Разработка, создание и применение на АЭС системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов
Построение принципиальной схемы атомной энергетической установки как объекта управления. Проектирование системы автоматического регулирования ядерного реактора. Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.12.2019 |
| Размер файла | 3,5 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Существуют различные методики определения запаса воды в парогенераторе [22]. Одной из них может быть расчет на основе анализа изменения уровня в ПГ при динамических режимах (со сбросом нагрузки и т.д.).
Зная разность между расходами питательной воды и генерируемого пара за время протекания режима, можно найти массу воды при работе энергоблока на мощности [21, 22]. Трудность этого метода состоит в том, что в настоящее время серийные энергоблоки не оснащены системами измерения расхода пара на паропроводах ПГВ-1000.
Попытка анализа упомянутым методом была предпринята авторами [36]. Проблемой данного подхода является необходимость точного учета количества воды, поступающей в ПГ, и генерируемого пара, произведенного за время протекания режима. Кроме того, необходима высокая точность измерения уровня воды в ПГ. Существующие средства измерения не позволяют провести такие измерения с достаточной точностью в первую очередь из-за погрешности расхода пара, которые корректно работают только при расходах близких к номинальным параметрам, что и отмечена в [23].
3.1.3 Поддержание и регулирование уровня в парогенераторах
Для обеспечения нормальной эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР необходима надежная информация об уровне воды в парогенераторах. Согласно требованиям по эксплуатации парогенератора отклонение уровня воды не должно превышать ± 50 мм от номинального значения в статических режимах эксплуатации и ± 75 мм в переходных динамических режимах.
Схема технологической системы питания ПГ с реакторной установкой ВВЭР-1000 головного моноблока включает в себя.
- основную систему питания, состоящую из двух параллельно включенных деаэраторов ДП-3200, двух питательных турбонасосных агрегатов (ПТН) ПТ 3750-100, двух групп подогревателей высокого давления (ПВД), пускового и основного узлов питания ПГ, трубопроводов питательной воды (по одной нитке на каждый ПГ);
- аварийную систему питания, состоящую из трех баков аварийного запаса обессоленной воды, трех аварийных питательных электронасосов (АПЭН), узла аварийного питания ПГ, трубопроводов аварийного питания ПГ.
Основным источником питания приводных турбин ПТН является пар, отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) главной турбины и отбираемый после сепараторов-пароперегревателей (СПП) с постоянной температурой ~ 248 °С. Давление отбираемого пара переменное и зависит от текущего значения нагрузки турбины. Его значение в рабочем диапазоне нагрузок 1000-500 МВт изменяется от 1,0 до 0,45 МПа. Каждый ПТН в рабочем диапазоне обеспечивает примерно 50 % текущей нагрузки энергоблока, поскольку номинальное значение мощности приводных турбин при работе от СПП достигается только при номинальной мощности главной турбины.
Система автоматического регулирования питания парогенераторов включает в себя регулятор производительности ПТН и регуляторы питания ПГ.
Регулятор производительности турбопитательного насоса поддерживает заданный перепад давлений между коллекторами с точностью ±0,01 МПа. Для улучшения качества регулирования в динамических режимах на регулятор производительности ПТН, кроме описанного сигнала по перепаду давления на регулирующем питательным клапаном (РПК), поступают следующие сигналы.
- суммарный сигнал, характеризующий тепловую нагрузку ПГ;
- суммарный сигнал по расходу питательной воды за насосами ПТН.
Регуляторы питания ПГ поддерживают соотношение (материальный
баланс) свежего пара и питательной воды путем воздействия на РПК соответствующего ПГ с использованием следующих сигналов.
- уровня воды в ПГ;
- расхода питательной воды на ПГ;
- сигнала, характеризующего тепловую нагрузку ПГ.
Из трех типов сигналов, поступающих на регуляторы питания и производительности ПТН, наиболее надежен и достоверен сигнал по расходу питательной воды.
В состав регулятора питания входят пуско-остановочные регуляторы (ПОРП) и основные.
Основной регулятор питания (ОРП) предназначен для поддержания заданного уровня в парогенераторах, что обеспечивает соответствие между расходами пара на турбину и расходом питательной воды. Функциональная схема ОРП (рис. 3.4) реализована по трёх импульсной схеме с сигналами по уровню в ПГ (L), расхода питательной воды в ПГ (Gпв) и расходу пара, генерируемого ПГ ().
Регулирование уровня в ПГ регулятором осуществляется непосредственно в зависимости от знака рассогласования регулятора(). При положительном или отрицательном рассогласовании выдаются импульсные команды кратностью 0,1 с на открытие или закрытие РПК (МЛ 1801-02).
(3.1)
где - заданное значение уровня в ПГ; i - номер парогенератора; - величина сигнала обратной связи ОРП, определяемая по формуле (3.2);
(3.2)
где коэффициенты - являются настроечными параметрами; - расчетное значение уровня в ПГi определяется по текущему значению уровня в по формуле (3.3).
(3.3)
() - расчетное значение сигнала расхода пара, генерируемого ПГ, определяемое по формуле (3.4):
(3.4)
(3.5)
где =0,9578, =0,1808, k3, k4 - коэффициенты; - разность температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ;
- корректирующее значение температуры питательной воды за ПВД, для компенсации неравномерности по уровню в ПГ.
(3.6)
(3.7)
где (GBi) - расчетное значение сигнала расхода питательной воды, определяемое по демпфированному значению сигнала расхода питательной воды ()
Рис 3.4 Функциональная схема ОРП ПГВ-1000
Изменение параметров динамической настройки в ОРП производится автоматически при отключении регуляторов производительности ТПН и увеличении небаланса основных регуляторов питания ПГ более 4%.
Основные регуляторы питания парогенераторов обеспечивают поддержание уровня воды в ПГ в нормальных эксплуатационных режимах с точностью ± 50 мм по уровнемерам с базой 1000 мм.
Пуско-остановочный регулятор питания (ПОРП) предназначен для поддержания заданного уровня воды в парогенераторах в режимах пуска и останова энергоблока. Функциональная схема ПОРП (рис. 3.5) обеспечивает автоматическое повышение уровня до верхнего предела в режиме расхолаживания.
Рис 3.5 Функциональная схема ПОРП ПГВ-1000
Рассогласования регулятора () определяется по формуле (3.1). Величина сигнала обратной связи ПОРП, определяемая по формуле (3.8)
(3.8)
где - сигнала положения и сигнал смещения РПК соответственно.
