тепловой схемы

5.1 Определение параметров нагреваемой среды

Параметры нагреваемой среды сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры нагреваемой среды

Точка	Давление P, МПа	Температура t, °С	Энтальпия i, кДж/кг
A	PA = PK = 0,007	tА = tК = PSPk = 39,02 [3, c.14]	163,3 [3, с. 22]
В	PВ = ?PKН1 + PА- ?Pтр *1/12= 0,7145	tB = tA + ? tКН = 39,02 + 2 = 41,02	171,7 [3, с. 32]
С	PС = PВ - ?PБОУ - ?PТР' = 0,7145 - 0,4 - 0,0125 = 0,302 ?PТР' = ?PТР/n = 0,15/12 = 0,0125	tC = tВ + ? tБОУ = 41,02 + 4 = 45,02	188,5[3, с. 32]
D	PD = PC - ?PОЭ - ?PТР' = 0,302 - 0,03 - 0,0125 = 0,2595	tD = tC + ? tОЭ = 45,02 + 4 = 49,02	205,1 [3, с. 32]
Е	PЕ = PD - ?PЭУ - ?PТР' = 0,2595 - 0,03 - 0,0125 = 0,217	tЕ = tD + ? tЭУ = 49,02 + 4 = 53,02	221,8 [3, с. 32]
F	PF = PE + ?PKН1 + ?Pвскн - ?PТР' = 0,217+ 1,69+0,1 - 0,0125 = 1,9945	tF = tE + ? tКН2 = 53,02 + 2 = 55,02	230,2 [3, с. 32]
G	PG = PF - ?PПНД - ?PТР' = 1,9945- 0,08 - 0,0125 = 1,902	tG = tF + ? tПНД = 55,02+ 22,4 = 77,42	324 [3, с. 32]
H	PH = =	tH	IH
K	PK = PH - ?PПНД - ?PТР'= 1,143- 0,08 - 0,0125 = 1,0505	tk = 102,4	429 [3, с. 32]
K'	PK' = PK= 1,0505	tk =tK' = 102,4	429 [3, с. 32]
L	PL = PK= 1,0505	tL = tK =102,4	429 [3, с. 32]
K”	PK” = PK' *0,95= 0,998	tK” = tK'+ ? tОД=102,4+6=108,4	454 [3, с. 30]
M	PM = PL - ?PПНД - ?PТР'= 1,0505-0,0125-0,08=0,958	tM = tL + ? tПНД = 102,4 +22,4 = 124,8	520 [3, с. 36]
N	PN =	tN = tN + ?tCM =124,8+2=126,8	533 [3, с. 36]
O	PO = PN - ?PПНД - ?PТР = 0,978 -0,08 - 0,0125 = 0,855	tO = - 15 = 167,76 -15 = 152,76	643,8 [3, с. 36]
J	PJ =0,03	tJ= 70	292,97
Q	PQ =0,27	tQ= 130	546,3
W	PW= PZ- ?PПН2+ ?Pтр''=9,4-5,695+0,03=3,735 ?Pтр''=?Pтр *1/5=0,15/5=0,03	tW = tZ - ?tПН=220-2=218	934,5
T	PT= PW +?PПВД+ ?Pтр''=3,735+0,08+0,03=3,845	tT = tW - ?tПВД=218-16,08=201,92	861
S	PS= PT +?PПВД+ ?Pтр''=3,845+0,08+0,03=3,955	tS = tT - ?tПВД=201,92-16,08=185,84	788,1
R	PR= Pд +?PПН1 -?Pтр''=0,75+3,345-0,03=4,065	tR = ts - ?tПВД=185,84-16,08=169,76	718,2
P	PP= PR -?PПH1+ ?Pтр''=4,065-3,345+0,03=0,75	tP = tR - ?tПH=169,76-2=167,76	708,4
Z	PZ = ?PПН1 + PR- ?Pтр *4/5-? ?PПВД =5,695+4,065-0,12-0,24=9,4	220	943,7

5.2 Определение параметров греющей среды

Определение параметров греющей среды сведено в таблицу 5.2.

Оптимальная величина минимального температурного напора составляет: для ПНД из латуни, углеродистой стали - 1,5 °C, для ПНД из нержавеющей стали - 3,5 - 5 °C; для ПВД 5 - 7 °C.

