Таблица 3.5 Выбор среднего диаметра и числа ступеней

Величина	Размерность	1	2	3	4	5	6	7	8
	кДж/кг	80	85	90	95	100	105	110	115
	--	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65
	м/с	400,00	412,31	424,26	435,89	447,21	458,26	469,04	479,58
	м/с	260,000	268,00	275,77	283,33	290,69	297,87	304,88	311,73
	м	1,6552	1,7062	1,7556	1,8037	1,8506	1,8963	1,9409	1,9845
	--	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
	кДж/кг	64	68	72	76	80	84	88	92
	м/с	368,78	379,47	389,87	400,00	409,88	419,52	428,95	368,78
	м3/кг	0,54991	0,55740	0,56503	0,57279	0,58070	0,58874	0,59693	0,60527
	мм	234,1	223,3	213,8	205,4	197,8	191,0	184,8	179,3
	--	6,51	6,13	5,79	5,48	5,21	4,96	4,73	4,53

Рис. 3.3 Выбор среднего диаметра и числа ступеней

Выбираем диаметр первой нерегулируемой ступени, число ступеней и высоту сопла:

Средний диаметр --

Число ступеней --

Высота сопла --

Определение размеров и теплового перепада последней ступени ЦНД

В связи с тем что турбина имеет мощность 1200 МВт, для нее ЛМЗ разработал лопатки предельных размеров (1200 мм, титановый сплав) из условий прочности. Таким образом, диаметр ступени определять не нужно, поскольку диаметр ступени и длина лопатки заданы на базе разработок завода изготовителя. Заданной оказывается и верность ступени.

Таблица 3.6 Параметры последней ступени ЦНД

Величина	Размерность	1
	м	2,98
	м/с	468,10
	--	0,65
	кДж/кг	259,31
	--	0,4
	кДж/кг	90,76
	м/с	426,05
		28
	м3/кг	23,5537
	м	1160
	м	1,82

Средний диаметр последней ступени --

Корневой диаметр последней ступени --

Тепловой перепад последней ступени --

Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада

Для определения числа, размеров ступеней и их тепловых перепадов производится следующее графическое построение. Берется в качестве базы отрезок прямой 200300 мм. На концах этого отрезка в определенном масштабе откладываются диаметры первой и последней нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков проводим линию предполагаемого изменения диаметров. Для ЦВД мощных турбин значения х₀, , _1Э выдерживаются постоянными, а линия диаметров может изображаться прямой линией. По графикам изменения диаметров и х₀ можно построить кривую изменения тепловых перепадов.

На основании этих зависимостей определяется средний тепловой перепад на одну ступень

,

Где m -- число отрезков

Число нерегулируемых ступеней

,

-- коэффициент возврата теплоты;

Т.к. процесс переходит из области перегретого пара в область влажного пара, то

,

,

,

,

Таблица 3.7 Уточнение параметров ЦНД

№ ступени	Диаметр ступени	h0 по графику	h - поправка	Коррект. величина	Степень реакции,	Угол. 1э
1	1,990	115,29	-7,33	107,96	0,20	10
2	2,090	127,17	-8,09	119,08	0,2	13
3	2,250	147,38	-9,37	138,01	0,25	15
4	2,520	184,88	-11,75	173,12	0,3	20
5	2,980	258,53	-16,44	242,09	0,4	28

3.3 Детальный расчет всех ступеней на ПЭВМ

Задачей детального расчета турбины является определение геометрических характеристик ступеней, треугольников скоростей, термодинамических параметров потока, КПД и мощности. Исходными данными являются результаты предварительного расчета турбины. Для расчета используем программные средства, составленные по методике, изложенной в учебном пособии Капеловчиа Б.Э. «Тепловой расчет паровых турбин». На основании расчета строятся треугольники скоростей (приведены в приложении), вычерчиваются продольные разрезы ЦВД и ЦНД.



4. Оптимизация разделительного давления турбины

Подробный тепловой расчет выполнен для разделительного давления 0,576 МПа. Этот расчет принимаем за базовый вариант. Выполним варианты расчета тепловой схемы, которые отличается от базового значением разделительного давления (Р_р = Р_с'). Зададимся рядом давлений от 0,2 до 2 МПа, шаг 0,1 МПа. При выполнении вариантного расчета вносятся изменения в тепловую схему (если это необходимо) и перестраивается процесс расширения пара в турбине с учетом изменения значений внутренних относительных КПД частей турбины.

Как известно, внутренний КПД турбоустановки равен произведению термического КПД цикла и внутреннего относительного КПД турбины:

,

Введение промежуточной сепарации и паро-парового промперегрева является вынужденной мерой для возможности работы частей турбины в допустимых пределах влажности пара (хк доп = 0,84ч0,86).