Программы реализации блокировок и переключения режимов регулятора ПОРП тесно взаимосвязаны с ОРП.
Автоматическое включение ПОРП в режим «работа» происходит при наличии одного из следующих условий;
- полное закрытие основного РПК и перепаде температур дг холодной и горячей ниток на циркуляционной петле меньше 8 °С;
- расход питательной воды на ПГ меньше 300 т/ч и перепаде температур холодной и горячей ниток на циркуляционной петле меньше 8 °С.
Регулятор ОРП автоматически включается в режим «работа» при увеличении расхода питательной воды в ПГ от 300 до 1470 т/ч и отсутствии условий для работы ПОРП. При этом ПОРП переключается в «стерегущий» режим.
3.2 Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока
На ранних сериях энергоблоков с ВВЭР-1000 и, в частности, на энергоблоке № 1 (проект В-302) Южно-Украинской АЭС была применена трехимпульсная схема автоматического регулирования питания ПГ, аналогичная схеме, применяемой на энергоблоках ТЭС, включающая в себя сигналы по расходу свежего пара из ПГ, расходу питательной воды на ПГ и уровню в ПГ [14, 24]. Сигналы по расходу свежего пара и питательной воды определяют материальный баланс ПГ, сигнал по уровню является корректирующим. Задающим сигналом является сигнал по расходу свежего пара, измеряемый датчиком перепада давления, подключенным к расходомерному дроссельному устройству, установленному на главном паропроводе каждого из четырех ПГ.
Основное назначение этих расходомерных дроссельных устройств на блоке состоит в формировании сигнала защиты в аварийных ситуациях от превышения расхода свежего пара из ПГ сверх допустимых значений. Однако, наличие расходомерных дроссельных устройств на главных паропроводах является нежелательным фактором, так как в связи со сравнительно низким номинальным давлением (60 МПа) пара перед турбиной любая дополнительная потеря давления в паропроводах от ПГ до РКТ снижает экономичность работы энергоблока.
Поэтому при проектировании унифицированных энергоблоков с ВВЭР- 1000 с целью уменьшения гидравлического сопротивления парового тракта расходомерные дроссельные устройства, на главных паропроводах, были исключены. Защиту от повышения расхода свежего пара из ПГ сформировали на базе сигналов по скорости падения давления и величине снижения давления пара в ПГ, а в качестве задающего сигнала в схеме автоматического регулирования питания ПГ, вместо расхода свежего пара, использован сигнал по разности температур теплоносителя в горячих и холодных нитках циркуляционных петель. Однако, в связи с отсутствием опыта эксплуатации САР питания ПГ с данным задающим сигналом в конечном итоге на энергоблоке №2 (проект В-338) ЮУАЭС была смонтирована раннее опробованная и хорошо зарекомендовавшая себя схема с задающим сигналом по расходу свежего пара, измеряемым датчиком перепада давления, подключенным к расходомерному дроссельному устройству.
Для сравнительной оценки качества регулирования обеих схем был выбран наиболее характерный режим динамического возмущения: отключение одного из четырех работающих ГЦН, при которых возникают наибольшие отклонения уровня в ПГ в зависимости от действия задающего сигнала.
Выполненные сравнительные динамические испытания и проверки работы схем автоматического регулирования питания ПГ энергоблоков с ВВЭР-1000 с задающими сигналами по расходу свежего пара и разности температур теплоносителя горячей и холодной нитки циркуляционной петли показали, что качество регулирования уровней в ПГ при стационарных режимах и небольших возмущениях практически одинаково. В переходном процессе в ПГ в режиме отключения ГЦН (рис. 3.6) увеличение уровня со схемой (по ) происходит примерно на 60%, а в режиме сброса паровой нагрузки в 2 раза больше, чем в ПГ со схемой по (). Абсолютные увеличения уровней в сравниваемых ПГ в переходных процессах не достигают предельно допустимых значений.
Рис. 3.6 Сравнительные испытания САР питания ПГ-1,3 блока ИЮУАЭС с различными схемами задающего сигнала характеризующего тепловую нагрузку ПГ в переходных процессах при отключении одного ГЦН
- расход пара из ПГ; - расход пит.воды на ПГ; - разность температур теплоносителя петли; схема №1 - сигнал, характеризующий тепловую нагрузку ПГ, сформированный по перепаду температур теплоносителя; схема №2 - сигнал сформированный по расходу свежего пара.
Таким образом, в переходных процессах с большими возмущениями схема автоматического регулирования питания ПГ с задающим сигналом по разности температур теплоносителя (), уступает по качеству регулирования в схеме с задающим сигналом по расходу свежего пара. Это объясняется, прежде всего, достаточно большой инерционностью схемы с сигналом (по ). Кроме этого недостатка схема с сигналом (по ) обладает также и меньшей надежностью. Так, при выходе из строя одной из восьми термопар (по две термопары на петлю) на регулятор питания будет поступать сигнал, вызывающий его ложное срабатывание, что может привести к останову блока. К аналогичному результату может привести и «опрокидывание» перепада при отключении петли.
В настоящее время формирование сигнала по разности температур теплоносителя производится путем встречного соединения термопар «горячей» и «холодной» ниток петли в источнике компенсации сигнала с последующей передачей полученного сигнала на нормирующий преобразователь от 0°С до 50°С.
Несовершенство данного сигнала, особенно, проявляется при работе блока с одним или более отключенными ГЦН, так как не учитывается расход теплоносителя через ПГ работающих петель. Для учета этого обстоятельства на Ровенской АЭС, а позднее на блоках №1,2 Калининской АЭС была усовершенствована схем САР питания и производительности ПТН. Регулятор производительности ПТН выполнен по сигналам корня квадратного из разности давлений в питательном и главном паровом коллекторе (ГПК) с задающим сигналом по максимальной разности температур теплоносителя на входе и выходе ПГ (). Результаты промышленных испытаний усовершенствованной схемы регулирования питания и производительности ПТН при отключении одного ГЦН из четырех работающих приведен на рис. 3.7. Изменение уровня воды в ПГ работающих петель начинается через 15-20 с.. Величина и скорость снижения уровня в 1,5 раза меньше по сравнению с предыдущим опытом.
Реализация этого предложения тесно связана с фактором, влияющим на надежную работу САР питания в части аппаратной реализации схем регулирования.
