Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Аннотация

Введение

1. Генеральный план ЛАЭС-2

2. Расчет тепловой схемы турбоустановки К-1200-6.8/50

2.1 Характеристика основного оборудования АЭС

2.2 Турбоустановка К-1200-6.8/50

2.3 Построение процесса расширения пара турбины в hs-диаграмме

2.4 Принципиальная тепловая схема турбоустановки

2.5 Расчет тепловой схемы турбоустановки К-1200-6.8/50

2.6 Выбор вспомогательного оборудования

3. Расчет проточной части турбины к-1200-6.8/50

3.1 Предварительный расчет проточной части ЦВД

3.2 Предварительный расчет проточной части ЦНД

3.3 Детальный расчет всех ступеней на ПЭВМ

4. Оптимизация разделительного давления турбины

5. Система технического водоснабжения ЛАЭС-2

6. Компоновка турбинного отделения

7. Охрана труда

8. Определение себестоимости отпускаемой электроэнергии

Заключение

Список литературы

Приложения



Аннотация

В дипломном проекте рассматривается энергоблок для Ленинградской атомной электростанции - 2 (в дальнейшем ЛАЭС-2).

Дана характеристика генерального плана с описанием расположения основного оборудования.

Произведён расчёт тепловой схемы и выбрано вспомогательное оборудование. Выполнен тепловой расчет проточной части турбоустановки К-1200-6,8/50,

В спецзадании - оптимизация разделительного давления турбины. Расчет выполнен с помощью программы «SXEMA». Сделаны выводы по целесообразности изменения давления за ЦВД.

Себестоимость электроэнергии для 1 блока станции составила 1,01 руб./кВтч.

Освещены вопросы охраны труда.



Введение

Сооружение Ленинградской АЭС-2 осуществляется в рамках реализации Федеральной целевой программы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года».

Основные характеристики:

- АЭС компонуется двумя энергоблоками мощностью по 1160 МВт(эл);

- Расчетный срок службы основного оборудования АЭС - 50 лет;

- Мощность теплофикационной установки энергоблока АЭС - до 300 МВт;

- Коэффициент полезного действия (нетто) - не менее 33,7 %;

- Удельная численность промышленно-производственного персонала при условии сервисного обслуживания - 0,47 чел./МВт.

- АЭС предназначена для выработки электроэнергии в базисном режиме и в режиме следования за нагрузкой;

среднегодовое количество отпускаемой электроэнергии от двух энергоблоков при работе АЭС в базовом режиме ?16120 млн. кВт-ч.

Блок оснащен реакторной установкой В-491 с водо-водяным энергетическим реактором с водой под давлением и турбоустановки. Тепловая схема - двухконтурная.

Первый контур - радиоактивный и состоит из гетерогенного реактора на тепловых нейтронах, четырех главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления, вспомогательного оборудования. В состав каждой циркуляционной петли входят: парогенератор, главный циркуляционный насос, главный циркуляционный трубопровод Ду850.

Водяной энергетический реактор ВВЭР-1200 является реактором корпусного типа. В качестве теплоносителя и замедлителя используется раствор борной кислоты под давлением. Топливом является обогащенная двуокись урана. Нагреваемый при прохождении через активную зону реактора, теплоноситель первого контура поступает в парогенераторы, где отдает свое тепло через стенки трубной системы воде второго контура.

Второй контур - не радиоактивный и состоит из паропроизводительной части парогенераторов, главных паропроводов, одного турбоагрегата, вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудования деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.

Основное технологическое оборудование, примененное в проекте, имеет многолетний положительный опыт эксплуатации на отечественных АЭС и АЭС за рубежом, построенных по российским проектам.

Проект базируется на критериях безопасности, содержащихся в нормативно-технической документации, действующей в России, с учетом рекомендаций МАГАТЭ.

В основу обеспечения безопасности в проекте ЛАЭС-2 заложен принцип глубокоэшелонированной защиты - применение системы барьеров на пути распространения ионизирующих излучений и радиоактивных веществ в окружающую среду и системы технических и организационных мер по защите барьеров и сохранению их эффективности и непосредственно по защите населения.

Система барьеров включает:

- топливную матрицу, оболочки твэлов,

- границу контура теплоносителя реактора,

- герметичное ограждение локализующих систем безопасности.



1. Генеральный план ЛАЭС-2

Генеральный план ЛАЭС-2 разработан на два энергоблока с РУ ВВЭР-1200 с учетом возможности расширения еще на два блока на топографической съемке масштаба 1:1000.

Местоположение первого блока принято на месте размещения ранее запроектированного блока ВВЭР-640, под который выполнен комплекс необходимых инженерных изысканий. Это обстоятельство значительно сокращает срок начала строительства АЭС.

Ориентация блоков определилась техническими решениями по системам техводоснабжения основного оборудования зданий турбин и ответственных потребителей зданий реакторов, а также условиями выдачи электрической мощности.

При компоновке генплана учитывались следующие требования:

- обеспечение максимальной автономности энергоблоков (ядерного острова);

- модульный принцип застройки промплощадки унифицированными модулями- энергоблоками;

- зонирование территории по зданиям основного производственного назначения и вспомогательным зданиям с разделением территории на зоны «строгого» и «свободного» режима.

- оптимальное блокирование зданий и сооружений основного производства, а также подсобно-производственных зданий и сооружений;

- обеспечение прямолинейных магистральных трасс (коридоров) прокладки инженерных коммуникаций;

- сокращение технологических, транспортных и пешеходных связей;

- возможность организации поточного строительства.

