Проектирование АЭС с ВВЭР-1000

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Институт ядерной энергии и промышленности

Кафедра «Ядерных паропроизводящих установок»

14.05.02 «Атомные станции: проектирование, эксплуатация и инжиниринг»

Проектирование и эксплуатация атомных станций

КУРСОВАЯ РАБОТА / КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине Атомные эл. станции и установки

на тему «Эскизный проект ЯЭУ»

Выполнил: обучающийся

Огиенко Е.О.

Научный руководитель:

Сукрушев А.В.

2020



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЯЭУ С УКАЗАНИЕМ ОТЛИЧИЙ ОТ ПРОТОТИПА

2 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЯЭУ

2.1 Выбор параметров теплоносителя и рабочего тела

2.2 Компоновка схемы рабочего контура

2.3 Расчет рабочего контура

Наименование аппарата

3 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ НАСОСОВ

3.1 Параметры насосов реакторной установки

3.2 Параметры насосов паротурбинной установки

3.3 Затраты электроэнергии на собственные нужды. КПД ЯЭУ нетто

4 ОЦЕНКА МАССОГАБАРИТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГЛАВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЯЭУ

4.1 Параметры оборудования реакторного отделения

4.2 Параметры оборудования турбинного отделения

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

В современном мире вопрос энергопотребления стоит очень остро. Невозобновляемость таких ресурсов, как нефть, газ, уголь, заставляет задуматься об использовании альтернативных источников электроэнергии, таких как ветер, солнечное излучение, тепло земных недр. Однако из всех действующих технологий производства электроэнергии, на данный момент, только атомная энергетика имеет реальный резерв топлива и минимально загрязняет окружающую среду.

Атомные станции обладают рядом преимуществ, по сравнению с другими видами выработки электроэнергии. Главным преимуществом является практическая независимость от источников топлива из-за небольшого объёма используемого топлива и возможностью его переработки после использования. Себестоимость электроэнергии, произведенной на АЭС, гораздо ниже, чем на других электростанциях, что, безусловно, является большим плюсом для потребителей. Огромным и самым важным преимуществом является их экологическая безопасность. Например, на ТЭС суммарные годовые выбросы вредных веществ, в которые входят сернистый газ, оксиды азота, оксиды углерода, углеводороды, альдегиды и золовая пыль, на 1000 МВт установленной мощности составляют от примерно 13 000 тонн в год на газовых до 165 000 на пылеугольных ТЭС. На АЭС подобные выбросы полностью отсутствуют. Также, некоторые АЭС отводят часть тепла на нужды отопления и горячего водоснабжения городов, что снижает непродуктивные тепловые потери, существуют действующие и перспективные проекты по использованию «лишнего» тепла в энергобиологических комплексах (рыбоводство, выращивание устриц, обогрев теплиц и пр.). Также, АЭС России вносят заметный вклад в борьбу с глобальным потеплением. Благодаря их работе ежегодно предотвращается выброс в атмосферу 210 млн тонн углекислого газа (СО2).

Основой развития атомной энергетики являются АЭС с реакторами типа ВВЭР, которые так популярны в наши дни. Разработкой проектов новых блоков АЭС с реакторами типа ВВЭР занимается ОКБ «Гидропресс».

Целью данного курсового проекта является выполнение эскизного проекта ЯЭУ АЭС.

Объектом исследования является энергоблок АЭС.

Необходимо решить следующие задачи:

1. Произвести теплоэнергетический расчет ЯЭУ;

2. Произвести расчет параметров насосов (ГЦН, КН, ПН, ЦНГК) и расхода энергии на собственные нужды. КПД ЯЭУ нетто;

3. Определить массогабаритные показатели основных элементов ППУ (ЯР, ПГ);

4. Определить массогабаритные показатели основных элементов ПТУ (ЦВД, ЦНД, ГК);

5. Определить технико-экономические показатели проекта.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЯЭУ С УКАЗАНИЕМ ОТЛИЧИЙ ОТ ПРОТОТИПА

1.1 Краткая характеристика проектируемой ЯЭУ АЭС

В расчет принята двухконтурная ЯЭУ АЭС с мощностью генератора электроэнергии в 1000 МВт. ЯЭУ состоит из реакторного и турбинного отделений.

Реакторное отделение предназначено для размещения ядерной паропроизводящей установки и вспомогательного оборудования, обеспечивающего ее работу. Первый контур размещен в защитной оболочке - герметичной цилиндрической бетонной конструкции, облицованной изнутри стальными листами. В фундаментной части размещается оборудование систем безопасности, аварийного охлаждения зоны и других вспомогательных систем. Кроме того, там расположен герметичный транспортный коридор, соединенный через транспортный шлюз с гермооболочкой, и герметичное помещение бака аварийного запаса концентрата борной кислоты. В обстройке расположены блочный щит управления, оборудование систем безопасности, вентиляции и других обеспечивающих и вспомогательных систем.

Паропроводы и трубопроводы второго контура, турбоагрегат, генератор электрической энергии, деаэраторная этажерка и другое оборудование второго контура расположены в машинном зале. Машинный зал - здание каркасного типа.

Такая компоновка энергоблока является наиболее рациональной и отвечает требованием безопасности и эргономичности производства. В качестве прототипа принята реакторная установка В-320 с водо-водяным энергетическим реактором типа ВВЭР.

В состав первого контура входят: ядерный реактор; 4 парогенератора; 4 главных циркуляционных насоса; система компенсации давления; вспомогательные системы; трубопроводы, арматура, КИП.