Турбины, поставляемые ХТЗ, комплектуются АСУТ-1000, представляющей собой свободно перепрограммируемую высоконадежную систему управления. Внесение изменений в нее представляет собой достаточно быструю и простую операцию перепрограммирования.
Рис. 3.7 Переходные процессы модернизированной САР питания ПГ и производительности ПТН при отключении одного ГЦН из четырех работающих на уровне мощности 100%
- расход питательной воды на ПГ; - разность температур теплоносителя на ПГ по первому контуру; - перепад давления на ПГ; Нпг - отклонение уровня воды в ПГ от номинального (по УСО с базой 1000 мм); схема №1 (проектная) - сигнал, характеризующий тепловую нагрузку ПГ, сформированный( по ); схема №1а (модернизированная) - сигнал, сформированный как произведение ().
В случае же систем автоматического регулирования, реализованных на комплексах средств регулирования - Каскад, как это имеет место на Хмельницкой АЭС, изменение схемы требует установки дополнительных блоков и перемонтажа, что в конечном счете, ведет к уменьшению надежности всей системы, ибо выход из строя любого блока приводит к отказу всей системы.
Поэтому усложнение схемы регулирования питания, приводящее к уменьшению надежности и не устраняющее основного недостатка - инерционности сигнала по перепаду температур нецелесообразно. Лучшим решением является возврат к сигналу по расходу генерируемого пара.
В существующей системе автоматического регулирования уровня воды в парогенераторах (ПГ) энергоблоков с ВВЭР-1000 используется входной сигнал по расходу генерируемого пара. Этот сигнал формируется косвенным способом по разности температуры теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ. Такой способ косвенного определения расхода генерируемого пара имеет существенный недостаток, заключающийся в его инерционности, которая особенно значительно проявляется в переходных режимах. Инерционность сигнала по разности температур, как уже было отмечено ранее, нарушает материальный баланс (вода-пар) и приводит к перепитке (переполнению) ПГ, отклонению уровня, захолаживанию нижней части корпуса. Таким образом, целесообразно и необходимо использовать прямое, безынерционное измерение расхода пара в качестве задающего сигнала в системе регулирования питания ПГ.
Измерение расхода пара с помощью расходомерных диафрагм связано с наличием недопустимых необратимых потерь. Кроме того, установка расходомерных диафрагм требует использования крупногабаритных фланцевых разъемов.
На основании вышеизложенного, с целью повышения надежности, безопасности и экономичности работы парогенерирующего оборудования АЭС были сформулированы следующие задачи исследования:
1. Разработка устройства (системы) для прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000, отвечающего следующим требованиям:
- обеспечение минимальных гидравлических потерь давления в паропроводе;
- обеспечение линейной зависимости между расходом пара и выходным токовым сигналом;
- минимальная инерционность измерения;
- независимость от влажности пара в допустимых пределах измерения;
- независимость от изменения давления в паропроводе в допустимых пределах измерения;
- конструктивная простота и эрозионная стойкость;
- легкость установки и демонтажа (замены) в случае необходимости;
- измеряемый сигнал (перепад давления) с токового преобразователя должен быть достаточным по величине для его регистрации во всем диапазоне изменения мощности реактора;
- блок обработки измерительных сигналов такого устройства должен обладать повышенной надежностью и быстродействием.
2. Проведение испытаний головного образца устройства (системы) измерения расхода пара на полномасштабном стенде и подтверждение проектных технических характеристик измерительной системы в требуемом диапазоне изменения скорости и давления пара.
3. Проведение и анализ результатов промышленных испытаний устройства (системы) измерения расхода пара в стационарных, переходных и динамических режимах работы на энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000 для определения возможности внедрения устройства (системы) прямого измерения расхода пара в схему автоматического регулирования уровня воды в парогенераторе.
4. Разработка рекомендаций для использования прямого измерения расхода пара на парогенераторах ПГВ-1000.
3.3 Основные требования к системе измерения
Расходомерные оборудование предназначено для измерения расхода острого пара с целью получения сигнала управления для регулирования уровня воды в парогенераторе [54]. Этот сигнал должен заменить используемый в настоящее время сигнал по разности температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ, который характеризуется очень большой задержкой (около 30 с). Этот сигнал будет использован для системы регулирования уровня.
3.3.1 Требования к расходомерному устройству
1. Расходомерные устройства должны отвечать требованиям, изложенным в выводах главы 1 настоящей работы.
2. Расходомерное устройство для измерения расхода должны быть установлены в трубопроводе, отводящим острый пар из парогенератора на участке между парогенератором и патрубками до предохранительных клапанов. Трубопровод острого пара расположен в промежуточном зале между реакторным зданием и турбинным залом. В соответствии с требованиями ПНАЭ Г-1-011-97 (ОПБ-88/97) [27] трубопроводам острого пара присвоен класс безопасности 2, и отнесены к группе «В», а в соответствии с методами контроля качества сварных соединений - к категории Illa. (Вышеотмеченная классификация «2В» Illa означает следующее: расчетное давление превышает 5,0 МПа, арматура, отнесенная к классу безопасности 2 согласно ОПБ-88/97 (группа 2 в соответствии с «Правилами для ядерных энергетических установок»), работающая в контакте с теплоносителем (активность менее чем 10'5) и надежна в процессе эксплуатации).
3. Расходомерное устройство должно быть изготовлено и зафиксировано на трубопроводе таким образом, чтобы отсутствие механического резонанса было гарантировано во всем диапазоне измерений.
4. Расходомерные устройства должны быть изготовлены так, чтобы обеспечить работоспособность в диапазоне расхода от 0 до 1540 т/ч с требуемой точностью.
5. Конструкция внутренних и наружных поверхностей расходомерных устройств должна позволять полное удаление отложений, продуктов коррозии, пыли и других примесей.
6. Расходомерное устройство должно быть установлено в паропроводе таким образом, чтобы могла быть легко удалено и вновь установлено. Патрубок расходомерного устройства должен соединяться с паропроводом сварным швом только со стороны зондового ответвления.
7. Если сварные соединения имеются на самих патрубках и на расходомерном устройстве, то необходимо проведение гидравлических испытаниях на прочность, контроле методами проникновения магнитных частиц и рентгенографию сварных швов.
8. Для каждого расходомерного устройства в качестве первичного измерительного преобразователя перепада давления в электрические сигналы установлены по три преобразователя разности давления (требования о трех независимых каналах измерения).