Блоки один и два - первая очередь строительства, блоки три и четыре - вторая очередь строительства.

Промплощадка АЭС условно разделена на зону основного производства (ядерный остров) и зону общестанционных вспомогательных зданий и сооружений. Ядерный остров имеет свое ограждение (04UZJ).

Зона основного производства размещена в центре промплощадки и состоит из скомпонованных в единый строительный объем блочных модулей-энергоблоков. В состав каждого из них входят: здание реактора (UJA), эстакада транспортного шлюза (UJG), паровая камера (UJE), здание безопасности (UKD), вспомогательный корпус (UKA), здание управления (UCB), хранилище свежего топлива и твердых радиоактивных отходов (UKT), здание ядерного обслуживания с бытовыми помещениями зоны контролируемого доступа (UKC), здание турбины (UMA), здание электроснабжения нормальной эксплуатации (UBA), здание теплофикации (UNC), здание водоподготовки (UGB) с баками собственных нужд химводоочистки (UGD), а также отдельно стоящие сооружения: вентиляционная труба (UKH), здание резервной дизельной электростанции системы аварийного электроснабжения (САЭ) с промежуточным складом дизельного топлива (UBS), сооружение блочных трансформаторов (UBF), насосная станция автоматического водяного пожаротушения (USG), резервуары запаса воды для автоматического пожаротушения (UGF), здание блочной дизельной электростанции с промежуточным складом дизельного топлива (UBN).

Энергоблоки ориентированы зданиями реакторов на северо-запад, зданиями турбин - на юго-восток в сторону выдачи электрической мощности.

Шаг блоков принят 210 м и обеспечивает размещение инженерных и транспортных коммуникаций между блоками, а также организацию поточного строительства и независимого ввода мощностей пусковыми комплексами.

Брызгальные бассейны (URR) для охлаждения ответственных потребителей зданий реакторов размещены к северо-западу от зданий реакторов на минимально возможном расстоянии. Там же предусматривается резервная емкость для опорожнения брызгальных бассейнов (URX). На каждый блок предусматривается по две насосных станции ответственных потребителей (UQC) с камерами переключения (URS).

Со стороны второго блока размещаются:

- теплая стоянка спецавтотранспорта (UKX),

- объединенная насосная станция противопожарного водоснабжения и автоматического водяного пожаротушения (02USG) с резервуарами запаса воды (UGF).

Площадка размещения основных зданий и сооружений энергоблоков имеет ограждение. Предусматривается два автомобильных въезда.

Проход персонала от контрольно-пропускного пункта служебно-бытового корпуса зоны свободного доступа (USV) к зданиям энергоблоков осуществляется по пешеходному тоннелю.

В юго-восточной части промплощадки со стороны зданий турбин размещены башенные испарительные градирни (URA) с насосными станциями потребителей здания турбины (URD).

В юго-западной части промплощадки со стороны первого блока располагаются общестанционные здания и сооружения:

- мастерские зоны свободного доступа и материальный склад (ЦМС) (UST);

- административно-лабораторно-бытовой корпус (UYА);

- столовая (UYD)

- объединенно-газовый корпус (UTF);

- теплоцентр с баком аккумулятором (UNA);

- пуско-резервная электрокотельная (UTH);

- объединенная насосная станция противопожарного, хозяйственного-питьевого и производственного водоснабжения (01USG) с резервуарами запаса воды для хозяйственнопитьевого водоснабжения (UGG) и противопожарного водоснабжения (UGF);

- маслодизельное хозяйство в составе: насосной станции масла и дизельного топлива (UEL), приемных сооружений для масла и дизельного топлива (UEH), открытого склада масла (UEK), открытого склада дизельного топлива (UEJ);

- очистные сооружения производственно-ливневых стоков и стоков, содержащих нефтепродукты (UGV), бытовых сточных вод зоны свободного доступа (01UGR) и зоны контролируемого доступа (02UGR) и другие вспомогательные сооружения.

Зона общестанционных зданий и сооружений скомпонована с учетом возможности расширения объектов для второй очереди АЭС (для блоков три и четыре).

Выдача электрической мощности АЭС в энергосистему предусматривается в юго- восточном направлении через комплексное распределительное устройство элегазовое 330 кВ (КРУЭ-330 кВ).

На территории КРУЭ находятся:

- здание КРУЭ-330 кВ (UAB);

- здание КРУ-6 кВ резервного питания (UBV) с сооружениями резервных трансформаторов (UBC);

- здание общестанционного РУСН 6 кВ (UBW) с сооружениями общестанционных трансформаторов (UBE);

- здание релейных панелей 330 кВ (UAC).

Выдача тепловой мощности внешним потребителям намечена в северо-западном направлении. По ходу магистральной теплотрассы размещается теплоцентр (UNA).

Предстанционная зона АЭС организована с западной стороны площадки. Здесь находится главный контрольно-пропускной пункт (01UYF) с автомобильным въездом на территорию станции и предусмотрены площадки для стоянки автотранспорта.

Для обеспечения кратчайших и организованных пешеходных связей для эксплуатационно-ремонтного персонала между административно-лабораторно-бытовым корпусом, столовой и служебно-бытовым корпусом зоны свободного доступа к основным зданиям АЭС проектом предусматривается галерея зоны свободного доступа (UKY).

Территория АЭС имеет тройное охранное ограждение: наружная ограда (01UZJ), основная ограда (02UZJ), внутренняя ограда (03UZL) с шириной охранной зоны 20 м, в которую включены все сооружения станции. Вокруг ядерного острова предусмотрена ограда энергоблоков (04UZJ).