1.2 Основные системы и системы безопасности РУ

Для обеспечения работы ядерной установки предусмотрены следующие системы:

- система первого контура. Предназначена для организации циркуляции теплоносителя через активную зону реактора.

- система компенсации давления. Предназначена для поддержания давления в первом контуре;

- система подпитки продувки первого контура. Предназначена для: заполнения Iк и ГЕ САОЗ; подачи т/н на очистку фильтров СВО-2; деаэрации т/н; подвода и слива уплотняющей воды на ГЦН; поддержания необходимого качества т/н; изменения концентрации БК т/н для изменения мощности ЯР; проведения гидроиспытаний Iк; расхолаживания КД;

- система продувки ПГ. Предназначена для снижения отложений в ПГ;

Для обеспечения безопасности предусмотрены следующие системы:

- система аварийного ввода бора. Предназначена для: обеспечения подкритичности реактора при отказе СУЗ; впрыска бора в КД при течи из Iк. во IIк;

- система аварийного и планового расхолаживания Iк. и охлаждения БВ. Предназначена для: расхолаживания Iк. до 70 °С после останова ЯР, когда отвод тепла через ПГ малоэффективен; отвода тепла от БВ;

- система промежуточного контура. Предназначена для охлаждения потребителей Iк, в частности теплообменных аппаратов автономного контура, запирающей воды ГЦН, барботажный бак, теплообменный аппарат организованных протечек, доохлодитель продувки;

-пассивные системы безопасности. ГЕ САОЗ предназначена для отвода тепла из активной зоны в аварийных ситуациях при разрыве первого контура.

За прототип была взята ПТУ с турбиной К-1000-60/3000.

Турбоагрегат, приводящий в действие генератор электроэнергии - быстроходная паровая турбина на насыщенном паре с промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом пара.

1.3 Основные системы ТУ

Для обеспечения работы турбинной установки предусмотрены следующие системы:

- система регенерации. Предназначена для: уменьшения габаритов низкопотенциальной части турбины; регенеративного подогрева ОК турбоустановки паром, частично отобранным в проточной части ЦНД и ЦВД турбины, с целью повышения термодинамического КПД цикла ПТУ;

- система деаэрации ОК. Предназначена для: деаэрации ОК; создания запаса воды в баках аккумуляторах

- система питательной воды. Предназначена для подачи ПВ из Д-7 в ПГ;

- система основного конденсата. Предназначена для: подачи ОК из КСГК в Д-7; обеспечение уплотнения насосного оборудования машзала и вакуумной арматуры; охлаждения выхлопных патрубков ТА; подпитка и заполнение гидрозатворов и.т.д.;

- система главных паропроводов. Предназначена для транспортировки пара от ПГ к ЦВД; расхолаживания РУ через БРУ-К;

- система сепарации и промежуточного перегрева. Предназначена для снижения влажности пара и его перегрева перед ЦНД;

-система паропроводов собственных нужд. Предназначена для снабжения потребителей паром с различными параметрами;

1.4 Основные отличия проектируемой ЯЭУ АЭС от прототипа:

- повышенное давление в первом контуре (с 16 МПа до 16,2 МПа), что может привести к увеличению температуры теплоносителя, что приведет к увеличению КПД ЯЭУ в целом;

- повышенное давление в деаэраторе (с 0,7 МПа до 0,75 МПа). Это повышает теплотехническую надежность ПГ;

- пониженное давление в конденсаторе (до 4,5 кПа). Это увеличивает КПД ПТУ в целом.



2. ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЯЭУ

2.1 Выбор параметров теплоносителя и рабочего тела

2.1.1 Температура теплоносителя на выходе из ЯР

Температура Тt1 принимается равной температуре на выходе кипения с интегральным запасом до кипения:

	Tt1 = Ts- TsоC	(2.1)

при Р=16,2МПа, Ts=346,34°C. Значение Ts=24 °C - запас до кипения, принято по прототипу ЯР ВВЭР-1000. Tt1 = 346,34- 24 = 322,34°C. В расчет принято Tt1 =322 °C.

2.1.2 Температура теплоносителя на входе в ЯР

Температура теплоносителя на входе в ЯР Tt2 принимается равной температуре на выходе из ЯР за вычетом степени нагрева теплоносителя в ЯР Tяр:

	tт2 = tт1 - tяр оС	(2.2)

где принято Tяр=32 °C - принято по прототипу ЯР ВВЭР - 1000

Следовательно,

	tт2 = 322 - 32 = 290 °C.



2.1.3 Параметры пара на выходе из ПГ и на входе в главную турбину

В разрабатываемой АЭУ принят парогенератор насыщенного пара с многократной естественной циркуляцией рабочего тела и с неявно выраженной экономайзерной зоной.

Температура генерируемого пара равна температуре теплоносителя на выходе из ПГ за вычетом минимального температурного напора в ПГ Тmin:

	Тпг = Тт2 - ТminоС	(2.3)

Анализ реально выполненных установок показывает, что значение ДTmin следует принимать в расчет в диапазоне 8…15 °C. Уменьшение ДTmin позволяет несколько повысить параметры свежего пара. Однако при этом увеличивается поверхность теплопередачи, что отрицательно сказывается на массогабаритных показателях. В расчет примем Тmin=10оС

	Tt2 = 290- 10 = 280 оС	(2.4)

Диаграмма t-q с учетом принятых значений параметров теплоносителя и рабочего тела, а также типа ПГ, принимает вид, показанный на рисунке 1.1

Давление генерируемого пара Рпг равно давлению насыщения, соответствующего принятой температуре пара: Рпг = Рs при температуре Тпг = 280оС, Рпг = 6.4191 МПа.