3.3.2 Требования к схеме измерения
1. Конструирование, изготовление, проведение испытаний, эксплуатация и обслуживание системы измерения расхода пара (СИРП) должно осуществляться в соответствии с требованиями и критериями, установленными следующими стандартами (ПНАЭ Г - Правила и нормы для атомной энергии,
ГОСАТОМНАДЗОР.) [26,27]. Согласно требованиям ПНАЭ Г-1-011-89 (ОПБ-88/97) системе измерения присвоен класс безопасности 3, согласно требованиям ПНАЭ Г-7-008-89 присвоена группа «С».
2. Точность всего комплекта оборудования для измерения расхода должна быть в пределах 4-х % от полной шкалы
3. Измерение величины расхода в зависимости от изменения давления в системе СИРП должно осуществляться с помощью компьютера с использованием блока обработки данных.
Блок обработки данных должен соответствовать требованиям комплекта конструкторских документов согласно OTT 08042462, ГОСТ 12997, ОСТ 920400, а именно:
- блок обработки данных должен размещаться, и устанавливаться в помещениях технических средств автоматизации, периодически обслуживаемых, и относится к 5 группе по размещению в соответствии с «Общими техническими требованиями, Приборы и средства автоматизации для атомных станций. OTT 08042462»;
- блок обработки данных относится к III группы исполнения по устойчивости к помехам и должен обеспечивать надежную эксплуатацию в электромагнитной обстановке средней жесткости согласно ГОСТ Р 50746-2000;
- блок обработки данных относится ко II категории сейсмостойкости по НП-031-01 и должен сохранять технические характеристики после сейсмического воздействий до 6 баллов по шкале MSK-64;
- обработка данных по свойствам воды и пара в этом блоке должна соответствовать справочникам термодинамическим свойствам указанных сред [28,29];
- в рабочем интервале выходной токовый сигнал должен имеет линейную зависимость от расхода пара.
3.4 Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000
С целью обоснования выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000 были рассмотрены различные существующие методы и схемы измерения расходов теплоносителя.
Основной параметр пара генерируемого в парогенераторе - расход, который необходимо измерять, а также параметры работы ПГ представлены в таблице 2.1.
Табл. 2.1
Основные параметры ПГ в номинальном режиме работы блока
|
Наименование |
Значение |
Размерность |
Источник |
|
|
Тепловая мощность |
750+53 |
МВт |
[36] |
|
|
Паропроизводительность |
408,33±28,9 1470+104 |
кг/с т/ч |
-- |
|
|
Диаметр трубопровода острого пара |
630x25 |
мм |
-- |
|
|
Давление теплоносителя первого контура на входе в ПГ |
15,6910,29 |
МПа |
-- |
|
|
Температура теплоносителя первого контура на входе в ПГ |
320±3,5 |
°С |
-- |
|
|
Температура теплоносителя первого контура на выходе из ПГ |
289,7±2,0 |
°С |
-- |
|
|
Средне логарифмический температурный напор |
24,7 |
°С |
-- |
|
|
Давление генерируемого пара |
6,27±0,19 |
МПа |
-- |
|
|
Температура генерируемого пара |
278,6 |
°С |
-- |
|
|
Номинальный весовой уровень (от низа ПГ) |
2,25±0,05 |
м |
[37] |
|
|
Номинальный физический уровень пароводяной смеси (от низа ПГ) |
2,550±0,05 |
м |
-- |
|
|
Величина непрерывной продувки ПГ по второму контуру (от паропроизводительности) |
0,5 |
% |
-- |
|
|
Влажность пара на выходе из ПГ |
<0,2 |
% |
[36] |
Существующие известные методы измерения расходов различных сред можно разделить на две основные группы: физические и гидродинамические методы. К первым относятся: ультразвуковой, электромагнитный, флуктуационный, вибрационный, тепловые и силовые расходомеры, расходомеры обтекания. Описание этих методов изложено [32-43].
Ко второй группе относятся стандартные сужающие устройства и напорные трубки (зонды) [43-52].
Рассмотрение вышеназванных методов показало, что с учетом требований к расходомерному устройству и системе измерений, изложенных выше, наиболее подходящим для условий измерения расхода пара в парогенераторах ПГВ-1000 является гидродинамический метод с помощью напорных трубок, устанавливаемых в паропроводах.
Рассмотрим более подробно известные конструкции напорных трубок.
Трубка типа Пито с продольным обтеканием потока (рис. 3.). Эти трубки измеряют скоростной напор (динамическое давление), как разность полного давления рп потока набегающего на приемное отверстие трубки и статического давления рс, которое для трубки Прандтля, измеряется на боковой стенке трубки, а для трубки Пито на стенке трубопровода.
Рис 3.8 Дифференциальная трубка Пито
Скорость потока в трубопроводах в этом случае определяется формлой
(3.9)
где - поправочный коэффициент (определяется опытным путем);
w - скорость набегающего потока, м/с;
р - плотность среды, кг/м ;
рп - давления набегающего потока, Па;
рс - статического давления, Па.
Здесь следует отметить, что как бы не удачна была конструкция трубки, скоростной напор измеряется не вполне точно. Поэтому в правую часть вводят поправочный коэффициент .
В промышленности и в лабораторных условиях широкое применение получили напорные трубки с поперечным обтеканием потока [49,51] (рис. 3.9). При исследовании циркуляции воды в паровых котлах в свое время были разработаны и применены трубки ЦКТИ и ВТИ [50-51].
Эти трубки выгодно отличаются от предшествующих типов напорных измерительных трубок относительно более легким изготовлением, простотой их монтажа и надежностью в эксплуатации.
Наиболее полные исследования напорных измерительных трубок были проведены во «Всесоюзном теплотехническом институте» (ВТИ) [51]. На базе трубок ВТИ в «ЭНИЦ» была разработана пневмометрическая трубка специальной конструкции применительно к паропроводу ПГВ-1000.
В основе использования в качестве измерителя расхода пневмометрических трубок лежат известные закономерности распределения давления на поверхности неподвижного стрежня, обтекаемого турбулентным поперечным потоком среды [84]. В «кормовой» зоне такого стрежня появляется вихревая зона с «пониженным» давлением. В «лобовой» зоне появляется область максимального давления. Разность давления между этими зонами приближенно пропорциональна скоростному напору.