На промплощадку станции организованы два въезда: автомобильный - со стороны первого блока у главного контрольно-пропускного пункта, и со стороны второго блока АЭС, где предусмотрены железнодорожный и автомобильный въезды с досмотровыми зонами и контрольно-пропускным пунктом. Согласно требованиям ГО в южном направлении намечается третий выезд с территории промплощадки.

В пределах ограды промплощадки размещается железнодорожная станция АЭС, предназначенная в основном, для вывоза отработавшего и приема свежего топлива. На станции размещается открытый пристанционный перегрузочный узел (UZF).

Для организации эксплуатации средств охраны на АЭС предусмотрен комплекс сооружений физической защиты, расположенный в зоне общестанционных вспомогательных сооружений в составе: здания центра физзащиты (UXR), здания дизельгенераторной установки (UXS), гаража автотранспорта ВО (UXT), здания служебного собаководства (UXU).

Убежища гражданской обороны размещены с учетом радиусов сбора укрываемых в местах наибольшего сосредоточения персонала и находятся в зоне вспомогательных сооружений (01UZM) и за вторым энергоблоком (02ТОМ).



2. Расчет тепловой схемы турбоустановки К-1200-6.8/50

2.1 Характеристика основного оборудования АЭС

АЭС компонуется двумя моноблоками мощностью по 1200 МВт(э) и предназначена для выработки электроэнергии в базовом режиме. Оборудование и системы АЭС допускают возможность работы в маневренных режимах регулирования мощности. Регулировочный диапазон нагрузок лежит в диапазоне от 20 до 100 % Nном. КИУМ при работе энергоблока в базовом режиме не менее 90 %. Эффективное число использования при работе реактора на номинальной мощности составляет 8100 эфф. часов/год.

Расчетный срок службы основного оборудования АЭС 60 лет.

Перегрузка топлива производится один раз в год. В нормальном году эксплуатации средняя продолжительность остановки на перегрузку составляет 16 дней.

Энергоблок состоит из реакторной установки с водоводяным энергетическим реактором с водой под давлением и турбоустановки. Тепловая схема - двухконтурная.

Первый контур - радиоактивный и состоит из гетерогенного реактора на тепловых нейтронах, четырех главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления, вспомогательного оборудования. В состав каждой циркуляционной петли входят: парогенератор, главный циркуляционный насосный агрегат, главный циркуляционный трубопровод Ду 850.

Топливом является слабообогащенная двуокись урана. Нагреваемый при прохождении через активную зону реактора теплоноситель первого контура поступает в парогенераторы, где отдает свое тепло через стенки трубной системы воде второго контура.

Второй контур - не радиоактивный, состоит из паропроизводительной части парогенераторов, главных паропроводов, одного турбоагрегата, их вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудования деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.

Турбоустановка включает в себя паровую турбину и генератор, монтируемый на общем фундаменте с турбиной. Турбина снабжена конденсационным устройством, регенеративной установкой для подогрева питательной воды, сепараторами пароперегревателями, имеет нерегулируемые отборы пара на подогреватели системы регенерации, на собственные нужды станции и на подогрев добавки химически очищенной воды в цикл.

2.2 Турбоустановка К-1200-6.8/50

В машинном зале устанавливается турбоустановка К-1200-6.8/50 производства ПОТ "Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) с промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом пара, с рабочей частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока. Эта турбина рассчитана для работы в моноблоке с реактором ВВЭР 1200.

Таблица 2.1 Конструктивные характеристики турбоустановки К-1200-6.8/50

Конструктивная схема турбины	2 ЦНД + ЦВД + 2 ЦНД
Парораспределение	дроссельное
Тип турбины:
ЦВД	активный
ЦНД	активно-реактивный
Количество ступеней:
ЦВД	26
ЦНД	25
Всего в турбине	52
Характеристика последней ступени:
длина рабочей лопатки, мм	1200
материал рабочей лопатки	титановый сплав
корневой диаметр, мм	1800
торцевая площадь, м2	11,3
Суммарная торцевая площадь выхлопа, м	90,4
Ротор ВД	цельнокованый
Ротор НД	цельнокованый

Таблица 2.2 Основные расчетные характеристики турбоустановки

Электрическая мощность при гарантийных условиях (без отборов пара сверх регенерации и добавка химически очищенной воды в цикл, при тепловой мощности РУ 3212 МВт), МВт	1170
Удельный расход теплоты брутто, при гарантийных условиях, кДж/кВтч	9847,9 (2352,1 ккал/кВт*ч)
Номинальный расход свежего пара (с учетом расхода пара на промежуточный пароперегреватель), т/ч	6464,3
Номинальные параметры свежего пара:
Давление, МПа	6,8
Температура, °С	283,8
Влажность, %	0,5
Параметры после промежуточного перегрева пара:
давление, бар	5,4
температура, °С	260
расчетная температура охлаждающей воды, °С	18
номинальное абсолютное давление пара в конденсаторе, кПа	4,9
номинальный массовый расход охлаждающей воды в конденсаторы, т/ч	170000
Номинальное абсолютное давление пара в деаэраторе, бар	8,1
Температура питательной воды, °С	227
Теплофикационная нагрузка, МВт	300

Турбина К-1200-6,8/50 с возможностью отпуска пара на бойлера теплосети из нерегулируемых отборов для работы на влажном паре с параметрами: давление пара перед турбиной 6,8 МПа, температура 283,8 °С, с числом оборотов 3000 об/мин, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТЗВ-1200-2УЗ производства филиала ОАО «Силовые Машины» «Электросила», монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Генератор должен иметь полное водяное охлаждение и допускать без ограничения во времени работу с максимальной мощностью 1200 МВт. В данной турбине реализуются конструктивные решения, основанные на опыте создания и изготовления турбины К1000-60/3000.

Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из симметричного двухпоточного ЦВД и четырех симметричных двухпоточных ЦНД, конструктивная схема «бабочка» 2ЦНД+ЦВД+2ЦНД. Общая длина турбины без генератора около 53 м.

Парораспределение - дроссельное. Пар из парогенераторов поступает к четырем блокам клапанов. Каждый блок клапанов высокого давления состоит из одного стопорного клапана поворотного типа и одного регулирующего клапана. Пройдя стопорные и регулирующие клапаны, пар по четырем паропроводам поступает в ЦВД турбины.

Конструкция ЦВД - новая, рассчитанная на больший пропуск пара, чем в ЦВД турбины К-1000-60/3000 и повышенное давление пара на входе в цилиндр и выходе из него. Учитывая, повышение величины давления свежего пара перед турбиной (6,8 МПа вместо 5,9 МПа в блоках с ВВЭР-1000), и в целях увеличения КПД, ЦВД выполняется числом ступеней - шесть (вместо пяти в ЦВД турбины К-1000-60/3000). Число потоков ЦВД - два.

Двухпоточный ЦНД имеет сварную конструкцию наружного и внутреннего корпусов. Наружный корпус ЦНД состоит из трех частей: два выходных патрубка соединяются вертикальными фланцами со средней частью.

Проточная часть ЦНД состоит из пяти ступеней в каждом потоке. Рабочие лопатки последних ступеней имеют длину 1200 мм и изготовляются из титанового сплава ВТ-6.

Все роторы имеют жесткие соединительные муфты, и каждый из них лежит на двух опорах, при этом все роторы имеют выносные подшипники, которые опираются непосредственно на фундамент. Опорно-упорный подшипник расположен в передней части ротора цилиндра высокого давления. Все вкладыши снабжены устройством гидростатического подъема роторов при вращении их ВПУ, что предотвращает износ баббита, сохраняет шейки роторов и снижает пусковой момент на электродвигателе ВПУ.

Ротор ЦВД цельнокованый, без центрального канала. На роторе размещено двенадцать ступеней, по шесть в каждом потоке.

Ротор НД цельнокованый, без центрального канала. Крепление рабочих лопаток первых двух ступеней - на Т-образных хвостовых соединениях; рабочие лопатки третьей, четвертой и пятой ступеней крепятся на торцевых ёлочных хвостовиках.

Конденсаторы турбины

Турбина имеет четыре корпуса конденсатора (по числу ЦНД). Они выполнены подвальными, поперечными по отношению к оси турбины, двухпоточными по охлаждающей воде. Конденсаторы секционированы по давлению, что обеспечивает повышение тепловой экономичности турбоустановки при температуре охлаждающей воды более 15°С.

Материал трубок конденсатора - титан или нержавеющая сталь, в зависимости от качества охлаждающей воды. Трубки развальцовываются в трубных досках и обвариваются. Такое решение обеспечивает высокую гидравлическую плотность конденсаторов, полностью исключает или ограничивает присосы охлаждающей воды до величины не более 4x10^-5 % от расхода пара в конденсатор.

Система подачи охлаждающей воды в конденсатор - прямоточная, одноступенчатая. Конденсационная установка снабжена системой шарикоочистки.

Система регулирования выполняется электрогидравлической и состоит из электрической и гидравлической частей.

Электрическая часть системы регулирования (ЭЧСР) выполняется на современной микропроцессорной технике современного поколения, применяемой для всей АЭС.

Система защиты турбины обеспечивает закрытие всех паровпускных органов турбины с целью предотвращения аварийной ситуации.

Основная система охлаждающей воды

Основная система охлаждающей воды предназначена для подачи охлаждающей воды и отвода тепла к градирням от конденсаторов турбин во всех режимах нормальной эксплуатации.

Система оборотная с использованием в качестве охладителей башенных испарительных градирен.

Схема основной системы охлаждающей воды принята одноподъёмной и представляется в следующем виде. Охлаждённая вода из бассейнов градирен (по две градирни на каждый энергоблок) поступает по закрытым отводящим каналам в насосные станции потребителей здания турбины и насосами по подводящим водоводам подается на конденсаторы турбин. Нагретая в конденсаторах вода по отводящим водоводам подаётся на градирни для охлаждения (по двум водоводам на каждую градирню).

2.3 Построение процесса расширения пара турбины в hs-диаграмме

При расчете использована программа теплофизических свойств воды и водяного пара WaterSteamPro.6.0. Состояние перед стопорными клапанами:

Ро = 70 бар ,t = 285,83 С ,х = 0,995, hо = 2765,04 кДж/кг .

Процесс в части высокого давления

Состояние перед соплами 1 ступени ЦВД при дросселировании в размере 3%

Ро = 0,97^.Ро = 0,97^.70 = 68 бар.

Давление за последней ступенью ЦВД Рр=5,76 бар, при этом имеем

h = 2340,38 кДж/кг (хка = 0,802).

Рассчитаем КПД ЦВД

,

Где ,

,

hо-h=2765,04 - 2340,38 = 424,66 кДж/кг,

2,5/.

Т. к. процесс происходит во влажном паре, необходимо ввести поправку на влажность

Квл = = , значит

_,

Тогда состояние в конце действительного процесса расширения

h = hо - (hо-h) = 2765,04 - (2765,04 - 2340,38) 0,8115 = 2420,43 кДж/кг,

хд = 0,8403 (влажность 16 %).