Если установка сепаратора в идеальном цикле не изменяет КПД цикла, то применение паро-парового промперегрева вносит внутреннюю необратимость и приводит к снижению термического КПД циклов. Однако уменьшение конечной влажности пара приводит к увеличению внутреннего относительного КПД турбины и в целом приводит к увеличению внутреннего КПД ПГУ на 2ч3%.

Оптимизация тепловой экономичности такого цикла связана с выбором разделительного давления. При изменении разделительного давления при одинаковых начальных параметрах и температуры промперегрева происходит изменение конечной влажности за ЧВД и ЧНД турбины, изменяются значения внутренних относительных КПД, а значит, и конечные параметры, и параметры отборов в ЧВД, а также начальные и конечные параметры ЧНД.

Таким образом, необходимо перестраивать процесс расширения пара в hs-диаграмме и пересчитывать схему.

Необходимо выполнить следующие операции:

- определить новое значение внутренних относительных КПД частей турбины;

- построить новый процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме;

- внести по необходимости изменения в расчетной тепловой схеме;

- выполнить новый расчет тепловой схемы.

Определение новых значений внутренних и относительных КПД

В приближенных расчетах можно считать, что при изменении влажности на 1 % соответственно изменяется на 1 % и значение , т.е. , где - внутренний относительный КПД без учета потерь от влажности.

Новые значения КПД определим по формуле:

(4.1)

Далее вычисляем новое значение и перестраиваем процесс в ЧВД. Процесс также строится в СПП и ЧНД. Потери давления в сепараторе и пароперегревателях принимаем в соответствии с базовым вариантом, дросселирование пара на входе в часть низкого давления сохраняем в процентном соотношении таким же, как и в базовом варианте. Значение находится тем же способом, что и для ЧВД.

В диапазоне давлений 0,2-0,576 МПа тепловая схема остается без изменений; в диапазоне 0,6-0,902 МПа отбор на ПНД-4 переходит в ЧНД; в диапазоне 1-2 МПа отбор 3 и 4 переходит в ЧНД. В соответствии с этим необходимо внести изменения в тепловую схему, а также новые значения внутренних относительных КПД ступеней турбины.

Перерасчет КПД производится по методике изложенной выше с использованием формулы (4.1), определяются также значения энтальпий на выходе из цилиндров и соответствующие степени сухости. Полученные значения вносятся в расчетную схему программы «SXEMA».

Результаты расчетов представлены в таблице 4.1. Графики представлены на рисунках 4.1 и 4.2.

Таблица 4.1 Значения КПД при изменении разделительного давления

	ЦВД	ЦНД
0,2	0,7855	2312,29	0,8211	0,8939	2435,39	0,9485	34,481
0,3	0,7946	2351,67	0,8275	0,8734	2396,7	0,9326	34,575
0,4	0,8017	2381,11	0,8327	0,8586	2370,02	0,9216	34,547
0,5	0,8075	2404,93	0,8372	0,8471	2350,36	0,9135	34,449
0,576	0,8115	2420,43	0,8403	0,8397	2337,79	0,9083	34,33
0,6	0,8126	2425,00	0,8412	0,8375	2334,15	0,9068	34,236
0,7	0,8172	2442,42	0,8449	0,8294	2320,93	0,9013	34,167
0,8	0,8214	2547,86	0,8484	0,8221	2309,35	0,8695	34,07
0,902	0,8253	2472,05	0,8517	0,8155	2299,12	0,8923	33,953
1,0	0,8288	2484,47	0,8547	0,8098	2290,33	0,8887	33,869
1,1	0,8322	2496,13	0,8577	0,8045	2282,27	0,8854	33,798
1,2	0,8355	2506,92	0,8605	0,7995	2274,98	0,8824	33,712
1,3	0,8386	2517,00	0,8633	0,7948	2267,95	0,8795	33,615
1,4	0,8416	2526,45	0,8660	0,7905	2261,63	0,8769	33,513
1,5	0,8445	2535,36	0,8686	0,7864	2255,64	0,8744	33,437
1,6	0,8473	2543,79	0,8712	0,7824	2250,08	0,8721	33,317
1,7	0,8500	2551,81	0,8738	0,7787	2244,72	0,8699	33,195
1,8	0,8526	2559,45	0,8762	0,7751	2239,58	0,8678	33,067
1,9	0,8552	2566,74	0,8787	0,7717	2234,70	0,8657	32,855
2,0	0,8578	2573,70	0,8811	0,7683	2230,13	0,8639	32,6

Рис. 4.1 Зависимость электрического КПД турбоустановки от разделительного давления

Рис. 4.2 Зависимость степени сухости пара за ЦВД и ЦНД от разделительного давления

Вывод: Анализ графиков изменения x_к^ЧВД и x_к^ЧНД показывает, что при данном начальном давлении допустимая область изменения давления ограничена из условия влажности y_пред = 16 % значениями от 0,576 до 2 МПа. Полученный максимальный КПД при 0,3 МПа не соответствует требованиям.