Для ПНД1-3принимаем 4 °C, для ПВД принимаем 2 °C,для ПНД4 принимаем 2°C

Таблица 5.2 -Параметры греющей среды

Точка	ДавлениеP, МПа	Температураt, °С	Энтальпияi,кДж/кг
I'' I' I	2,32 2,32 PI=2,32*1,03=2,39	220 219,99 221,56	943,7 2580 2595
II'' II' II	1,69 1,69 PII=1,69*1,04=1,76	203,92 203,89 205,93	870 2549 2555
III'' III' III	1,17 1,17 PIII=1,17*1,05=1,23	187,84 187,81 189,07	796 2508 2512
V'' V' V	0,55 0,55 PV=0,55*1,06=0,583	154,67 210 215	660 2875 2890
VIII'' VIII' VIII VIII'''	0,05 0,05 PV=0,05*1,07=0,055 P=?	81,42 81,35 83,74 =+=83,42	341,5 2515 2525 349
VIб'' VIб' VIб	0,26 0,26 PVI=0,26*1,08=0,28	129 140 148	543,4 2750 2760
VII VII' VII”	0,14 P=0,91*0,14=0,127 0,127	109,32 106,4 106,4	2650 2640 445,8
VI”'	0,26 0,26 P=0,26*1,1=0,28 P=+=0,3	128,8 140 148 t=+=128,8+6=134,6	541 2750 2760 289,77

Таблица 5.3 - Параметры сопряженных точек

Точка	Температураt, °С	Температура?t, °С	Материал
W I''	218 220	2	Углеродистая сталь
T II''	201,93 203,93	2	Углеродистая сталь
S III''	185,84 187,84	2	Углеродистая сталь
O V''	152,76 154,76	2	Углеродистая сталь
G VIII''	77,42 81,42	4	Нержавеющая сталь
Q VIб''	130 134	4	Нержавеющая сталь
VII” K	106,4 102,4	4	Нержавеющая сталь
M VI”	124,8 128,8	4	Нержавеющая сталь

5.3 Составление уравнений материального и теплового баланса по элементам тепловой схемы

Определение потоков рабочего тела в элементах тепловой схемы производится путём решения системы уравнений материального и теплового балансов. Принципиальную тепловую схему блока удобно рассчитывать, выражая потоки пара и воды в долях по отношению к величине свежего пара (выражение 15), т.е.

(15)

где - доля расхода свежего пара или воды (величина безразмерная);

и - расходы соответственно свежего пара и i - го потока пара или воды, кг/с.

5.3.1 Уравнения материального баланса

В любой точке тепловой схемы сумма расходов входящих потоков пара (конденсата) равна сумме расходов выходящих потоков.

Уравнения материального баланса сведены в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Уравнения материального баланса

Точка	Уравнения
	Турбоустановка
а
a'
b
x
c
d=d'
e
	Греющая среда
I'
I”
II'
II”
III'
III''	=
IV'
V'
V''
пндVI'
пндVI”
пндVI”'
VII'
VII”
VIII'
VIII''
VIII'''	=
	Нагреваемая среда
A	+0.01+0.005+0.01=+0.025
B?G	+0.025
H	+0.025+=
K
K''
M
N,O
P,R…W	+-0.005=1.02
	Парогенератор
z

5.3.2 Уравнения теплового баланса

В общем виде уравнение теплового баланса представляет собой равенство теплоты, отданной греющей средой с учётом потерь тепла в окружающую среду, теплоте, полученной нагреваемой средой (выражение16):

(16)

где - коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду, рекомендуется принимать . Принимаем .

ПВД 3



ПВД 2

ПВД 1

Деаэратор

Смеситель 2

80,9=

Смеситель 1

+0.025)324+()349



Охладитель дренажа

ПНД 1

+0.025)



ПНД 2

ПНД 3

ПНД 4



Бойлер

кПа

Доли расхода i - го потока:

кг/с

- энтальпия после смесителя1

- температура после смесителя1

°С - температура, на которую греет смеситель

°С

Проверка: уравнение охладителя дренажа

44,04=44,08

5.4 Определение расхода пара на турбину

Коэффициенты недовыработки электроэнергии характеризует относительное увеличение расхода пара на турбину из-за наличия отбора.

Коэффициент недовыработки электроэнергии паром отборов

- для отборов до сепаратора - пароперегревателя (выражение 17):

(17)

- для отборов после СПП (выражение 18)

(18)

где - энтальпия свежего пара, кДж/кг;

- энтальпия пара при входе в СПП, кДж/кг;

- энтальпия пара после СПП, кДж/кг

- энтальпия пара, отработавшего в ЦНД, кДж/кг;

- энтальпия пара i - го отбора, кДж/кг.