Потеря давления в паровом тракте от ПГ до соплового аппарата ТА.

	Р = 0,06Рпг = 0,066.4= 0,4 МПа	(2.5)

Давление пара на входе в сопловый аппарат турбины

	Pгт = Pпг - P = 6,4 - 0,4 = 6,0 МПа	(2.6)

Так как в главном паропроводе происходит адиабатическое дросселирование пара, то значения энтальпии пара на выходе из ПГ и на входе в сопловый аппарат турбины равны iпг = iцвд = i( Рпг = 6,4 МПа) = 2778.8 кДж/кг.

2.1.4 Давление в главном конденсаторе . Параметры системы технического водоснабжения

В расчет принята АЭС, расположенная в умеренной климатической зоне. С учетом принятой системы охлаждения технической воды (брызгальные бассейны) в расчет принята температура охлаждающей воды на входе в ГК tов.вх =  15 оС.

Кратность охлаждения главного конденсатора принята

m = Gов / Gп = 42.

Среднее давление в главном конденсаторе принято Ргк= 4,5кПа.

Температура конденсации в главном конденсаторе принята Тгк = 31,013оС.

Температура охлаждающей воды на выходе из ГК:

		(2.7)

где r = r(p=4,5кПа) = 2427 кДж/кг - скрытая теплота парообразования (конденсации) при давлении в главном конденсаторе;

х - сухость пара на входе в конденсатор;

Ср - теплоемкость охлаждающей воды;

?Т = 31,034 - 27,7= 3,51 °C. (2.8)

Так как ?Т находится в пределах 3…5 °C, то ГК будет иметь приемлемые массогабаритные показатели.

2.1.5 Параметры промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара

Для построения процессов расширения пара в проточной части турбоагрегата (в том числе в агрегатах промежуточной сепарации и промежуточного пароперегрева) приняты следующие параметры расширения пара:

разделительное давление:

	рразд =0,12ргт + 0,13 = 0,12 6,0 + 0,13 = 0,85 МПа	(2.9)

потери давления от выхода из ЦВД до входа в ЦНД - 4% разделительного давления;

давление на входе в ЦНД:

	Р0ЦНД = (1 - 0,04)Рразд = 0,96 0,6 = 0,576 МПа;	(2.10)

температура перегретого пара на выходе из пароперегревателя

	tпп = tпг - дtппmin = 280- 25 = 255 оС	(2.11)

Диаграмма t-q пароперегревателя имеет вид, показанный на рисунке 1.3

В результате построения процессов расширения пара в диаграмме i-S получены значения сухости пара на выходе из ЦВД и ЦНД: хцвд = 0,856; ход = 0,906. Эти значения сухости пара находятся в приемлемых диапазонах.

После окончательного определения положения точек начала и конца расширения пара в ЦВД и ЦНД можно определить значения энтальпии пара в этих точках:

- энтальпия пара на входе в ЦВД - в точке Ацвд:

iцвд = i(Рпг = 6,4 МПа) = 2778,8 кДж/кг;

- энтальпия пара на выходе из ЦВД - в точке Аz цвд:

iz цвд = i(Рz цвд = 0.6 МПа; хцвд = 0,856) =2456,02 кДж/кг;

- энтальпия пара на входе в ЦНД - в точке Ацнд:

iцнд = i(Рцнд = 0.58 МПа; tцнд = 255оС) = 2968,29 кДж/кг;

- энтальпия пара на выходе из ЦНД - в точке Аz цнд:

iz цнд = i(Рz цнд = 4,5 кПа; хцнд = 0,906) = 2329,23 кДж/кг.

2.1.6 Параметры пара турбопривода питательного насоса

Турбопривод питательного насоса получает пар от паропровода после пароперегревателя. Гидравлические сопротивления тракта паропровода ТПН приняты в расчет ?Р = 10 %. Давление пара на входе в турбопривод:

	Ртпн = 0,9•Р0ЦНД = 0,9• 0.58 = 0,522 МПа;	(2.12)

В расчет принято Ртпн= 0,5 МПа ; tтпн = 254°C;

iцнд = i(р = 0.58МПа; t = 255оС) = 2968,29кДж/кг;

iтпн = i(р = 0.5 МПа; t = 254оС) = 2968,98кДж/кг;

Для обеспечения безнасосного сброса конденсата из конденсатосборника КТПН в КСГК давление в конденсаторе ТПН принято 6 кПа.

Внутренний КПД турбопривода ТПН принят: iтпн = 0,79 (по прототипу);

В результате построений процессов расширения пара в турбине ТПН получим: pz тпн = 6 кПа; х = 0,929; iz тпн == 2395.59 кДж/кг.

Внутренний теплоперепад турбины ТПН:

	Нi тпн = iтпн - iz тпн = 2968,98- 2395,59= 573,39 кДж/кг	(2.13)

2.1.7 Предварительное распределение теплоперепада по ступеням турбины

Принято, что проточные части ЦВД и ЦНД состоят из пяти активных ступеней в одном потоке каждого цилиндра.