Из этого следует, что заводом изготовителем найдено оптимальное значение КПД и изменение разделительного давления не требуется.



5. Система технического водоснабжения ЛАЭС-2

Система технического водоснабжения предназначена для обеспечения охлаждающей водой потребителей нормальной эксплуатации и потребителей систем безопасности, размещаемых на площадке ЛАЭС-2 двух энергоблоков АЭС-2006.

Функции

Основная система охлаждающей воды РА предназначена для подачи морской оборотной воды, обеспечивающей отвод тепла от конденсаторов турбин и функционирование подъемных насосов эжекторов системы вакуумирования конденсатора, в режиме нормальной эксплуатации.

Отдельные сооружения системы (градирни, закрытые подводящие каналы от градирен до здания блочной насосной URD, сама насосная URD) используются для обеспечения охлаждающей водой и отвода тепла также вспомогательной системой охлаждающей воды PC.

Требования к системе

Система должна обеспечивать подачу необходимого расхода воды на конденсаторную группу турбины, состоящую из четырех двухпоточных конденсаторов, и на всас подъемных насосов эжекторов системы вакуумирования конденсатора. Охлаждающая вода должна подводиться двумя параллельными потоками к каждой паре конденсаторов и отводиться от нее двумя сливными водоводами.

Описание технологической схемы

Основная система охлаждающей воды РА состоит из:

- системы механической очистки охлаждающей воды;

- системы трубопроводов охлаждающей воды;

- насосов основной системы охлаждающей воды;

- элементов оборудования градирен.

Расход охлаждающей воды в системе РА на конденсаторы одного энергоблока блока составляет 170000 м³/ч. Система РА оборотная с использованием в качестве охладителей башенных испарительных градирен. Схема основной системы охлаждающей воды РА принята одноподъёмной и представляется в следующем виде.

Охлаждённая вода из бассейнов градирен URA (по две градирни на энергоблок) поступает по закрытым подводящим каналам URJ в насосную станцию потребителей здания турбины URD и насосами по подводящим водоводам РАВ подается на конденсаторы турбины. Нагретая в конденсаторах вода по отводящим водоводам РАВ подаётся на градирни для охлаждения (по двум водоводам на каждую градирню).

В оголовках подводящих каналов установлены грубые сороудерживающие решетки. В насосной URD установлены водоочистные вращающиеся двухконтурные сетки типа ТНД-3000.

Насосы РАС обеспечивают 100% расхода, необходимого для работы конденсаторов в номинальном режиме.

Из напорных водоводов насосов в пределах здания UMA предусмотрен забор воды на подъемные насосы эжекторов системы вакуумирования конденсатора PGE.

На напорных подводящих трубопроводах РАВ предусмотрена установка клапанов впуска и защемления воздуха для предотвращения разрывов сплошности потока, вызванных большой длиной напорных водоводов на участках от насосной до конденсатора турбины.

Показатели охлаждающей способности градирни

Для охлаждения основной оборотной воды одного блока устанавливаются две башенные испарительные градирни площадью орошения по 10000м².

Теплотехнические расчеты градирни позволили установить, что температура охлажденной воды равная 33°С, при которой начинается прямое снижение выдачи мощности, обеспечивается при температуре воздуха по сухому термометру равной 32,5°С при относительной влажности воздуха 50%. Для района ЛАЭС-2 температура воздуха выше 32,5°С наблюдается менее 2,5 часов.

Компоненты системы

Выбор насосного оборудования

Подача на 2 градирни составляет 170000 м³ /ч или 47,2 м³/с. Выбираем 4 насоса марки 1600В-10/40.

Номинальная производительность 12,5 м³/с, напор при номинальной подаче 29 м. вод. ст, тип насоса: вертикальный центробежный с асинхронным вертикальным двигателем.

Грубые сороудерживающие решетки

Грубые сороудерживающие решетки предназначены для предотвращения попадания в водоприемную камеру насосной станции крупного мусора и плавающих предметов.

Оборудование градирен

Разбрызгивающие сопла устанавливаются на рабочих трубопроводах системы водораспределения градирен. Они предназначены для создания развитого капельного факела охлаждаемой воды, с поверхности которого происходит теплосъем.

Оросительное устройство предназначено для охлаждения циркуляционной воды. Оросительное устройство изготовляется из полимерных материалов (поливинилхлорид) и представляет собой блоки из гофрированных полимерных листов, либо блоки сетчатой конструкции. По оросителю вода в виде тонкой пленки и капель стекает сверху вниз и, встречаясь с идущим вверх воздухом, охлаждается за счет испарения и конвекции.

Водоуловительное устройство предназначено для снижения капельного уноса из градирен.

Водоочистные вращающиеся сетки

Водоочистные двухконтурные вращающиеся сетки предназначены для окончательной механической очистки охлаждающей морской воды от плавающего мусора.