Состояние за сепаратором (С)

Потери давления при перепуске пара в сепаратор примем 3%

Рс = 0,982·Рр=0,982·5,76=5,66 бар; х = 0,99.

Тогда энтальпия пара на выходе из сепаратора hc = 2732,67 кДж/кг, а энтальпия сливаемого сепарата =660,68 кДж/кг.

Состояние за первой ступенью пароперегревателя (ППI)

Потери давления при перепуске пара в пароперегреватель примем 2%

Рпп = 0,984·Рс=0,984·5,66=5,57 бар,

Пароперегреватель будем обогревать паром из первого отбора.

Примем tпп =206С. Энтальпия пара на выходе из ППI hППI= 2865,92 кДж/кг.

Состояние за второй ступенью пароперегревателя (ППII)

Потери давления при перепуске пара в пароперегреватель примем 2%

Р_пп = 0,984·Рс=0,984·5,57=5,48 бар,

Пароперегреватель будем обогревать острым паром с температурой 283 °С. Примем tпп =260 С. Энтальпия пара на выходе из ППII hППII= 2980,33 кДж/кг.

Процесс в части низкого давления

Принимаем дросселирование в клапанах ЧНД 1%.

Давление перед соплами 1 ступени

Р2 = 0,989^.РппII= 0,989^.5,48 = 5,42 бар.

При давлении за последней ступенью ЧНД 4,9 кПа имеем

h = 2215,09 кДж/кг (хка = 0,8577)

Рассчитаем КПД ЦНД

,

,

.

Т. к. в рассматриваемой группе ступеней процесс расширения начинается в области перегретого пара, а заканчивается в области влажного пара, то ниже линии насыщения КПД следует определять с учетом влажности.

По h-s диаграмме находим, что давление перехода из области перегретого пара в область влажного пара 0,8721 бар (h”=2669 кДж/кг).

Т. к. процесс происходит во влажном паре, необходимо ввести поправку на влажность

Квл = = , значит

_,

В этом случае состояние в конце действительного процесса расширения (без учета потери с выходной скоростью последней ступени)

h = h” - (h”_h) = 2669 - (2669 - 2215,09) • 0,8013 =2337,79 кДж/кг

Паросодержание в этом состоянии хк^*= 0,9083

Примем потери с выходной скоростью hв = 30 кДж/кг.

Тогда состояние пара на выходе в конденсатор

hк = h + hв = 2337,79 + 30 = 2367,79 кДж/кг .

Паросодержание в этом состоянии хк = 0,9207 (влажность 7,93 %).

Действительный теплоперепад для турбины в целом

Нi = (hо - h) + (hчнд - hк) = (2765,04 - 2420,43) + (2980 - 2337,79) = 957,15 кДж/кг.

На основании параметров, полученных выше, построим условный процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме (рис.2.1).

Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине К-1200-6.8/50 в h-S диаграмме.

2.4 Принципиальная тепловая схема турбоустановки

Принципиальная тепловая схема турбоустановки включает в себя четыре ступени подогревателей низкого давления, деаэратор, две ступени подогревателей высокого давления. Принятая схема предназначена для регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды в режимах нормальной эксплуатации.

Принципиальная тепловая схема турбоустановки представлена на рис. 2.2.

Рис. 2.2 Принципиальная схема второго контура.

Пар из парогенератора через блоки стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД турбины.

Из камер отбора за второй, третьей и пятой ступенями каждого из потоков пар отбирается на регенеративный подогрев в, соответственно, ПВД-6, ПВД-5, деаэратор (совмещен с отбором на ПСВ-3). Из выхлопа ЦВД пар отбирается на ПНД-4 (совмещен с отбором на ПСВ-2). Основной расход пара после ЦВД направляется на сепарацию и промперегрев в СПП. После СПП пар через блоки клапанов низкого давления (последовательно установленные стопорные и регулирующие поворотные заслонки) поступает в ЦНД.

Промперегрев - двухступенчатый. Греющий пар в первую ступень СПП подается из отбора за второй ступенью ЦВД, перегрев во второй ступени осуществляется свежим паром, отбираемым из трубопроводов свежего пара.

Отсепарированная вода откачивается из общего для четырех СПП сепаратосборника сливными насосами в тракт основного конденсата совместно с конденсатом греющего пара ПНД-4. Конденсат греющего пара первой ступени СПП из двух конденсатосборников сливается в ПВД-5, конденсат греющего пара второй ступени также из двух конденсатосборников закачивается в тракт питательной воды после ПВД-6.

Закачка конденсата греющего пара осуществляется высокотемпературным насосом с гидроприводом, впервые использованным в схеме турбоустановки К-1000-60/3000. Рабочим телом для гидропривода служит питательная вода, отбираемая после питательных насосов и сливаемая в деаэратор.

Из ЦНД осуществлен отбор пара на регенеративные подогреватели низкого давления: после четвертой ступени каждого из потоков каждого из ЦНД -- в четыре корпуса ПНД-1, встроенных в переходной патрубок каждого из четырех конденсаторов; после третьей ступени каждого из потоков каждого из ЦНД - в один ПНД-2 смешивающего типа; после второй ступени каждого из потоков каждого из ЦНД - также в один поверхностный ПНД-3 (совмещен с отбором на ПСВ-1).

Отвод конденсата греющего пара из подогревателей оптимизирован, исходя из требований высокой экономичности блока. Конденсат греющего пара ПВД-6 после охладителя дренажа сливается в паровое пространство ПВД-5, и далее общий поток конденсата через охладитель дренажа направляется в деаэратор.