1) Для отборов до СПП



2) Для отборов после СПП:

Расход свежего пара на ЦВД D0, кг/с, находится из уравнения энергетического баланса турбогенератора (выражение 19):

(19)

где W - электрическая мощность турбогенератора, кВт

- механический КПД турбины, учитывающий электрические потери от трения в подшипниках и затраты энергии на систему регулирования и смазки: ;

- КПД электрического генератора, учитывающий электрические и механические потери:

кг/с

т/ч

По данному значению расхода и при мощности 1000 МВт за прототип была выбрана турбина К - 500 - 166-1 с расходом т/ч. Количество турбин 3.

5.5 Определение расходов пара и воды

Расход пара i - го потока Di, кг/с, (выражение 20):

(20)

где - доля i - го потока пара или воды;

D0 - расход свежего пара через ЦВД, кг/с.

Расходы пара и воды сведены в таблицу 5.5

Таблица 5.5 - Расходы пара и воды

Наименование расхода	Величина, (кг/с)
Пар
Паропроизводительность ПГ Dту+ Dут	1487,644
На турбоустановку Dту= Do+ Dупл	1473,364
На промпароперегреватель Dппп	153,517
На цилиндр низкого давления Do - Dппп - Dx - DI - DII - DIII	993,081
На ПВД 1 DII1	51,057
На ПВД 2 DI1	56,892
На ПВД 3 DI	42,304
На деаэратор DIV	18,964
Из промпарапнрегревателя Dппп	153,517
На цилиндр высокого давления Dо - Dппп	1305,257
На ПНД 1 DVII1	20,423
На ПНД 2 DVI1	71,480
На ПНД 3	46,681
На ПНД 4 DV	52,516
На конденсатор турбины De	803,784
На бойлер DV1б	23,1217
На конденсатно-питательный тракт
Расход питательной воды Do, DПН1, DПН2
Расход на конденсатные насосы DКН1, DКН2	819,831
Расход на дренажные насосы DДН	819,831



5.6 Сравнение суммарной мощности потоков пара по элементам тепловой схемы с заданной

Мощность i - го потока пара, проходящего через турбину , кВт

- для потоков пара до СПП (выражение 21):

(21)

- для потоков, проходящих через СПП (выражение ):

(22)

Полная мощность турбогенератора (учитываются мощности, вырабатываемые конденсационным потоком пара, отборным паром и сепаратором из СПП) определяется выражением 22:



, (23)

Погрешность расчёта (не более 0,5%), определяется выражением:



6. Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Общий расход пара на турбину , кг/с, определяется выражением 24:

(24)

где - общий расход пара через ЦВД;

- расход свежего пара на пароперегреватель.

= + 14,59 = 1473,054

Удельный расход пара, кг/кДж, определяется выражением 25:

(25)

где - общий расход пара на турбину , кг/с;

W - электрическая мощность турбогенератора, кВт.

= 1473,054/ 1000000 = 0,001473 (кг/кДж)

= 5,304 ()

Паровая нагрузка парогенерирующей установки , кг/с:

- для моноблока (выражение 26)

(26)

= 1487,334

Расход теплоты турбоустановки на производство электроэнергии (турбинный и машинный зал), кВт определяется выражением 27

(27)



где - общий расход пара на турбину, кг/с;

,-расход и энтальпия добавочной воды. кг/c кДж/кг соответственно.

- энтальпия свежего пара и питательной воды, кДж/кг.

= 1487,334 (2770 - 943,7)-14,59(943,7-100,59) =2704840,499

Расход пара на выработку электроэнергии в случае, при котором внешний отбор тепла осуществляется только в бойлерах , определяется выражением 28:

. (28)

= 2654000

Электрический КПД (брутто) турбоустановки (выражение 29):

. (20-40%). (29)

= 1000000 / 2654000 = 0,377 37,7%

Удельный расход тепла (брутто) (выражение 29):

(30)

= 2654000 / 1000000 = 2,654 (кВт/кВт)

= 9553,753 ()

КПД нетто может быть рассчитан в том случае, если известны расход электороэнергии на каждый электропотребитель турбинного (машинного) зала.