Напорные и сливные водоводы предусматриваются из 4-х ниток стальных трубопроводов Dy 2400 с кольцами жесткости.

Трубопроводы выполнены из углеродистой стали с внутренним антикоррозионным покрытием.



6. Компоновка турбинного отделения

Здание турбины предназначено для размещения в нем турбоагрегата, электрического генератора и вспомогательных систем турбоустановки.

Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из симметричного двухпоточного цилиндра высокого давления и четырех симметричных двухпоточных цилиндров низкого давления. Конструктивная схема «бабочка»: два цилиндра низкого давления плюс цилиндр высокого давления плюс два цилиндра низкого давления. Общая длина турбины без генератора около 53 м.

Конструктивная схема "бабочка" имеет ряд преимуществ с точки зрения обвязки турбины трубопроводами и позволяет выполнить симметричную обвязку всех цилиндров турбины паропроводами, что обеспечивает равномерное нагружение опор, снижение усилий, приходящихся на патрубки турбины, упрощает компенсацию тепловых расширений паропроводов. Также обеспечивается симметричная обвязка трубопроводами сепараторов-пароперегревателей, что целесообразно с точки зрения надежной эксплуатации этих аппаратов.

Турбина имеет четыре корпуса конденсатора (по числу цилиндров низкого давления). Они выполнены подвальными, поперечными по отношению к оси турбины, двухпоточными по охлаждающей воде.

Турбина установлена на виброизолированный фундамент.

Пар по четырем трубопроводам диаметром 800 мм поступает к четырем блокам клапанов высокого давления, каждый из которых включает стопорный и регулирующий клапан, после них пар по четырем паропроводам поступает в цилиндр высокого давления турбины. Для выравнивания давления перед стопорными клапанами турбины между трубопроводами свежего пара организована перемычка - главный паровой коллектор LBA00. Из главного парового коллектора осуществляется подача пара на быстродействующие клапаны редукционных установок байпаса турбины (БРУ-К), быстродействующие клапаны редукционных установок пара собственных нужд (БРУ-СН) и клапан греющего пара сепараторов - пароперегревателей.

БРУ-К с гидроприводами устанавливаются непосредственно на корпус конденсатора, по две установки на каждый конденсатор. Время срабатывания БРУ-К близко к быстродействию стопорных клапанов турбины. Пропускная способность БРУ-К составляет 60 % от паропроизводительности парогенераторов.

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

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).

Из камер отбора за второй, третьей и пятой ступенями каждого из потоков цилиндра высокого давления, предусмотрены отборы пара на регенеративный подогрев питательной воды, соответственно в подогреватель высокого давления шестой ступени, подогреватель воды, соответственно в подогреватель высокого давления шестой ступени, подогреватель высокого давления пятой ступени и деаэраторе. Подогреватель высокого давления пятой ступени и подогреватель высокого давления шестой ступени выполнены в двух корпусах. Из выхлопа цилиндра высокого давления пар отбирается на подогреватель низкого давления четвертой ступени. Из цилиндра высокого давления пар по четырем паропроводам направляется в четыре корпуса сепаратора-пароперегревателя, в которых осуществляется сепарация и перегрев пара до температуры 260 °С.

Промперегрев пара - двухступенчатый. В качестве греющего пара первой ступени используется пар из отбора за второй ступенью цилиндра высокого давления. В качестве греющего пара второй ступени используется свежий пар.

Конденсат греющего пара отводится в конденсатосборники первой и второй ступени. Слив конденсата из конденсатосборника первой ступени осуществляется в подогреватель высокого давления пятой ступени, из конденсатосборника второй ступени конденсат закачивается насосом с гидроприводом в тракт питательной воды за подогреватель высокого давления шестой ступени. Сепарат откачивается из общего для четырех сепараторов - пароперегревателей сепаратосборника сливными насосами в тракт основного конденсата.

После сепараторов-пароперегревателей пар через блоки стопорно - регулирующих клапанов низкого давления поступает к каждому цилиндру низкого давления.

Из цилиндра низкого давления осуществлен отбор пара на регенеративные подогреватели низкого давления: после четвертой ступени (каждого из потоков) каждого цилиндра низкого давления - на четыре подогревателя низкого давления первой ступени, встроенные в переходной патрубок каждого из четырех конденсаторов. После третьей ступени каждого цилиндра низкого давления - в подогреватель низкого давления второй ступени смешивающего типа. После второй ступени каждого цилиндра низкого давления - в поверхностный подогреватель низкого давления третьей ступени. Подогреватели низкого давления второй, третьей и четвертой ступени в однокорпусном исполнении.