Применительно к принятому в примере расчета варианту:

- энтальпия пара на входе в ЦВД

iвх цвд = 2778,8 кДж/кг;

- энтальпия пара на выходе из ЦВД

iвых цвд = 2456,02 кДж/кг;

- внутренний теплоперепад ЦВД

	Hi цвд = iвх цвд - iвых цвд = 2778,8- 2456,02 = 322,78кДж/кг	(2.14)

- средний теплоперепад одной ступени ЦВД

	hi цвд = Hi цвд / zст цвд = 322,78/ 5 = 64,556 кДж/кг	(2.15)

- энтальпия пара на входе в ЦНД

iвх цнд = 2968,29 кДж/кг;

- энтальпия пара на выходе из ЦНД

iвых цнд = 2329,23 кДж/кг;

- внутренний теплоперепад ЦНД

	Hi цнд = iвх цнд - iвых цнд = 2968,29 - 2329,2 = 639,06 кДж/кг	(2.16)

- средний теплоперепад одной ступени ЦНД

	hi цнд = Hi цнд / zст цнд = 639,06/ 5 = 127,812 кДж/кг	(2.17)

Результаты равномерной разбивки теплоперепадов сведены в таблицу 1.

Таблица 2.1 - Параметры пара в ступенях ЦВД и ЦНД при равномерной разбивке теплоперепадов

	Место проточной части турбины	Энтальпия пара, кДж/кг	Давление пара, МПа.	Сухость влажного пара х (или температура перегретого пара t, оС)	Расчетное значение энтальпии пара, кДж/кг
	ЦВД
	вход в 1 ст.	2778,8	6,0	0,997	2778,59
	выход из 1 ст.	2714,244	3,8	0,9505	2714,79
	выход из 2 ст.	2649,688	2,44	0,918	2710,1
	выход из 3 ст.	2585,132	1,56	0,8935	2585,04
	выход из 4 ст.	2520,576	0,96	0,874	2520,89
	выход из 5 ст.	2456,02	0,6	0,856	2459,02
	ЦНД
	вход в 1 ст.	2968,29	0,58	/255/	2968,83
	выход из 1 ст.	2840,478	0,259	/187/	2841,386
	выход из 2 ст.	2712,666	0,112	/118,6/	2711,87
	выход из 3 ст.	2584,854	0,036	0,979	2582,978
	выход из 4 ст.	2457,042	0,0121	0,944	2457,13
	выход из 5 ст.	2329,23	0,0045	0,906	2329,232

2.2 Компоновка схемы рабочего контура

2.2.1 Компоновка системы регенерации. Окончательное распределение теплоперепада по ступеням турбины

В расчет принята система регенерации, состоящая из шести регенеративных подогревателей zвп = 7 и деаэратора смешивающего типа с давлением насыщения 0,7 МПа.

Первым по греющей среде подключаем последний подогреватель системы регенерации. Для этого определяется оптимальная температура питательной воды, получение которой перед подачей воды в ПГ обеспечивает максимально возможный эффект от регенерации тепла.

Оптимальная температура питательной воды на входе в ПГ

		(2.18)

где Т3 = Тгк + 3 оС = 31,013 + 3 = 34,013 оС - температура питательной воды на входе в систему регенерации;

Т4 = Тпг = 280 оС - температура питательной воды на входе в испаритель ПГ;

z = 8 - число (в том числе деаэратор).

(2.19)

Температура греющей среды на входе в ПВД-7

	Тгр = Тпв опт + Т = 208,94+ 3,5 = 212,44 оC,	(2.20)

Греющая среда такого водоподогревателя - влажный пар, поэтому по температуре греющей среды можно оценить ее давление.

	ргр = рs(t = 212,44 оC) = 2,0021 МПа.	(2.21)

Для определения требующегося давления в отборе пара оценены потери давления в подводящем паропроводе. Для этого можно воспользоваться эмпирической зависимостью р = 11 - r, %, где r - номер водоподогревателя (с учетом деаэратора).

В нашем случае значения р составляют:

для ПВД-7 - 3% ПВД-6 - 4 %	для ПНД-4 - 7 % ПНД-3 - 8%	для ПНД-2 - 9 % ПНД-1 - 10 %

Давление греющего пара в первом отборе (на ПВД-7) с учетом потери давления в подводящем трубопроводе составляет:

	Рот1 = 1,03 Ргр = 1,03 2,0021 = 2,0281 МПа	(2.22)

Принято решение подключить ПВД-7 на выход 2-ой ступени ЦВД (1-ый отбор) с давлением в отборе: рвых 2ст. цвд = 2 МПа.

Оптимальное давление пара в отборе на деаэратор

	= 1,4 Рд = 1,4 0,7 = 0,98 МПа.	(2.23)

Принято решение подключить деаэратор за последней ступенью =2,44МПа.

Применительно к принятой в расчет энергоустановки указанные степени нагрева питательной воды в подогревателях составляют:

- общий нагрев питательной воды в системе регенерации

	Трег = Тпв - Т3 = 208,5- 34,018= 174,919оC	(2.24)

- повышение температуры питательной воды в одном подогревателе

	Твп = Трег / zвп = 174,919 / 8 = 21,864оC	(2.25)

- повышение температуры питательной воды после деаэратора

	Тпвд = Тпв - Тs д(р = 0,7 МПа) = 208,937 - 164,96= 43,977оC	(2.26)

- повышение температуры питательной воды в одном ПВД

	Тпвд = Тпвд / zпвд = 43,977/ 2 = 21,9885оC	(2.27)

- повышение температуры питательной воды до ПВД (все ПНД и деаэратор)

	Тпнд = Тs д - Твх.пнд1 = 164,96 - 34,018= 130,942 оC	(2.28)

- повышение температуры питательной воды в одном подогревателе системы регенерации низкого давления

	Тпнд = Тпнд / (zпнд + 1) = 130,942/ 6 = 21,823 оC	(2.29)

Сведем параметры теплообменивающихся сред при равномерном нагреве пита-тельной воды в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Параметры теплообменивающихся сред в ВП при равномерном нагреве питательной воды