Конденсат ПНД-4 вместе с сепаратом промперегрева насосами закачивается в тракт основного конденсата. Конденсат ПНД-3 каскадно сливается в ПНД-2. Конденсат из каждого корпуса ПНД-1 сливается в собственный конденсатор через гидрозатвор.

Система регенерации отвечает требованиям обеспечения максимальной надежности, удобства эксплуатации и компактного размещения в машинном зале при одновременно высоких показателях тепловой экономичности.

Теплофикационная установка теплопроизводительностью 300 МВт состоит из двух параллельных групп подогревателей сетевой воды (ПСВ), каждая из которых включает в себя три ступени подогревателей.

Для подогрева сетевой воды подводится пар из отборов турбины. Пиковые подогреватели имеют резервный подвод греющего пара из коллектора собственных нужд на случай, когда при снижении мощности турбины давление в третьем отборе не сможет обеспечить требуемую температуру сетевой воды.

Конденсат греющего пара каскадно сливается из подогревателя третьей ступени в подогреватель второй ступени, из него в подогреватель первой ступени. ПСВ первой ступени выполнен со встроенным охладителем конденсата. Охлажденный конденсат направляется в конденсатор турбины.

Структура системы регенерации

Структура системы регенерации: четыре подогревателя низкого давления первой ступени плюс подогреватель низкого давления второй ступени плюс подогреватель низкого давления третьей ступени плюс подогреватель низкого давления четвертой ступени плюс два подогревателя высокого давления пятой ступени плюс два подогревателя высокого давления шестой ступени (4ПНД1 + ПНД2 + ПНДЗ + ПНД4 + Д + 2ПВД5+ 2ПВД6).

Все аппараты ПНД (кроме ПНД-2) и ПВД - поверхностного, камерного типа (с поверхностью теплообмена набранной U-образными трубками из нержавеющей стали).

Подогреватели низкого давления ПНД-1 встроены в переходные патрубки конденсатора; основной конденсат на этом участке разделяется на четыре нитки.

Трубная система ПНД, трубопроводы и арматура по тракту основного конденсата рассчитаны на полное давление конденсатных насосов в безрасходном режиме.

Система ПВД имеет две ступени выполненные в две нитки. Подогреватели оснащены быстродействующими защитными устройствами, отключающими аварийную нитку ПВД при повышении уровня воды в корпусах любого из них.

Допускается длительная работа турбины при отключении одной или двух ниток ПВД. Все подогреватели спроектированы с учетом ремонтопригодности и удобства в обслуживании.

Номинальное давление пара в деаэраторе - 0,81 МПа.

Помимо регенеративных подогревателей в тепловой схеме предусмотрен еще один теплообменный аппарат - конденсатор пара уплотнений (КПУ). В КПУ отсасывается паровоздушная смесь из последних камер концевых уплотнений турбины и уплотнений штоков клапанов парораспределения турбины.

Конденсатные насосы для откачки основного конденсата устанавливаются в две ступени. Насосы первой ступени забирают конденсат из конденсатора и прокачивают его через КПУ, БОУ и ПНД-1 в ПНД-2; насосы второй ступени забирают конденсат из ПНД-2 и закачивают конденсат через ПНД-3, ПНД-4 в деаэратор. Устанавливается по три конденсатных насоса в каждой ступени подъема, два рабочих, один резервный.

Для режима пуска и останова блока, а также для режима байпаса турбины при резком сбросе электрической нагрузки используются БРУ-К. Общая производительность БРУ-К составляет 60% суммарной паропроизводительности парогенераторов. Сброс пара по байпасу турбины производится в каждый из четырех конденсаторов через пароприемные устройства. В пароприемном устройстве предусмотрен впрыск воды для охлаждения сбрасываемого пара.

Разработка теплообменного и насосного оборудования системы регенерации осуществляется на основе конструкций соответствующих видов оборудования, примененного в турбоустановках К-1000-60/3000 для Тяньваньской АЭС и АЭС «Куданкулам».

2.5 Расчет тепловой схемы турбоустановки К-1200-6.8/50

Целью расчета тепловой схемы является определение параметров и значений потоков через все элементы схемы.

Расчет тепловой схемы проводится в три этапа:

- разработка расчетной схемы;

- подготовка исходных данных и кодировка схемы;

- расчет схемы на ПВЭМ.

Исходные данные для теплового расчета схемы берем из расчета реального блока и методических указаний по моделированию тепловых схем паротурбинных установок. Расчет произведен на ЭВМ с использованием специальной программы «SХЕМА».

Рис. 2.3 Тепловая схема с типовыми расчетными узлами.

Правила составления расчетной схемы

Схема состоит из расчетных узлов, которым соответствуют типовые подмодели, содержащие арифметические и логарифмические операции, являющиеся частью общего расчета.

Каждому узлу присваивается порядковый номер j. Нумерация узлов может быть произвольной, не зависящей от расположения в схеме. Номеру узла j соответствует код узла - ряд логических и физических параметров с индексом j. Логическими параметрами будем называть целочисленные переменные, характеризующие тип, структурные или вариантные признаки узла; физическими - вещественные переменные, содержащие конструктивные, расходные, термодинамические и энергетические характеристики.