а б
Рис 3.9-Конструкции пневмометрически х трубок. а) - осредняющая трубка; б) - измерительная трубка типа ВТИ
1 - трубопровод; 2 - камера «низкого» давления; 3 - камера «высокого» давления; 4, 5 - «минусовые» и «плюсовые» импульсные линии; Ж" - скорость потока среды (пара); Д Л, 6 - диаметр, радиус и толщина стенки трубопровода.
Этот перепад давления используется в качестве первичного импульса при определении скорости (расхода) потока. На рисунке 3.10 показано распределение относительного давления по окружности омываемого цилиндра в автомодельной области турбулентного движения. Разность давления между «лобовой» и «кормовой» точками окружностями в этом случае примерно в 2 раза превышает скоростной напор набегающего потока жидкости, что выгодно отличает ее от трубки Пито.
По литературным данным [51] также известно, что коэффициент сопротивления () для цилиндров конечной длины при поперечном обтекании остается практически постоянным в широком диапазоне чисел Re (область автомодельности).
Рис. 3.10 Распределение относительного давления по окружности поперечно обтекаемого неподвижного стержня
Минимальное значение числа Re, после которого коэффициент сопротивления () не изменяется, находятся в пределах от 3x103 до 20x103 в зависимости от относительных размеров измерительной трубки l/d (где - длина, d-диаметр обтекаемого цилиндра).
Принимая во внимание постоянство значения = const и используя для определения скорости потока формулу Дарси, получаем выражение (3.10)
(3.10)
где - коэффициент расхода пневмометрической трубки;
- также является постоянной
- коэффициент сопротивления трубки.
В качестве примера на рис. 3.11. показаны зависимости коэффициенты расхода трубок ВТИ от чисел Re.
Рис. 3.11 Коэффициент расхода измерительных трубок ВТИ, установленных на горизонтальных участках труб [51]. а) - диаметр трубы 55 мм; б) - диаметр трубы 94 мм
Расходомерные трубки типа ВТИ и ЦКТИ могут иметь разную форму об- текания: плоскую, остроконечную и.т.д. Однако наиболее простой с точки зрения изготовления, монтажа, эксплуатации и измерения является трубка ВТИ круглого сечения. Кроме того, результаты проведенных исследований трубок ВТИ при наличии различных возмущений потока, показали возможность установить минимальные значения относительных длин зон влияния местных возмущений (), после которых пропадает их влияние. Эти минимальные значения относительных длин для участков от поворота трубы до измерительной трубки составляет()=3 и после ее до поворота ()=2, что весьма сильно отличает от стандартных измерительных устройств. Показания пневмометрической трубки практически не изменяются при отклонении оси воспринимающих отверстий от оси потока на угол до ± 7°.
Существуют также расходомерные трубки более сложной конструкции. Так в литературе [50] приводится описание конструкции и технические характеристики расходомеров высокой точности РгоВаг и Mass ProBar разработанного корпорацией «Dieterich Standard Inc» (DSI, США). Основной элемент расходомера - осредняющая трубка Annubar Diamond (сенсор) имеет в поперечном сечении форму ромба с острыми боковыми гранями и закругленными передней и задней кромками, что обеспечивает фиксированную точку отрыва потока измеряемой среды. По мнению разработчиков, это позволит уменьшить флуктуацию статического давления за сенсором. Сенсор захватывает всю ширину трубы (D) и воспринимает профиль потока через сенсорные отверстия расположенные пропорционально диаметру трубы.
Аналогичная конструкция датчика расхода на базе осредняющей трубки разработана совместно с компанией «Emerson Process Management» и «Промышленной группой «Метран» (рис. 2.3а). Минимальное значение числа Re для такой пневмометрической трубки составляет 12х103.
В заключении, необходимо отметить следующие основные преимущества напорных измерительных трубок и, в частности специальной конструкции трубок ВТИ, которые обусловили выбор этих трубок в качестве измерителей расхода пара в паропроводе ПГВ-1000 это [54]:
- простота изготовления и установки в трубопроводе через одно отверстие;
- минимальная вероятность утечки измеряемой среды;
- более низкие потери давления и меньшие длины прямолинейных участков по сравнению с расходомерами на базе сужающих устройств (диафрагм, сопел);
- высокая надежность, отсутствие подвижных частей;
- низкая стоимость обслуживания;
- достаточная и долговременная точность и стабильность характеристик.
В тоже время следует отметить, что напорные трубки не являются стандартизованными устройствами и требуют предварительной калибровки.
3.6 Выбор и оптимизация схемы измерения расхода
Разработка (выбор элементов системы и оптимизация) схемы измерения расхода пара в паропроводе парогенераторов ПГВ-1000 осуществлялась в соответствии с требованиями и критериями, выдвинутыми к измерительной системе.
Основным элементом системы измерения является пневмометрическая трубка специальной конструкции, которая устанавливается в трубопровод, на участке между парогенератором и патрубками предохранительных клапанов. Принципиальная схема измерения расхода пара от парогенератора представлена на (рис. 4.2) [54]. Она состоит из: пневмометрической трубки (первичный датчик) (2), датчик перепада давления (3), датчик давления в паропроводе (4) и блока вычисления КТ1 (5).
Система измерения расхода пара в паропроводе работает следующим образом. При обтекании турбулентным потоком пара в «лобовой» зоне измерительной трубки перепада давления (3), образуется область повышенного давления. В «кормовой» зоне измерительной трубки (2) образуется вихревая область с «пониженным» давлением. Перепад давления между «лобовой» и «кормовой» областями по кольцевому и цилиндрическому каналу поступает по импульсным трубкам (8) и (9) к датчику перепада давления (3) (см. рис. 3.12).
Рис. 3.12 Принципиальная схема измерительного канала системы измерения расхода пара. 1 - паропровод Ду580; 2 - пневмометрическая трубка; 3 - датчик перепада давления (АР); 4 - датчик давления в паропроводе (Р); 5 - блок вычисления КТ1; 6 - запорная арматура; 7-блок питания (БП); 8, 9- импульсные линии; 10-отбор давления; г.у. - горизонтальный участок
В измерительной схеме трассировка импульсных линий (8,9) имеет «горизонтальные» участки (г.у.) не менее 500 мм в месте подключения к трубке (2). Такие «горизонтальные» участки надежно обеспечивают конденсацию пароводяной смеси, выполняя функцию зоны «термостабилизации». Отбор давления пара в паропроводе тю импульсной трубке (10) подается к датчику давления (4). В качестве датчиков давления и перепада давления (4, 3) используются преобразователи типа «Сапфир» или «Метран» с диапазон изменения выходных токов 0-5 мА или 4-20 мА. Требуемое предельное значение преобразователей давления и перепада давления выбирается в соответствии с ГОСТ 18140-77 по известным значениям максимального давления в паропроводе и максимального перепада давления на измерительной трубке.