	ВП	Температура питательной воды на выходе из ВП, оС	Нагрев воды в ВП, оС	Температура насыщения греющего пара в ВП, оС	Давление насыщения греющего пара в ВП, МПа	Потеря давления в подводящем паропроводе, %	Давление пара в отборе, Мпа
	ПВД-7	208,937	21,9885	212,437	2,0021	3	2,0281
	ПВД-6	186,9485	21,9885	190,4485	1,26740	4	1,3180
	Д	164,96	21,823	164,96	0,7	40	0,98
	ПНД-5	143,137	21,823	146,637	0,43855	6	0,4648
	ПНД-4	121,314	21,823	124,814	0,23089	7	0,247
	ПНД-3	99,491	21,823	102,991	0,112732	8	0,12175

	ПНД-2	77,668	21,823	77,668	0,04311	9	0,04698
ПНД-1	55,845	21,823	55,845	0,01641	10	0,08051

Окончательный вариант параметров пара в проточной части турбины и в водоподогревателях представлен в таблицах 2.2 и 2.3.

Таблица 2.3 - Параметры пара в проточной части турбины

Положение точки в проточной части турбины	Давление,МПа	Степень сухости (температура, оС)	Энтальпия, кДж/кг	Теплоперепад на ступени турбины кДж/кг	Номер отбора	Назначение
ЦВД
вход в 1 ст.	6,0	0,997	2778,8	-	-	ПП
выход из 1ст.	3,5	0,944	2703,22	75,58	-	-
выход из 2ст.	2,1	0,910	2629,24	73,98	1	ПВД-7
выход из 3ст.	1,32	0,885	2562,5	63,74	2	ПВД-6
выход из 4ст.	0,98	0,8735	2520,99	55,65	3	Деаэратор
выход из 5ст.	0,6	0,856	2456,02	64,97	4	ПНД-5 ПСВП
ЦНД
вход в 1 ст.	0,58	259	2976,653	-	-	-
выход из 1ст.	0,259	187	2841,38	135,273	5	ПНД-4 , ПСВП-2
выход из 2ст.	0,112	118,6	2712,5	128,88	6	ПНД-3 , ПСВО-1
выход из 3ст.	0,036	0,979	2582,978	129,522	7	ПНД-2
выход из 4ст.	0,0121	0,944	2457,13	125,848	8	ПНД-1
выход из 5ст.	0,0045	0,906	2329,23	127,9	-	-

Таблица 2.4 - Параметры сред в теплообменных аппаратах

Наименование ТОА	Давление пара в точке отбора, МПА	Потеря давления в подводящем паропроводе р, %	Давление греющего пара в ТОА р = = ротЧ(1- -р/100), МПа	Температура насыщения греющего пара в ТОА, оС	Температура нагреваемой воды на выходе из ТОА tн = tг - - t, оС	Нагрев среды в ТОА tн вых - tн вх , оС
ПП	6,0	2	5,88	274,24	255	97,52
ПВД-7	2,1	3	2,037	213,3	209,5	18,5
ПВД-6	1,32	4	1,2672	192,3	191	26,04
Деаэратор	0,98	40	0,75	164,96	164,96	11,96
ПHД-5	0,6	6	0,564	153,0	153	26,8
ПHД-4	0,259	7	0,2408	126,2	126,2	20
ПHД-3	0,112	8	0,10304	100,4	100,4	26
ПHД-2	0,036	9	0,03276	71,13	71,13	23,52
ПHД-1	0,0121	10	0,01089	47,48	47,48	13,17

2.2.2 Сливы дренажей греющего пара приняты по следующей схеме:

-из ПВД-7 каскадно в полость греющей среды ПВД-6;

-из ПВД-6 каскадно в деаэратор;

-из ПHД-5 насосом слива сеперата из сепаратосборника в деаэратор

-из ПHД-4 каскадно в полость греющей среды ПHД-3;

-из ПHД-3 каскадно в подогреватель смешивающего типа ПHД-2;

-сепарат из сепаратосборника насосом в деаэратор;

-конденсат греющего пара СПП из конденсатосборника насосом за ПВД-7.

В подогревателях ПВД-7 и ПВД-6 предусмотрены встроенные охладители дренажа. В подогревателях ПНД-4 и ПНД-3 предусмотрены охладители дренажа выносного типа.

2.2.3 Компоновка системы теплофикации. Отбор пара на собственные нужды

Расчетная схема системы теплофикации представлена на рисунке 5.

В расчет принята система теплофикации с тепловой нагрузкой 100 МВт и со следующими параметрами сетевой воды: температура на выходе из системы tсв вых = 150 оС; температура на входе в систему t сввх = 70 оС; давление в системе рсв = 2,5 МПа. Столь значительное давление сетевой воды принято для того, чтобы исключить попадание в нее радиоактивных примесей рабочего пара через возможные неплотности трубной системы подогревателей воды. Радиоактивные примеси в паре могут появиться в случае аварийной течи в ПГ.