Расход электроэнергии на привод питательных насосов (выражение 31):

. (31)

Расход электроэнергии на конденсатные насосы может быть посчитан (выражение 31):

(32)

где - КПД привода насоса (для конденсатных и питательных насосов можно принять 0,85 - 0,9);

- расход перекачиваемой воды питательных и конденсатных насосов;

- повышение энтальпии воды в питательных и конденсатных насосах.

= 1458,774 кг/с

= 0,562

кг/с

Расход электроэнергии на дренажные насосы. Принимаем напор дренажного насоса приблизительно равным величине давления в точке конденсатного трубопровода, к которой подключена напорная линия этого дренажного насоса.

Принимаем, что повышение энтальпии в дренажном насосе определяется выражением 33:

(33)

где - давление на всасе и на напоре дренажного насоса;

- удельный объём перекачиваемой среды.

[3, c. 9]

Расход электроэнергии при КПД насосов определяется выражением 33:

(34)

Ориентировочно суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки составит:

Доля энергии на собственные нужды турбоустановки (выражение 35):



, (35)

а электрический КПД нетто турбоустановки (выражение 36):

(36)

Показатели тепловой экономичности энергоблока АЭС.

Для этого необходимо учесть потери тепла при транспортировке его от активной зоны до турбоагрегата и расход электроэнергии на собственные нужды станции.

КПД брутто энергоблока определяется (выражение37):

(37)

где - коэффициент, учитывающий потери тепла в реакторной установке, включая тепло, отводимое в системе очистки теплоносителя I контура:

= 0,98, определяется типом реакторной установки;

- коэффициент, учитывающий потери тепла от трубопроводов II контура, включая потери с организованными и неорганизованными протечками пара:

, определяется конструктивным исполнением системы острого пара, типами переменной арматуры и качеством эксплуатации системы;

- коэффициент, учитывающий снижение КПД установки за счёт переменных режимов и уменьшение КПД при работе на пониженных уровнях мощности: , определяется режимами энергоблока;

- коэффициент, учитывающий отклонения в состоянии оборудования (снижение вакуума в конденсаторе за счёт отложения на теплопередающих поверхностях или за счёт присосов воздуха и др.):

;

- коэффициент, учитывающий потери тепла от парогенераторной установки, включая потери с продувочной водой, определяется выражением 38:

(38)

где - величина тепловых потерь в окружающую среду через теплоизоляцию и опоры: ;

Принимаем = 0,98

Необходимая тепловая мощность реактора определяется выражением:

,

где n - число энергоблоков на станции. Принимаем n = 1

Выводы

В курсовой работе были выполнены расчёты тепловой схемы паротурбинной установки ТЭС и АЭС и на основе этих расчётов было:

1) Определено количество ПНД = 4 шт. и количество ПВД = 3 шт.

1) Составлена расчетная схема для установки ВПБЭР - 1000.

2) Составлены уравнения теплового и материального баланса, в результате их решения определены - доли потока i - го потока пара или воды, и соответственно Dо=1458,774 и - расход соответственно свежего пара и i - го потока пара или воды.

3) Построена i - s - диаграмма расширения пара в турбине. Определены показатели тепловой экономичности турбоустановки:

4) - электрический КПД брутто установки = 0,377;

5) - удельный расход тепла брутто = 2,654;

6) - электрический КПД нетто турбоустановки ;

и показатели тепловой экономичности энергоблока АЭС:

- КПД брутто энергоблока ;

- необходимая тепловая мощность реактора кВт.



Список литературы

1 Маргулова, Т.Х. Атомные электрические станции: учебник для вузов/ Т.Х. Маргулова. - М.: Высшая школа, 1978.-360 с.: ил.

2 Безносов, А.В Основное оборудование атомных электростанций с реакторами типа ВВЭР: учебное пособие/ А.В. Безносов [и др.] - Горький: изд. ГПИ им. А.А. Жданова, 1981.- 83 с.

3 Ривкин, С.А. Термодинамические свойства воды и пара/ С.А. Ривкин, А.А. Александров.- М.: Энергия, 1975. - 80 с.: ил.

4 Безносов, А.В. Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки ТЭС и АЭС: указания к выполнению курсовой работы по курсу “Тепловые и атомные электростанции” для студентов 3 - го курса спец. 140404.65, 1404400.65/ НГТУ/ А.В. Безносов, И.В. Каратушина.- Н. Новгород: Нижегородский государственный технический университет, 2008.-35 с.

5 Будов, В.М. Насосы АЭС: учебное пособие для вузов/ В.М. Будов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 408 с.: ил.

Размещено на Allbest.ur

...