Качественное отличие узла задается признаком типа узла INDj. В модели предусмотрены следующие типы:

0. фиктивный

1. подвод/отвод тепла

2. изменение энтальпии, дросселирование

3. сепаратор/расширитель

4. отсек турбины

5. конденсатор

6. поверхностный подогреватель

7. деаэратор (смешивающий подогреватель)

8. массообмен

9. насос

10. ответвление

11. преобразование потока

12. охладитель пара (дренажа)

13. контактный теплообменник

14. насос с приводной турбиной

При обозначении потоки разделяют на «Т» (обозначается сплошными линиями) и на «К» (штриховая линия). При этом обозначение параметров потоков:

· для потока «Т»: Gтj, Pтj, hтj, tтj, Xтj

· для потока «Т»: Gкj, Pкj, hкj, tкj, Xкj

Расчетная схема представлена на рис. 2.3

Сначала заполняют параметры: INDj (тип узла), Nтj (для потока «Т»), Nк1j (для первого потока «К»), Nк2j (для второго потока «К») и Nwj (подвод или отвод тепла/мощности). Затем добавляют остальные параметры узла.

Исходные данные для расчета представлены в таблице. В этой таблице представлены как логические параметры, описывающие состав и структуру схемы, так и физические параметры узлов, приведенные в системе СИ. При составлении расчетной схемы были сделаны следующие элементарные преобразования:

Многопоточные ЦВД и ЦНД заменены на однопоточные. Из схемы выключены БОУ. Эжекторы заменены одним узлом типа 2.

В таблицах 2.3 и 2.4 приведены характеристики турбины К-1200-6.8/50, которые потребуются в дальнейших расчетах, а на рисунке 2.1 процесс расширения пара в h,s-диаграмме.

Таблица 2.3 Параметры пара в отборах

№ отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Потери давления в отборе, %
I	ПВД-6	2,785	6
II	ПВД-5	2,007	6
III	Деаэратор	0,902	10
IV	ПНД-4	0,58	6
V	ПНД-3	0,153	6
VI	ПНД-2	0,067	6
VII	ПНД-1	0,026	5

Таблица 2.4 Исходные данные для расчета в программе SXEMA

...

Узел j	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
IND j	1	1	9	1	8	8	4	4	4	4	8	3	6
NT j	3	1	2	34	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Nk1 j										3			37
NK2 j
Nw j	-1	4
NG j	-1			4		4
NP j
EF j	1	0,98	0,8	1	1	1	0,8115	0,8115	0,8115	0,8115	1	1	0,995
EFA j			0,995	0,005		0,013
DTT j													20
DTK j
EPT j											0,018	0,016	0,016
EPK j								0,06	0,1	0,06
W j
GT j
PT j	16,14	16,02	16,63	7		6,8	2,785	2,007	0,902	0,576
HT j
TT j	328,9	298,2		285,83
XT j				0,995	0,995	0,995						0,99	2
GK j
PK j
HK j
TK j
XK j
Узел j	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
IND j	6	4	4	4	4	5		9	9	2	6	7	9
NT j	13	45	15	16	17	18			19	22	23	24	25
Nk1 j	5					21		20			17	16
NK2 j						43						27
Nw j
NG j												26
NP j
EF j	0,995		0,8626	0,8013	0,8013	1	1	0,8	0,8	1	0,998	1	0,8
EFA j						50		0,995	0,995				0,995
DTT j	20				90,4						3
DTK j
EPT j	0,011
EPK j		0,06	0,06	0,05							0,1	0,09
W j
GT j
PT j		0,1539	0,0666	0,026	0,0049	0,0049			1	0,4	0,1		2
HT j
TT j
XT j	2
GK j
PK j					0,1	0,1		1
HK j
TK j						20
XK j
Узел j	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37	38
IND j	6	6	8	7	9	6	6	8	2	9	10	10
NT j	26	27	28	29	30	31	32	33
Nk1 j	15	10	40	9		8	38	36	4	14	7	7
NK2 j				39		44
Nw j
NG j
NP j
EF j	0,998	0,998	1	0,998	0,8	1	1	1	1	0,8	1	1
EFA j				0,004	0,995					0,995
DTT j	3	3				5	5
DTK j						4	7
EPT j						0,001		0,01
EPK j	0,08	0,06									0,06	0,06
W j
GT j
PT j	1,6	1,2	1	0,81	8,75	8	7,5
HT j
TT j
XT j
GK j
PK j
HK j
TK j
XK j				0,98
Узел j	39	40	41	42	43	44	45
IND j	8	9		8	8	8	8
NT j							14
Nk1 j	32	28		6	24	33
NK2 j	35	12		30	42	13
Nw j
NG j
NP j
EF j	1	0,8	1	1	1	1	1
EFA j		0,995
DTT j
DTK j

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Энергоблок для Ленинградской атомной электростанции" скачать

Подобные документы

• Новые системы безопасности атомной электростанции "ВВЭР-ТОИ"

  Основные технико-экономические показатели энергоблока атомной электростанции. Разработка типового оптимизированного и информатизированного проекта двухблочной электростанции с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1300. Управление тяжелыми авариями.
  
  реферат [20,6 K], добавлен 29.05.2015
  

• Деятельность плавучей атомной электростанции

  Основные задачи и положения проекта плавучей атомной электростанции. Характеристика реакторной установки. Преимущества, недостатки и опасность станции. Объективные обстоятельства актуальности процесса развития атомной генерации малой и средней мощности.
  
  курсовая работа [26,4 K], добавлен 09.06.2014
  

• Проектирование атомной электростанции

  Электрическая часть атомной электростанции мощностью 3000 МВт. Выбор генераторов. Обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции. Потери электрической энергии в трансформаторах. Расчет токов трехфазного короткого замыкания на шине 330 кВ.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.03.2013
  

• Чернобыль: вчера, сегодня, завтра

  История и необходимость строительства Чернобыльской атомной электростанции (ЧАЭС). Круг виновных в аварии лиц и её последствия (рак щитовидной железы, генетические нарушения). Схема работы атомной электростанции. Измерители мощности и дозы излучения.
  