2.3 Расчет рабочего контура

2.3.1 Расходы пара на систему теплофикации

С учетом принятой расчетной схемы системы теплофикации и точек ее подключения к рабочему контуру параметры теплообменивающихся сред приведены в таблице 2.5

Таблица 2.5- Параметры теплообменивающихся сред в аппаратах системы теплофикации

Наименование аппарата	ПСВП	ПСВО 2ст	ПСВО 1ст
греющая среда (греющий пар)
Номер отбора пара	4	5	6
Давление среды в точке отбора пара, МПа	0,6	0,259	0,112
Потеря давления пара в подводящем трубопроводе (по основным отборам пара), % (см. таблицы 3 и 4)	6	7	8
Давление среды в аппарате, МПа (см. таблицы 3 и 4)	0,564	0,2408	0,10304
Температура насыщения в аппарате, оС (t=ts(p))	156,43	126,2	100,4
Энтальпия на входе в аппарат, кДж/кг (см. таблицы 3 и 4)	2456,02	2841,38	2712,5
Энтальпия на выходе из аппарата, кДж/кг (i=i(p))	659,98	530,1	427,71
Коэффициент удержания тепла (значения, соответствующие ВП системы регенерации - по эмпирической зависимости = 1 - r 10-3)	0,995	0,996	0,997
нагреваемая среда (сетевая вода)
Давление среды, МПа (принято в расчет)	2,5	2,5	2,5
Температура на входе в аппарат, оС	120	90	70
Энтальпия на входе в аппарат, кДж/кг (i=i(p,t))	505,3	378,8	295,0
Температура на выходе из аппарата, оС	150	120	90
Энтальпия на выходе из аппарата, кДж/кг (i=i(p,t))	633,4	505,3	378,8

Уравнение теплового баланса системы теплофикации в целом

	100 103 = Gсв (633,4 - 295,0) 0,94	(2.30)

Отсюда расход сетевой воды равен кг/с.

Уравнение теплового баланса пикового подогревателя

	псвп Gпсвп г (iвх г - iвых г) = Gсв (iвых н - iвх н);	(2.31)
	0,995 Gпсвп г (2456,02 - 659,98) = Gсв (633,4 - 505,3)

Отсюда расход греющего пара на пиковый подогреватель равен:

кг/с.

Уравнение теплового баланса подогревателя сетевой воды 2-й ступени

	(2.32)
	Отсюда расход греющего пара на основной подогреватель 2-й ступени равен: г/с.

уравнение теплового баланса подогревателя сетевой воды 1-й ступени

	(2.33)

Отсюда расход греющего пара на основной подогреватель 1-й ступени равен:

кг/с.

Возврат дренажа из ПСВ в линию основного конденсата между ПНД-3 и ПНД-4:

кг/с. (2.34)

2.3.3 Расходы пара на собственные нужды и протечки

В расчет принят расход пара на собственные нужды Gсн = 41 кг/с.

Отбор пара на СН - из отбора 3:

Рот3 = 0,98 МПа; iсн = 2520,99 кДж/кг

Возврат Gсн1 = 14 кг/с - в деаэратор (горячие сливы):

Рсн1 = 0,9 Рот3 = 0,9 0,98 = 0,882 МПа; tсн1 = 130 оС; iсн1 = i(рсн1 = 0,882 МПа, tсн1 = 130 оС) = 546,729 кДж/кг.

Возврат Gсн2 = 27 кг/с в главный конденсатор (холодные сливы): рсн2 = ргк = 4,5 кПа;

iсн2 = i(ргк) = 129,98 кДж/кг.

Расход пара на протечки - в расчет принято Gпр = 0,004Gт.

Отбор на протечки - свежий пар: iпр вых = iпг= 2778,8 кДж/кг.

Возврат протечек в главный конденсатор: iпр вх = i(ргк) = 129,98кДж/кг.

2.3.4 Уравнения материальных балансов рабочего контура

Перечень расходов сред, определяемых из расчета рабочего контура:

Gт - расход пара на входе в ЦВД.

Gпп - расход греющего пара на пароперегреватель;

Gот1 - расход греющего пара отбора №1 (на ПВД-7);

Gот2 - расход греющего пара отбора №2 (на ПВД-6);

Gот3 - расход греющего пара отбора №3 (на деаэратор и СH);

Gот4 - расход греющего пара отбора №4 (на ПHД-5 и ПСВП);

Gот5 - расход греющего пара отбора №5 (на ПHД-4 и ПСВО 2ст);

Gот6 - расход греющего пара отбора №6 (на ПHД-3 и ПСВО 1ст);

Gот7 - расход греющего пара отбора №7 (на ПHД-2);

Gот8 - расход греющего пара отбора №8 (на ПHД-1);

Уравнение материального баланса ПHД-1:

Gвх1 + Gвх2 = Gвых ; (2.35)

Gвх1 = Gот8 ;

Неизвестные расходы , входящие в уравнение:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4 ,Gот5 ,Gот6 , Gот7, Gот8.

Уравнение материального баланса ПHД-2:

Gвх1 + Gвх2 + Gвх3 = Gвых; (2.36)

Gвх1 = Gот7;

Gвх2 = Gот5 + Gот6 - Gпсво2ст - Gпсво1ст;

Неизвестные расходы, входящие в уравнение:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4 ,Gот5 ,Gот6, Gот7.

Уравнения материальных балансов ПHД-3:

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых; Gнвх = Gнвых. (2.37)

Gгвх1 = Gот6 - Gпсво1ст;

Gгвх2 = Gот5 - Gпсво2ст;

Gгвых = Gот6 - Gпсво1ст + Gот5 - Gпсво2ст;

Неизвестные расходы , входящие в уравнения:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4 ,Gот5, Gот6.

Уравнения материальных балансов ПHД-4:

Gгвх = Gгвых; Gнвх1 + Gнвх2 = Gнвых. (2.38)

Gг = Gот5 - Gпсво2ст;

Gнвх2 = Gпсв = Gпсвп + Gпсво2ст + Gпсво1ст ;

Неизвестные расходы , входящие в уравнения: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gот5.

Уравнения материальных балансов ПHД-5:

Gгвх = Gгвых; Gнвх = Gнвых. (2.39)

Gг = Gот4 - Gпсвп;

Неизвестные расходы , входящие в уравнения: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4.