Токовые сигналы от датчиков перепада давления (3) и давления (4) поступают в микропроцессорный блок вычисления (5). В микропроцессорном блоке (5) производится расчет выходного сигнала линейно пропорциональный расходу пара (Gпap) в паропроводе. Кроме того, микропроцессорный блок (5) по своим технологическим возможностям осуществляет автоматическую коррекцию выходного тока при изменении давления в паропроводе.
На энергоблоках АЭС с АСУТП нового поколения функции блока КТ1 могут быть реализованы на программных технических комплексах (ПТК) системы верхнего блочного уровня (СВБУ) [59].
Подробное описание предложенного алгоритма корректировки выходного сигнала при изменении рабочего давления в ПГ.
3.6 Выбор конструкции пневмометрической трубки для паропровода парогенератора ПГВ-1000
При измерении расхода пара в паропроводе ПГВ-1000 диаметром Ду 580 мм (0,58 м) при номинальной паропроизводительности ПГ (1470 т/ч) и средней скорости пара W*=41,l м/с значение числа Re составит
(3.11)
т.е. более чем на три порядка больше Re min. Таким образом, зона автомодельности, где измеряемый перепад давления с помощью пневмометрической трубки будет зависеть только от паропроизводительности ПГ, охватывает практически весь диапазон ее изменения от минимального контролируемого уровня мощности до номинального значения.
Измеряемая пневмометрической трубкой скорость потока является местной скоростью непосредственно в зоне измерения. Для определения расхода по формуле (3.10) необходимо знать значение средней скорости по сечению трубы. Для турбулентного режима течения, как известно из литературных источников [52,53] профиль скорости в трубопроводе имеет вид рис. 3.13.
Рис. 3.13 Профиль скорости потока при турбулентном течении в круглой трубе
На этом рисунке по вертикальной оси отложена безразмерная величина r/R, где r- расстояние от стенки трубы, R - радиус трубы, а по оси абсцисс отложено отношение скорости к средней скорости потока
Между средней скоростью и местной скоростью потока в центре трубы , где она имеет максимальное значение, существует соотношение.
(3.12)
где - коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного поля потока в трубе. Для круглой трубы по рекомендации [51] коэффициент изменяется от 0,8 до 0,86 при изменении Re от до.
На основании [52] средняя скорость потока в трубопроводе достигается на расстоянии от стенки трубы
При наличии измерительной трубки в паропроводе проходное сечение его несколько сужается, вследствие чего искажается и измеряемая скорость. При этом фактическая средняя скорость потока будет несколько меньше, чем в сечении установки чувствительного элемента датчика и определяется выражением?
(3.13)
Где - коэффициент затеснения (учитывает сужение потока).
С учетом вышесказанного, среднюю скорость потока можно определить следующим образом
(3.14)
где - коэффициент расхода пневмометрической трубки;
- измеренный перепад давления на пневмометрической трубке.
Коэффициент расхода, кроме того, зависит от отношения диаметра измерительной трубки к диаметру паропровода, угла атаки и от степени турбулентности набегающего потока.
Таким образом, коэффициент расхода пневмометрических трубок, в общем, зависит от характера потока и конструктивных факторов. Поэтому он может быть определен только на основе специальных калибровочных испытаний.
На основании вышеизложенного была выбрана конструкция пневмометрической трубки на базе трубки ВТИ для измерения расхода пара применительно к паропроводу ПГВ-1000.
Рабочие чертежи и изготовление трубки были выполнены совместно с ОКБ «Гидропресс». Конструкция пневмометрической трубки (датчика расхода) показана на рис. 3.14.
Рис. 3.14 Пневмометрическая трубка 1 - тройник; 2 - втулка; 3 - гайка; 4 - труба; 5 - труба; 6 - наконечник; 7 - переходник
Пневмометрическая трубка сконструирована и изготовлена в соответствии с требованиями ПНАЭ Г:
- классификационное обозначение изделия «2Н»; в соответствии с ПНАЭ Г-1-011-89 (320.619 СБ, п.13);
- изделие относится к группа «В» в соответствии с ПНАЭ Г-7-008-89 (320.619 СБ, п.12);
- конструкция пневмометрической трубки обеспечивает необходимую прочность в соответствии ПН АЭ Г-7-002-86 (320.619 РР).
Трубка изготовлена из стали марки 08X18Н ЮТ, устойчивой к эрозионному износу при существующих в паропроводе скоростях пара.
Измерительная часть пневмометрической трубки, расположенная в паропроводе, выполнена в виде цилиндра наружным диаметром 18,0 мм с двумя диаметрально противоположными отверстиями диаметром 2,0 мм, воспринимающими импульсы давления.
Поскольку пневмометрическая трубка измеряет локальную скорость потока, целесообразно располагать ее в паропроводе таким образом, чтобы измерить непосредственно среднюю расходную скорость пара, исключив при этом введение дополнительных пересчетных коэффициентов. В соответствии с приведенными выше рекомендациями [51] по расположению средней скорости потока в трубопроводе при турбулентном течении (см. рис. 3.13) пневмометрическая трубка установлена в трубопроводе на расстоянии 72,5 мм (0,0725 м) от стенки. Габариты трубки и ее расположение в трубопроводе натурного ПГВ-1000 обеспечивают достаточные прочностные и вибрационные характеристики измерительной системы.
3.6.1 Калибровка пневмометрической трубки
С целью определения коэффициента расхода пневмометрической трубки была осуществлена ее калибровка на специальном калибровочном стенде ФГУП «ЭНИЦ» [54,58], принципиальная схема которого показана на рис. 3.15.
Стенд представлял собой замкнутый контур, циркуляция жидкости в котором осуществлялась циркуляционными насосами (2). Из бака-запаса (1) теплоноситель направлялся во входной коллектор (4) и далее в зависимости от величины измеряемого расхода по одной из ветвей (Ду 50 мм или Ду 100 мм) поступал в выходной коллектор (6). На обеих ветвях устанавливались расходомерные устройства (турбинные расходомеры жидкости) для измерения объемного расхода жидкости. После выходного коллектора теплоноситель направлялся в рабочий участок (7) на котором была установлена пневмометрическая трубка и далее возвращался в бак-запаса.