Конденсат подогревателя низкого давления четвертой ступени вместе с сепаратом из сепараторов - пароперегревателей насосами закачивается в тракт основного конденсата. Конденсат подогревателя низкого давления третьей ступени каскадно сливается в смешивающий подогреватель низкого давления второй ступени. Конденсат подогревателя низкого давления первой ступени сливается в конденсатор.

Схема подачи основного конденсата в деаэратор питательной воды двухподъемная. Конденсатные насосы первого подъема прокачивают основной конденсат через конденсатор пара уплотнений, ПНД-1, блочную обессоливающую установку (БОУ) в смешивающий подогреватель низкого давления второй ступени. После ПНД-2 установлены конденсатные насосы второго подъема, которые через подогреватели низкого давления третьей и четвертой ступени, подают основной конденсат в деаэратор питательной воды. Устанавливается по три конденсатных насоса в каждой ступени подъема, два рабочих, один резервный.

Питательная вода из деаэратора подается питательными насосами на две нитки подогревателей высокого давления турбины (ПВД). После ПВД между трубопроводами питательной воды предусматривается перемычка. Из каждой нитки питательной воды после ПВД выполнены отводы в четыре подводящих трубопровода питательной воды к узлам питания парогенераторов. К деаэратору подключено пять основных питательных электронасосов, четыре рабочих, один резервный.

С учетом замещения ЛАЭС (первой очереди, на которой установлены бойлерные установки мощностью 300 Гкал/ч), в составе турбоустановки предусмотрена теплофикационная установка тепловой мощностью до 300 МВт (258 Гкал/ч). В состав теплофикационной установки входят сетевые насосы и сетевые подогреватели, которые размещаются в здании теплофикации. Принят температурный график сетевой воды 150/70 °С.

В здании турбины располагаются также вспомогательные системы турбоустановки, системы охлаждения, маслосистемы, система дренажа, системы вентиляции, система возбуждения генератора, электрические системы.

Отметки здания и состав оборудования

Длина здания 121 м определена в соответствии с длиной турбоагрегата и выема ротора генератора внутри здания. Ширина здания 51 м определяется шириной турбоустановки и достаточным местом для установки сепараторов - пароперегревателей турбоустановки.

Ось турбины на отметке плюс 18,100. Низ трубопроводов пара от сепаратора -- пароперегревателя к цилиндрам низкого давления находится на отметке +16,000. Отметка подвала минус 6,000 определена в соответствии с размерами конденсаторов турбины.

Для обеспечения требуемого подпора на всасе конденсатных насосов первого и второго подъема, насосов слива сепарата предусматриваются приямки для их установки.

Отметка установки питательных насосов минус 3,000 выбрана с учетом обеспечения требуемого подпора на всасе и требований по размещению индивидуальных маслостанций.

Отметка рельса главного мостового крана +32,000 определена с учетом проноса крышки цилиндра низкого давления над турбиной во время ремонтных работ. Отметка нижнего пояса ферм кровли здания +37,000.

В приямке на отметке минус 8,600 устанавливаются конденсатные насосы первого подъема и второго подъема. Насосы слива сепарата устанавливаются в приямке на отметке минус 9,800. Дренажный бак системы выполнен заглубленным в виде строительной конструкции с отметкой низа минус 8,100. Насосы дренажного бака полупогружные, устанавливаются непосредственно на крышку бака.

На отметке минус 6,000 устанавливаются сепаратосборник, вспомогательные насосы питательной воды, конденсатные гидротурбинные насосы сепараторов - пароперегревателей, насосы промконтура охлаждения неответственных потребителей, трубопроводы циркуляционной воды конденсаторов, оборудование системы очистки трубок конденсатора, подъемные насосы эжекторов. На этой же отметке располагаются опоры конденсаторов, а также устанавливаются фундаменты подогревателей высокого давления, подогревателей низкого давления третьей ступени и четвертой ступени, сепараторов - пароперегревателей, конденсатор пара уплотнений. Насосы питательной воды устанавливаются на отметке минус 3,000. На отметке 0,000 располагается блочная обессоливающая установка, теплообменники промконтура охлаждения неответственных потребителей, подогреватель низкого давления второй ступени, расширитель дренажей, охладитель конденсата расширителя дренажей. Также на этой отметке в осях 11-12 находится комната системы подачи масла в систему гидравлического регулирования турбины и системы маслоснабжения системы регулирования быстродействующих клапанов редукционной установки конденсаторов. В осях 5-6 находится маслокомната с оборудованием системы сбора протечек масла. На отметке +7,800 устанавливаются системы водяного охлаждения генератора, эжектор конденсатора пара уплотнений, основные водоструйные эжектора и эжектора водоструйные цирксистемы конденсатора турбины. Также на этой отметке расположен охладитель выпара расширителя дренажей, коллектора пара собственных нужд, БРУ-К. На отметке +11,600 находятся металлические площадки обслуживания оборудования. Так же на этой отметке в осях 4-6 расположена комната системы маслоснабжения турбогенератора. На отметке +16,000 располагаются собственно турбина, генератор, возбудитель генератора, деаэратор питательной воды, вентиляционное оборудование.