Уравнение материального баланса деаэратора:

Gвх1 + Gвх2 + Gвх3 + Gвх4+ Gвх5+ Gвх6 = Gвых; (2.40)

Gвх1 = Gот3 - Gсн;

Gвх2 = Gсн1;

Gвх3 = Gот1 + Gот2;

Gвх4 = Gот4 - Gпсвп;

Gвых = Gт + Gпр.

Неизвестные расходы, входящие в уравнение: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4.

Проверка правильности составления расходов на деаэратор:

Уравнения материальных балансов ПВД-6:

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых; Gнвх = Gнвых. (2.41)

Gгвх1 = Gот2;

Gгвх2 = Gот1;

Gгвых = Gот1 + Gот2;

Gн = Gнвых д = Gт + Gпр.

Неизвестные расходы , входящие в уравнения: Gот1, Gот2.

Уравнения материальных балансов ПВД-7:

Gгвх = Gгвых; Gнвх = Gнвых. (2.42)

Gг = Gот1;

Gн = Gн пвд6 = Gт+ Gпр.

Неизвестный расход , входящий в уравнения: Gот1.

Уравнения материальных балансов пароперегревателя:

Gг вх = Gг вых ; Gнвх = Gнвых.; (2.43)

Gг = Gпп ;

Неизвестные расходы, входящие в уравнения: Gпп, Gот1, Gот2, Gот3,Gот4.

Таблица 2.6 - Неизвестные расходы, входящие в уравнения

		Расходы рабочего тела
	Gот1	Gот2	Gот3	Gот4	Gот5	Gот6	Gот7	Gот8	Gпп
Уравнение: ПНД-1
ПНД-2
ПНД-3
ПНД-4
ПНД-5
Деаэратора
ПВД-6
ПВД-7
ПП

С учетом перечня неизвестных расходов , входящих в уравнения материальных балансов, принята последовательность решения уравнений тепловых балансов:

- ПВД-7 - определяется Gот1;

- ПВД-6 - определяется Gот2;

- деаэратор и ПHД-5 решаются совместно: определяются Gот3 и Gот4;

- ПHД-4 - определяется Gот5;

- ПHД-3 - определяется Gот6;

- ПHД-2 - определяется Gот7;

- ПHД-1 - определяется Gот8;

- пароперегреватель - определяется Gпп.

2.3.5 Параметры теплообменивающихся сред рабочего контура

Давление конденсатного насоса первого подъёма:

(2.44)

В расчет принято .

Давление конденсатного насоса первого подъёма:

(2.45)

В расчет принято .

Давление питательного насоса:

(2.47)

В расчет принято Рпн =8,7 МПа.

Таблица 2.7 - Параметры нагреваемой среды в поверхностных теплообменных аппаратах

Наименование входа и выхода нагреваемой среды теплообменного аппарата	Давление среды, МПа.	Температура среды ?С	Энтальпия среды, кДж/кг
ПВД-7	вх	8,62	192,3	821,159
	вых	8,12	209,5	897,678
ПВД-6	вх	9,18	164,96	701,992
	вых	8,68	191	815,445
ПВД-5	вх	1,18	126,2	530,82
	вых	1,08	153	645,561
ПНД-4	вх1	1,32	100,4	421,7
	вх2			420,97
	вых	1,22	126,2	530,848
ПНД-3	вх	1,46	71,13	298,916
	вых	1,36	100,4	421,73
ПП	вх	0,58	157,52	2755,0
	вых	0,58	255	2968,29

Таблица 2.8 - Параметры греющей среды поверхностных теплообменных аппаратов

Вход и выход греющей среды	Характеристика среды	Энтальпия среды, кДж/кг	Примечание
ПВД-7	вх	Влажный пар 1 отбора	2629,24	см. таблицу 1.3
	вых	Переохлажденный дренаж	843,68	Т=Твх.пвд+7 = 198 °C
ПВД-6	вх1	Влажный пар 2 отбора	2562,5	см. таблицу 1.3
	вх2	Выход греющей среды ПВД-7	843,68
	вых	Переохлажденный дренаж	728,208	T=+7= 172 °C
ПНД-5	вх	Влажный пар 4 отбора	2456,02	см. таблицу 1.3
	вых	Насыщенный дренаж	659,98	р = рг пнд5 =0,564МПа;
ПНД-4	вх	Перегретый пар 5 отбора	2841,38	см. таблицу 1.3
	вых	Переохлажденный дренаж	450,441	Т = Тн вх.пнд4 + 7=107,4оС
ПНД-3	вх1	Перегретый пар 6 отбора	2712,5	см. таблицу 1.3
	вх2	Выход греющей среды ПНД-4	450,441	р = рг пнд3 = 0,1030 МПа
	вых	Переохлажденный дренаж	327,149	Т = 78,13 оС
ПП	вх	Свежий пар	2778,8	см. таблицу 1.3
	вых	Насыщенный дренаж	1207,16	рг пп =0,98ргт=5,88 МПа

Таблица 2.9 - Параметры теплообменивающихся сред деаэратора

Вход и выход среды	Энтальпия среды, кДж/кг	Примечание:
Деаэратор	вх1	546,73	Возврат сливов СН1(t = 130оС; р = 1,0368 МПа)
	вх2	645,51	Дренаж ПНД-5
	вх3	664,7	Слив сепарата из СПП
	вх4	2520,99	Греющий пар 3-его отбора
	вх5	659,98	Дренаж ПНД-5
	вх6	728,22	Дренаж ПНД-6
	вых	709,38	Насыщенная вода деаэратора при р=0,7 МПа
ПНД-1	вх1	2457,13	Греющий пар отбора 6 (см.таблицу1.3)
	вх2	142,525	Вода температуры конденсата ГК, дополнительно нагретая на 3…4 °C в охладителе пара (Т=37°C; P=Pпнд1 =0,016 МПа)
	вых	198,824	Насыщенная вода при P = 0,0153 МПа
ПНД-2	вх1	2582,978	Греющий пар отбора 6
	вх2	327,149
	вх3	198,824
	вых	297,76	Насыщенная вода при P = 0,0153 МПа

2.3.6 Расход пара на турбину турбопитательного насоса

Конденсатный насос пароперегревателя принят с гидротурбинным приводом (ГП), питающимся водой отбора от напорного патрубка ТПН. Тип насоса - конденсатный гидротурбонасос КГТН.