Основные параметры калибровочного стенда:
- расход воды 1,2 - 200 м3/ч;
- температура воды 10 - 95°С;
- давление в баке 1,0 кг/см2;
- в рабочем участке до 5,0 кг/см2.
Подогрев воды в баке осуществлялся путем подачи пара в бак (1). Выбранный диапазон рабочих параметров обеспечивал изменение числа Rе в пределах от 1,5 х104 до 4x105
Рабочий участок представлял собой горизонтальный трубопровод с внутренним диаметром 97,0 мм и длиной 1500 мм, в котором устанавливалась пневмометрическая трубка с расположением отборов динамического давления строго по оси трубопровода.
Для определения гидравлической характеристики пневмометрической трубки в опытах измерялись: давление, температура, расход теплоносителя в рабочем участке, а также перепад давления на рубке.
Давление жидкости в рабочем участке измерялось образцовым манометром (9) класс точности 0,4. Температура жидкости измерялось ртутным термометром (10) с диапазоном измерения 0-100°С и ценой деления 1°С. Объемный расход жидкости измерялся турбинными расходомерами (5), (РТР-50 и РТР-100) установленными соответственно на трубопроводах с внутренним диаметром 50 мм и 100 мм. Относительная погрешность измерения расхода жидкости данными расходомерами составляла 0,15-0,25%. Сигнал с турбинного расходомера фиксировался прибором - ПП-15а. Перепад давления на пневмометрической трубке измерялся с помощью датчика преобразователя перепада давления «Сапфир-22ДД» с пределом измерения 0 - 630 кг/м и 0 - 0,63 кг/см2. Указанные
Рис. 3.15 Принципиальная схема калибровочного стенда. 1 - бак-хранилище; 2 - циркуляционные насосы; 3,5- входной и выходной коллекторы; 4 - расходомерные устройства; 6 - рабочий участок; 7 - пневмометрическая трубка
средства измерения обеспечили погрешность измерения среднерасходной скорости потока ~ 0,5 %.
На основании результатов измерений коэффициент расхода пневмометрической трубки установленной в центр потока рассчитывался по формулам (3.16-3.19).
(3.15)
где - скорость потока в трубе с учетом «затеснения» сечения трубы измерительной трубкой; - скорость обтекания трубки, которая формирует значение измеренного перепада давления на трубке; - проходное сечение в трубопроводе; - сечение трубопровода.
(3.16)
Где Q-заданный объемный расход пара м3/ч.
м / c (3.17)
Где
-плотность жидкости; - коэффициент вопротивления трубки.
(3.18)
Где - коэффициент расхода трубки.
(3. 19)
Результаты калибровки представлены на графике (рис. 3.16) в виде зависимости коэффициента расхода от числа Re. Как видно из графика коэффициент расхода во всем исследованном диапазоне чисел Re является постоянным и равным 0,67. Этот результат хорошо согласуется с известными данными ВТИ [51].
Рис. 3.16 Зависимость коэффициента расхода пневмометрической трубки от числа Re
Таким образом, на основании проведенной калибровки, средняя скорость пара в паропроводе парогенератора с учетом места установки пневмометрической трубки может быть рассчитана по соотношению:
(3.20)
Где коэффициент расхода пневмометрической трубки для натурного паропровода Ду580; - коэффициент расхода на основе калибровочных испытаний; - коэффициент неравномерность скоростного поля потока в трубе от 0,8 до 0,86.
По результатам калибровочных испытаний, совместно с ФГУП «ВНИИР» г.Казань рассчитана величина относительной погрешности измерительной системы по формуле:
(3.21)
где, - представляет собой относительная погрешность определения расхода пара, - относительную погрешность определения коэффициента расхода трубки, - относительная погрешность определения перепада давления.
Обработка экспериментальных данных по результатам калибровки пневмометрической трубки дает следующие результаты: среднее значение коэффициента расхода составляет 0,669, среднее квадратическое отклонение результатов относительно среднего значения 2,5%, оценка дисперсии среднего значения коэффициента расхода равна 0,63%. Основная относительная погрешность определения коэффициента расхода составит 1,23%. Общая погрешность определения расхода пара будет составлять
(3.22)
и равна 1,33%.
где у - общая относительная погрешность измерения расхода пара;
-погрешность определения коэффициента расхода трубки и определения перепада давления.
С учетом погрешности блока вычисления КТ1 (0,25%), общая относительная погрешность измерения расхода пара составляет 1,5%.
3.7 Разработка блока и алгоритма вычисления расхода
3.7.1 Функции блока вычисления
Вычислительный блок КТ1 представляет собой устройство обработки и отображения информации о расходе пара в паропроводах ПГВ-1000, которое может использоваться для формирования сигналов управления технологическими процессами, защитами и блокировками.
На основании выше изложенного и сформулированных требований к схеме измерения было разработано техническое задание на разработку и изготовление блока КТ1. Техническую документацию и изготовление блока КТ1 были выполнены ФГУП «НИИФИ» г.Пенза.
Блок КТ1 является элементом измерительной схемы (см. выше рис.3.12), входит в состав блока вычисления расхода пара от парогенераторов энергоблоков ВВЭР-1000, и осуществляет автоматическую коррекцию выходного тока линейно-пропорционального расходу пара, а так же учитывает влияние изменения давления пара в паропроводах в стационарных и переходных режимах энергоблока.
Таким образом, блок вычисления КТ1 выполняет следующие функции:
обработка результатов измерения микропроцессорными средствами;
- отображение текущих значений давления на жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ);
- автоматический ввод поправок в результат измерения давления;
- передача результатов корректировки в виде токового сигнала внешним устройствам;
- автоматический контроль работоспособности;
- ввод параметров и настройка (калибровка) корректора с использованием матричной клавиатуры.
Блок вычисления рассчитан на работу в следующих условиях.
- температура окружающей среды - от 10 до 45 °С;
- относительная влажность - до 90% при температуре 35 °С.
В структурную схему корректора тока КТ1 (рис.3.17) входят следующие функциональные блоки:
- токовые входные резисторы, подключенные к датчикам давления и перепада давления;
- микропроцессорный блок коррекции;
- блок формирования сигнала готовности;
- микропроцессор управления и обмена данных;
- блок ввода/вывода информации и цифро-аналоговый преобразователь.