7. Охрана труда

Определение толщины изоляции при заданной температуре на поверхности изоляции

Температура поверхности трубопроводов и паропроводов турбины достаточно высока, поэтому возникает необходимость покрытия их теплоизоляцией для избежания получения персоналом ожогов.

Основной задачей расчета тепловой изоляции является определение толщины изоляционного слоя, обеспечивающей соблюдение заданных производственно-технических требований, предъявляемых к изоляции.

Выбор теплоизоляционной конструкции в конечном итоге производится по толщинам, определяющим стоимость устройства тепловой изоляции и возможность ее осуществления с учетом нагрузки на изолируемый объект и его конструктивных особенностей.

Найденная толщина изоляционного слоя может оказаться настолько большой, что вызовет определенные затруднения при креплении изоляции или превысит предельные габариты изолируемого объекта (что весьма существенно в тесных помещениях, например судовых). В отдельных случаях решающей может явиться массовая нагрузка от изоляции на изолируемый объект, которая при больших толщинах теплоизоляционного слоя, смонтированного из относительно тяжелых теплоизоляционных материалов, окажется недопустимо высокой.

Практикой установлены предельные значения толщин теплоизоляционного слоя, удовлетворяющие, как правило, вышеуказанным условиям их применения даже при наиболее тяжелых теплоизоляционных материалах; такие толщины теплоизоляционного слоя, заимствовавшие из СНиП П-36-73 и «Норм проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей».

Расчет проведем на примере главного паропровода.

В данном случае изоляция нужна как средство, предохраняющее обслуживающий персонал от ожогов при соприкосновении с горячей поверхностью, или для уменьшения общих тепловыделений в производственных помещениях.

Температура поверхности изоляции, не вызывающая болезненного ощущения ожога при соприкосновении, составляет примерно 60°С при штукатурном покровном слое и 55°С при металлическом. Эти значения температуры на поверхности изоляции допускаются как максимальные на участках, вблизи которых возможно появление людей. Однако в закрытых производственных помещениях из соображений уменьшения тепловыделений обычно в качестве максимальной температуры на поверхности изоляции принимается 45°С.

В отдельных случаях могут быть заданы и иные значения температуры на поверхности изоляции.

Исходными для расчета являются:

а) температура теплоносителя;

б) температура окружающего воздуха;

в) температура на поверхности изоляции;

г) диаметр изолируемого объекта (если изолируемый объект -- цилиндрический).

Для цилиндрических поверхностей с диаметром менее 2 м используется формула:

?

В целях существенного упрощения расчета в формуле не учтено сопротивление теплоотдачи от теплоносителя к стенке паропровода, влияние которого незначительно.

Диаметр условного прохода ГПП ? 800 мм (наружный диаметр 830 мм), толщина изоляции 40-160 мм. Для выбора толщины и материала теплоизоляции рассчитаем 3 варианта: если толщина изоляции 40 мм , 120 мм или 160 мм.

,

,

,

Теплоотдача от стенки изоляции к окружающему воздуху .

Значения находятся из таблиц [6].

1)

2)

3)

Исходя из данных теплопроводности распространенной изоляции [6] можно сделать вывод: чтобы обеспечивать приемлемые температуры поверхности ГПП, необходимо использовать материалы на основе стекловаты (выдерживают температуры до 400). Причем толщина ее должна быть не менее 160 мм.

Основная задача теплоизоляции ГПП (и всех других трубопроводов с горячим теплоносителем) не допускать снижения параметров и тепловых потерь, а также защищает персонал от негативных последствий ожогов при прикосновении к трубопроводам или тепловых ударов из-за превышений допустимых температур в цехе.



8. Определение себестоимости отпускаемой электроэнергии

Общие положения и исходные данные к расчету

В этом разделе показана методика и произведен расчет, себестоимости электрической энергии, показано распределение затрат. В таблице представлены исходные данные к расчету.

Себестоимость является важнейшим показателем работы АЭС и представляет собой совокупность затрат в денежной форме связанных с отпуском электрической и тепловой энергии.

Группировка затрат по экономическим элементам производится при определении общей потребности предприятия в материальных, трудовых и денежных ресурсах, необходимых для отпуска и распределения запланированного количества энергии. Величина этих издержек определяется в ходе составления сметы затрат на производство. Составление сметы затрат имеет целью увязать потребности в ресурсах с производственной программой деятельности АЭС.

Таблица 8.1 Исходные данные к расчету

Наименование	Величина
Состав оборудования: · реактор · турбоустановка	1 блок ВВЭР-1200 К-1200-6,8/50
Ежегодная замена ТВС, шт	42
Тепловая мощность реактора, МВт	3200
Электрическая мощность турбины, МВт	1170
Длительность работы блока на мощности, сут	337

Определение нормативного значения топливной составляющей

Расчет производится в следующей последовательности

Потребность в эквивалентных ТВС:

= 3200•8100/(24•17568)=62 ед.,

· определение нормативной стоимости топлива, затрачиваемого на производство тепловой энергии в реакторе в целом за год и по периодам:

=35•62=2170 млн. руб.

где - цена ТВС соответствующего обогащения, млн. руб.

· определение стоимости топлива, относимого на отпуск электроэнергии:

=2170•0,95=2061,5 млн. руб.

· определение нормативного значения топливной составляющей себестоимости электрической энергии:

=2061,5/9477=21,75 коп/кВтч

Определение постоянных составляющих себестоимости

1) Амортизация основных фондов:

Величина амортизационных отчислений определяется по следующему выражению:

=71136•4/100=2845,44 млн. руб.

где К_оф - стоимость основных фондов электрических станций. Может быть рассчитана по формуле:

=0,95•1170•32•2000=71136 млн. руб.

где Р_уст - установленная мощность АЭС, кВт;

К_уд - удельная стоимость кВт установленной мощности, принимаем 2000 долларов за кВт установленной мощности.

Курс доллара: 32 руб. /доллар

Н_а- средневзвешенная величина нормы амортизационных отчислений (может быть принята в размере 4 %).

2) Затраты на оплату труда:

Величина затрат на оплату труда определяется по формуле:

=1170•0,49•600 = 343,980 млн. руб.

где - установленная электрическая мощность станции, МВт;

- штатный коэффициент, чел/МВт;

ЗП_ср - среднегодовая заработная плата, тыс. руб./чел.

3) Страхование имущества и ответственности

К расходам на страхование имущества и ответственности относятся расходы на страхование имущества, грузов, ответственности и источников повышенной опасности - по перечню видов страхования, установленных действующим законодательством Российской Федерации.

Величина затрат может быть принята в размере 1% от стоимости основных фондов. атомный электростанция турбоустановка водоснабжение

И_ст = 0,01•71136 = 711,36 млн. руб.

4) Расходы на ремонт основных фондов

К расходам на ремонт основных фондов относятся расходы на ремонт основных производственных фондов - в соответствии с программой ремонтных работ и с учетом нормативов, утверждаемых уполномоченным органом по согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.

Затраты на ремонт могут быть приняты в размере 50-70 % от величины амортизации:

И_рем = 0,6•2845,44 = 1707,264 млн. руб.

5) Транспортировка и захоронение отходов ядерного топлива

При выполнении дипломного проекта величина отчислений может быть определена по формуле:

, млн. руб.,

где - количество эквивалентных кассет, ед.;

- норматив затрат на транспортировку и захоронение 1 кассеты (принимается равным 150 тыс. руб./ед.).

Итз=62•150000/1000000=9,3 млн. руб.

6) Прочие расходы, связанные с производством и реализацией

· Резерв на обеспечение безопасности (ядерной, радиационной, технической и пожарной) - определяются на основании утвержденной в установленном порядке «Программы мероприятий по обеспечению ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности при эксплуатации атомных станций».

Принимаются равными 12 % от суммы предыдущих расходов.

И_без = 0,12•7787,344 = 934,48 млн. руб.

· Резерв на обеспечение физической защиты, учета и контроля ядерных материалов - определяются на основании утвержденной в установленном порядке программы мероприятий по обеспечению физической защиты атомных станций, учета и контроля ядерных материалов.

Принимаются равными 1,2 % от суммы предыдущих расходов.

И_ф.з. = 0,012•7787,344 = 93,448 млн. руб.

· Резерв по обеспечению вывода из эксплуатации атомных станций и проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по обоснованию и повышению безопасности выводимых из эксплуатации объектов.

Принимаются равными 1,6 % от суммы предыдущих расходов.

И_в.э = 0,016•7787,344 = 124,60 млн. руб.

7) Налоги и сборы

· Единый социальный налог

Принимаются равными 34 % от суммы заработной платы.

И_сн = 0,34•343,980 = 116,95 млн. руб.

· Водный налог

При выполнении дипломного проекта величина водного налога определяется по формуле:

=8100•1170•200•258 = 489 ,013 млн.руб

где W_выр - выработка электроэнергии за соответствующий период, МВтч;

200 - коэффициент, учитывающий удельный расход пара и кратность циркуляции;

- плата за 1 куб м охлаждающей воды, составляет 258 руб./тыс.м3

Тариф на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), оказываемые НП "АТС" субъектам оптового рынка электрической энергии (мощности), в размере 0,548 руб./МВт•ч.

W_выр= 9477000 МВт

И_о.ф = 5,19 млн. руб.