Мощность КГТН

Nкгтн = pкгтнGкгтнvкгтн / (кгтн1000), кВт (2.47)

где ркгтн - давление насоса;

pкгтн = рвых пвд-7 - рвых пп + ртр, МПа (2.48)

Рвых пвд-7 = 8,12 МПа - давление нагреваемой среды на выходе из ПВД-7;

Рвых пп = 5,88 МПа - давление греющей среды на выходе из ПП;

Ртр = 0,05(рвых пвд-7 - рвых пп) - сопротивление трубопровода, МПа;

pкгтн = (8,12 - 5,88) 1,05 = 2,352 МПа (2.49)

Gкгтн = Gпп - массовая подача насоса, кг/с;

vкгтн = v(р = 5,88 МПа) = 0,0013148 м3/кг - удельный объем перекачиваемой жидкости;

кгтн = 0,8 - КПД насоса (принято по прототипу).

Nкгтн = 2,352 Gпп 0,0013148 / 0,81000 кВт (2.50)

Расход силовой воды на гидропривод

Gгп = 1000 Nкгтн / (vгп ргп гп), кг/с (2.51)

где Nкгтн - мощность гидропривода, равная мощности насоса, кВт;

vгп - удельный объем силовой воды, м3/кг;

vгп = v(р = 9,7 МПа, t = 164,96оС) = 0,0011015 м3/кг;

Р = 9,7 МПа - давление воды на выходе из питательного насоса;

Т = 164,96оС - температура воды на выходе из деаэратора;

Ргп - перепад давлений, срабатываемый на гидроприводе, Па;

ргп = рпн - ртр, Па (2.52)

рпн = 8,7 МПа - давление питательного насоса ;

ртр = 0,3 МПа - гидравлические сопротивления трубопровода силовой воды;

гп = 0,79 - КПД гидропривода.

Gгп = 0,05218 Gт - 4,0317 кг/с (2.53)

Рассчитаны параметры турбопитательного насоса.

Массовая подача ТПН

Gтпн=1,05618 Gт - 4,0317 кг/с (2.54)

Давление ТПН ртпн = 8,7 МПа.

Удельный объем перекачиваемой воды vтпн = vгп = 0,0011015 м3/кг.

тпн = 0,79 - КПД турбопривода (принято по прототипу).

Мощность ТПН

Nтпн = pтпнGтпнvтпн / (тпн1000), кВт (2.55)

Nтпн = 12,81193 Gт - 48,9 кВт

Расход пара на ТПН

Gп тпн = Nтпн / (мех.тпн Нi тпн), кг/с (2.56)

где мех.тпн = 0,98 - механический КПД турбопривода (принято по прототипу);

Нi тпн = 573,39 кДж/кг - внутренний теплоперепад срабатываемый на турбине ТПН.

G птпн = 0,0228 Gт - 0,087022 кг/с (2.57)

2.3.7 Коэффициенты удержания тепла теплообменных аппаратов определяется по зависимости = 1 - r 10 -3. Следовательно, значения составляют:

	для ПНД-1	= 0,999;	для деаэратора	= 0,994;
	для ПНД-2	= 0,998;	для ПВД-6	= 0,993;
	для ПНД-3	= 0,997;	для ПВД-7	= 0,992;
	для ПНД-4 для ПНД-5	= 0,996; = 0,995;	для ПП	= 0,99.

Для нахождения основных параметров рабочего контура с использованием вычислительной техники составлена система уравнений рабочего контура.

Перечень неизвестных величин, подлежащих определению:

G1стЦВД - расход пара через 1 ступень ЦВД, кг/с;

G2стЦВД - расход пара через 2 ступень ЦВД, кг/с;

G3стЦВД - расход пара через 3 ступень ЦВД, кг/с;

G4стЦВД - расход пара через 4 ступень ЦВД, кг/с;

G5стЦВД - расход пара через 5 ступень ЦВД, кг/с;

G6стЦВД - расход пара через 6 ступень ЦВД, кг/с;

G7стЦВД - расход пара через 7 ступень ЦВД, кг/с;

G1стЦНД - расход пара через 1 ступень ЦНД, кг/с;

G2стЦНД - расход пара через 2 ступень ЦНД, кг/с;

G3стЦНД - расход пара через 3 ступень ЦНД, кг/с;

G4стЦНД - расход пара через 4 ступень ЦНД, кг/с;

G5стЦНД - расход пара через 5 ступень ЦНД, кг/с;

G6стЦНД - расход пара через 6 ступень ЦНД, кг/с;

G7стЦНД - расход пара через 7 ступень ЦНД, кг/с;

Gс - расход сепарата из сепаратора, кг/с;

Gпр - потеря пара в протечках, кг/с;

Gпг - паропроизводительность ПГ, кг/с; iпв - энтальп...