Рис. 3.17 Структурная схема блока вычисления КТ1
Блок вычисления КТ1 работает следующим образом. Токовые сигналы от датчиков давления 0 - 5 мА (или 4-20мА) через разъемы на задней панели корпуса корректора поступают на входные резисторы. Падение напряжения на этих резисторах преобразуется в цифровой код встроенной в микропроцессор ADuC812 схемой аналого-цифрового преобразования. Далее оцифрованные сигналы датчиков нормализуются в соответствии с заданными значениями шкалы измерения, и производится вычисление выходного сигнала корректора по соответствующему алгоритму. Выходной сигнал корректора преобразуется микросхемой VFC110 в ток.
В процессе обработки сигналов датчиков микропроцессор ADuC812 контролирует нахождение текущих значений сигналов в заданных пределах. В случае выхода сигнала за пределы заданной рабочей зоны микропроцессор включает релейный сигнал аварии.
Кроме того, микропроцессор ADuC812 выводит текущие значения сигналов с датчиков и результат коррекции на ЖКИ. Клавиатура позволяет вводить различные параметры, переключать режимы отображения информации на ЖКИ, формировать калибровочные характеристики датчиков. По аналогии с компьютером в корректоре ЖКИ и клавиатура образуют «консоль» - совокупность терминальных устройств, которые предназначены для ввода/вывода данных в/из корректора.
Устройство допускает коррекцию нуля в пределах 0 - 60% наибольшего предела измерения, коррекцию шкалы измерения в пределах ± 20% от наибольшего предела измерения.
Пределы измерения и единицы измерения входных сигналов определяются номиналами используемых датчиков и могут находиться в диапазоне от 0 до 100 кПа.
На выходе корректора формируется токовый сигнал диапазона 0 - 5 мА на сопротивлении нагрузки не более 2,5 Ом или 4-20 мА на сопротивлении нагрузки не более 2 Ом.
Корректор имеет возможность ввода поправки во входной сигнал давления для устранения систематических ошибок (давление гидростатического столба от места врезки импульсной линии в паропровод до места установки датчика).
Основная приведенная погрешность корректора не более ± 0,25%.
...Подобные документы
Уравнения материальных и тепловых балансов для теплообменных аппаратов и точек смешения сред в рабочем контуре ядерной энергетической установки. Определение расхода пара на турбину, паропроизводительности парогенератора и мощности ядерного реактора.
контрольная работа [177,6 K], добавлен 18.04.2015Измерение расхода пара по методу переменного перепада давления. Расчет диафрагмы, температуры пара и элементов потенциометрической схемы. Оценка точности передачи сигнала измерительного компонента. Выбор воспринимающих элементов и вторичных приборов.
курсовая работа [3,3 M], добавлен 04.12.2011Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме. Баланс основных потоков пара и воды. Определение расхода пара на приводную турбину. Расчет сетевой подогревательной установки, деаэратора повышенного давления. Определение тепловой мощности энергоблоков.
курсовая работа [146,5 K], добавлен 09.08.2012Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение. Определение расхода пара внешними потребителями. Определение мощности турбины, расхода пара на турбину, выбор типа и числа турбин. Расход пара на подогреватель высокого давления. Выбор паровых котлов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 26.01.2016Определение предварительного расхода пара на турбину. Расчет установки по подогреву сетевой воды. Построение процесса расширения пара. Расчёт сепараторов непрерывной продувки. Проверка баланса пара. Расчёт технико-экономические показателей работы станции.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 16.10.2013Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.
курсовая работа [93,6 K], добавлен 05.12.2012Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.
курсовая работа [767,6 K], добавлен 17.09.2012Принципиальная схема турбины К-150-130 для построения конденсационной электростанции. Расчёт параметров воды и пара в подогревателях, установки по подогреву воды, расхода пара на турбину. Расчёт регенеративной схемы и проектирование топливного хозяйства.
курсовая работа [384,4 K], добавлен 31.01.2013Конструктивное оформление парогенератора. Расчёт температуры ядерного горючего. Компоновка проточной части и расчет скоростей сред. Расчет ионообменного фильтра. Проверка теплотехнической надежности активной зоны. Монтаж реактора и парогенераторов.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 18.07.2014Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.
курсовая работа [362,8 K], добавлен 10.06.2010Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 19.03.2012Чертеж сужающего устройства и схема соединительных линий при измерении расхода пара. Датчики разности давления и образцового сопротивления. Расчет статических номинальных метрологических характеристик измерительного канала. Выбор аналогового коммутатора.
курсовая работа [438,0 K], добавлен 13.04.2012Расчёт принципиальной тепловой схемы как важный этап проектирования паротурбинной установки. Расчеты для построения h,S–диаграммы процесса расширения пара. Определение абсолютных расходов пара и воды. Экономическая эффективность паротурбинной установки.
курсовая работа [190,5 K], добавлен 18.04.2011Изучение главного циркуляционного насоса реактора БН-800. Составление принципиальной тепловой схемы. Определение параметров пара и воды в элементах системы. Выбор и расчет трансформаторов. Нахождение параметров короткого замыкания на подстанции ОРУ-750.
курсовая работа [2,8 M], добавлен 18.11.2021Тепловая схема энергоблока. Построение процесса расширения пара, определение его расхода на турбину. Расчет сетевой подогревательной установки. Составление теплового баланса. Вычисление КПД турбоустановки и энергоблока. Выбор насосов и деаэраторов.
курсовая работа [181,0 K], добавлен 11.03.2013Разработка измерительного канала для контроля расхода воды через водогрейный котел: выбор диафрагмы, установка дифманометра, учет погрешностей измерения. Расчет схемы автоматического моста КСМ-4, работающего в паре с термометром сопротивления ТСМ (50).
курсовая работа [1,1 M], добавлен 07.03.2010Способы и схемы автоматического регулирования тепловой нагрузки и давления пара в котле. Выбор вида сжигаемого топлива; определение режима работы котла. Разработка функциональной схемы подсоединения паропровода перегретого пара к потребителю (турбине).
практическая работа [416,1 K], добавлен 07.02.2014Цикл парогазовой установки с конденсационной паровой турбиной, разработка ее схемы и расчет элементов. Параметры оптимальных режимов ПГУ с впрыском пара по простейшей схеме. Определение параметров и построение в термодинамических диаграммах цикла.
курсовая работа [980,7 K], добавлен 14.12.2013Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012