С 1 февраля 2007 года размер платы за комплексную услугу ЗАО «ЦФР», равен 0,124 руб./МВт•ч и применяется при определении окончательной стоимости комплексной услуги ЗАО «ЦФР», оплачиваемой участниками оптового рынка - покупателями и продавцами электрической энергии и ОАО «ФСК ЕЭС» в порядке и сроки, установленные Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии.

И_ц.ф.р = 1,18 млн. руб.

Услуги РАО "ЕЭС России" по организации функционирования и развитию ЕЭС России для всех плательщиков оцениваются в 48,72 руб./ МВт•ч.

И_е.э.с.= 461,72 млн. руб.

Тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, оказываемые ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" электростанциям юридических лиц - производителей электрической энергии, а также иных юридических лиц, которые имеют право распоряжения электрической энергией, производимой на генерирующем оборудовании, утверждены в размере 4036,8 руб./МВт в месяц.

И_ц.д.у.= 56,68 млн. руб.

Определение себестоимости 1 кВтч электрической

Объектом определения производственной себестоимости является 1 кВтч полезного отпуска электроэнергии с шин электростанции. Для расчета производственной себестоимости необходимо суммарные затраты по АЭС распределить между электрической и тепловой энергией пропорционально расхода топлива (котловой метод).

Тогда издержки, относимые на отпуск электроэнергии, определятся как произведение общей величины издержек на коэффициент распределения:

=10070,605•0,95 = 9567,07 , млн. руб.

Таблица 8.2 Калькуляция себестоимости энергии за год

Статьи затрат	На электроэнергию
	Млн. руб.	Коп/кВт•ч
Топливо на технологические цели	2061,5	21,82
Расходы на обращение с ОЯТ	8,835	0,09
Расходы на оплату труда	326,781	3,46
Амортизация имущества	2703,168	28,61
Страхование имущества и ответственности	675,792	7,15
Расходы на ремонт основных фондов	1621,9	17,17
Прочие расходы, связанные с производством и реализацией	1094,9	11,59
Единый социальный налог	111,10	1,18
Водный налог	464,56	4,92
Оплата услуг организаций	498,5	5,28
Итого	9567,07	101

Из расчета видно, что основной вклад в себестоимость вносят: топливо, амортизация и расходы на ремонт. Они составляют 2/3 от полученной себестоимости.



Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вариант строительства Ленинградской АЭС 2. Проведен выбор основного оборудования и по каждому оборудованию дана подробная характеристика.

Произведен расчет тепловой схемы второго контура и расчет проточной части турбоустановки. КПД «брутто» энергоблока составил 34 %. После выбора оборудования и расчетов основных параметров и показателей блока был проведен экономический расчет.

Цель работы в разделе спецзадание - оптимизация разделительного давления турбоустановки, расчет показал, что завод изготовитель выбрал оптимальное давление.

Рассмотрены компоновочные решения по турбинной части и оборотная система технического водоснабжения. В разделе «Охрана труда» выполнен расчет теплоизоляции главных паропроводов на допустимую температуру поверхности 45 c целью снижения тепловых потерь.

Себестоимость электрической энергии составила 1 руб. / кВтч.



Список литературы

1. Щегляев А.В. Паровые турбины. -- М.: Энергия. 1976.

2. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. -- М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Капелович Б.Э. Тепловой расчет паровых турбин. -- Иваново: ИвГУ, 1986.

4. Рабенко В. С. Проектирование проточных частей паровых турбин.-- Иваново: ИГЭУ, 2008.

5. Каекин В. С. Расчет тепловых схем атомных электрических станций. -- Иваново: ИГЭУ, 2005.

6. Хижняков С. В. Практические расчеты тепловой изоляции. -- М.: Энергия. 1976.



Приложения

Приложение 1

Результаты расчёта штатной тепловой схемы турбоустановки К-1200-6,8/50 в программе KORFAL

1) Расчёт по узлам.

Таблица П1



Таблица П2

2) Результаты расчёта по отсекам турбины.



3) Результаты расчёта по системе регенерации давления.

Отчёт.



Приложение 2

Треугольники скоростей ступеней турбины

Рис. П1 Треугольник скоростей 1й ступени ЦВД

Рис. П2 Треугольник скоростей 2й ступени ЦВД

Рис. П3 Треугольник скоростей 3й ступени ЦВД

Рис. П4 Треугольник скоростей 4й ступени ЦВД

Рис. П5 Треугольник скоростей 5й ступени ЦВД

Рис. П6 Треугольник скоростей 6й ступени ЦВД

Рис. П7 Треугольник скоростей 1й ступени ЦНД

Рис. П8 Треугольник скоростей 2й ступени ЦНД

Рис. П9 Треугольник скоростей 3й ступени ЦНД

Рис. П10 Треугольник скоростей 4й ступени ЦНД

Рис. П11 Треугольник скоростей 5й ступени ЦНД

Размещено на Allbest.ru

...