  презентация [3,9 M], добавлен 07.10.2013
  

• Атомная электростанция

  Принцип работы атомной электростанции, ее достоинства и недостатки. Классификация по типу реакторов, по виду отпускаемой энергии. Получение электроэнергии на атомной электростанции с двухконтурным водо-водяным энергетическим реактором. Крупнейшие АЭС РФ.
  
  презентация [886,7 K], добавлен 22.11.2011
  

• Проектирование ядерных энергетических установок атомной электростанции в учебных целях

  Рассмотрение основных целей и задач проектирования ядерных энергетических установок современной атомной электростанции. Изучение норм проектирования в соответствии с требованиями, руководящих документов. Особенности создания энергоблока в учебных целях.
  
  реферат [28,7 K], добавлен 18.04.2015
  

• Ядерный реактор

  Прообраз ядерного реактора, построенный в США. Исследования в области ядерной энергетики, проводимые в СССР, строительство атомной электростанции. Принцип действия атомного реактора. Типы ядерных реакторов и их устройство. Работа атомной электростанции.
  
  презентация [810,8 K], добавлен 17.05.2015
  

• Атомные электрические станции: технологическая схема получения электрической энергии. Достоинства, недостатки АЭС

  Мировые лидеры в производстве ядерной электроэнергии. Схема работы атомной электростанции с двухконтурным водо-водяным энергетическим реактором. Главный недостаток АЭС. Реакторы на быстрых нейтронах. Проект первой в мире плавучей атомной электростанции.
  
  реферат [1,4 M], добавлен 22.09.2013
  

• Ядерная энергетика

  Мировой опыт развития атомной энергетики. Развитие атомной энергетики и строительство атомной электростанции в Беларуси. Общественное мнение о строительстве АЭС в республике Беларусь. Экономические и социальные эффекты развития атомной энергетики.
  
  реферат [33,8 K], добавлен 07.11.2011
  

• Источники энергии

  Гидравлическая электростанция (ГЭС) как комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. Характеристика тепловой электростанции (ТЭС). Особенности работы атомной электростанции (АЭС).
  
  контрольная работа [32,5 K], добавлен 10.11.2009
  

• Атомные электростанции

  Атомные электростанции (АЭС)–тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Ядерные реакторы, используемые на атомных станциях России: РБМК, ВВЭР, БН. Принципы их работы. Перспективы развития атомной энергии в РФ.
  
  анализ книги [406,8 K], добавлен 23.12.2007
  

• Расчет электрической части атомной электростанции мощностью 4000 мВт

  Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой атомной электростанции по технико-экономическим показателям. Выбор силовых трансформаторов, обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 04.08.2012
  

• Строение и принцип действия электростанции

  Технологическая схема электростанции. Показатели ее тепловой экономичности. Выбор начальных и конечных параметров пара. Регенеративный подогрев питательной воды. Системы технического водоснабжения. Тепловые схемы и генеральный план электростанции.
  
  реферат [387,0 K], добавлен 21.02.2011
  

• Атомные электростанции

  Физические основы ядерной энергетики. Основы теории ядерных реакторов - принцип вырабатывания электроэнергии. Конструктивные схемы реакторов. Конструкции оборудования атомной электростанции (АЭС). Вопросы техники безопасности на АЭС. Передвижные АЭС.
  
  реферат [62,7 K], добавлен 16.04.2008
  

• Проект атомной электрической станции

  Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.
  
  дипломная работа [924,9 K], добавлен 16.06.2013
  

• Белоярская атомная электростанция

  Введение в экспуатацию Белоярской атомной электростанции - станции, имеющей энергоблоки разных типов. Необходимость расширения топливной базы атомной энергетики и минимизации радиоактивных отходов за счёт организации замкнутого ядерно-топливного цикла.
  
  презентация [467,9 K], добавлен 29.09.2013
  

• Атомные электростанции

  Принцип работы атомной электростанции. Упрощённая принципиальная тепловая схема AЭС с реактором типа РБМК-1000. Необходимость конденсатора в тепловой схеме. Теплообмен в активной зоне реактора. Анализ контура многократной принудительной циркуляции.
  
  реферат [733,0 K], добавлен 01.02.2012
  

• Конструкция оборудования энергоблока Ростовской АЭС

  Особенности конструкции основного и вспомогательного оборудования Ростовской атомной электрической станции, принципы его действия. Тепловая схема энергоблока АЭС, контуры циркуляции. Технические характеристики реактора ВВЭР-1000, системы парогенератора.
  
  отчет по практике [1,5 M], добавлен 26.09.2013
  

• Техническое диагностирование электрооборудования. Диагностирование изоляции

  Схема замещения изоляции и диаграмма токов, протекающих в ней. Определение увлажненности изоляции по коэффициенту абсорбции. Определение местных дефектов изоляции по току сквозной проводимости. Расчет объема работ по обслуживанию электрооборудования.
  
  курсовая работа [205,3 K], добавлен 04.01.2011
  

• Проектирование и расчет электростанции

  Определение типа электростанции по исходным данным. Выбор силового оборудования, аппаратов, токоведущих частей, генераторов, трансформаторов. Описание главной схемы электрических соединений. Расчет электростанции в нормальных и в аварийных режимах.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.12.2014
  

Другие документы, подобные "Энергоблок для Ленинградской атомной электростанции"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам