Расчет тепловой схемы АЭС с реактором ВВЭР-1000 и турбиной К-1000

GRYMPG.DOC

ø ( ) 24 (1.5d ); ø
Q = (D + D) . (h’ - h) + D . r = G . (h’1 - h”1) . ( (3.1) [1]
ø : dt = t’1 - t2S = 44.5 oC (3.2)
ø : dt = t”1 - t2S = 14.5 oC (3.3)
÷ : dt=[pic] = 26.75 oC (3.4)
p1P = 0.9 ( 1.25 ( p1 = 18.0 (1.836 2) (3.6) [1]
(t.)MAX = 0.5 ( ( t(1 + t2S ) = 297.78 ( (3.7)
[] = 118 (12 2 ) ( . ) [1]
÷ : ( = 1.137 + (3.8)
: 1=0.11 ( ( ( ( )=0.125
= 1+ 2+ 3 +4= 0.34 (3.11)
: d=d ( 2 ( ( = 13 (3.12)
÷ : f = ([pic] ( d2)4 =1.327(10-4 2 (3.13)
÷ : t. ( t(1 = 320 (C ( t. = 330
2 [H] = 19.6 2 ( 192 ) (
ø : S1 = ( 1.4 ( 1.5 ) . d = 24
S2K = ( 1.3 ( 1.4 ) . dH = 23 (3.15) [2]
× ÷ : n2 = 0.9 . [pic] ( d. S2 = 105 ø
: d.= d. + 2 ( (. = 1.190 (3.17)
t’1 1 : (1 = 1.467 . 10-3 3
÷ ÷ : [pic] = 11920 (3.18)
× ÷ : [pic] = 116 (3.19)
× ( ÷ ) ÷ : n’1K = n’ n2K = 102.7
): n’ = n1K . ( n2K – 3 ) =
- ): n = n’ +(20 ( 25 % ) . n’ =
: t1 = tS2 + dt = 302.3 (4.1)
p1 t1: (1 = 563.7 . 10-3 (.) (
÷ p1 t1 : (1 = 88.2 . 10-6 . (
× p1 t1: Pr1 = 0.86 ( ) [3]
× : [pic]= 5.022 . 105 (4.2)
[pic]= 3.104 . 104 (2.) (4.3)
t. = ( t1 + tS2 ) 2 = 289.0 oC (4.4)
÷ : R = ( ( = 8.021 . 10-5 2.
R = R1 = R2 = 0.7 . 105 2. [1]
÷ : R = R + 2 . R = 9.421 . 10-5
÷ : TS2 = tS2 + 273.15 = 548.71 K
[pic]= 8.1453 . q0.7 (2.) (4.7)
÷: q1 = 3.05 . 105 2 ()
÷: (2 = 8.1453 . q10.7 = 5.489 . 104 (2.)
÷: [pic]= 6.913 . 103 (2.) (4.8)
: dt = t1’ ( tS2 = 44.5 oC
÷: (qP1) = dt . = 3.076 . 105
ø (0.95 ( 1.05): (qP1) q1 = 1.009
÷: q1 = 8.4 . 104 2 ( )
÷: (2 = 8.1453 . q10.7 = 2.226 . 104
÷: [pic]= 5.836 . 103 (2.)
÷: dt = t1” ( tS2 = 14.5 oC
÷: (qP1) = dt . = 8.426 . 104
ø (0.95 ( 1.05): (qP1) q1 =
: = ( + ) 2 = 6.374 . 103 (2.) (4.10)
÷ : SP = Q ( . dt ) = 5.278 . 103 2 (4.12)
: S = SP . k = 6.07 . 103 2
: d = ( d + d ) 2 = 14.5 . 10-3 (4.13)
: L = S ( ( . d ) = 133300 (4.14)
: l = L n = 9.541 (4.15)
: = L . ml . 1 . 103 = 74.63 (4.16)
: lMIN = l ( n2K . S2K . ( 4 = 7.445 (4.17)
: lMAX = l + n2K . S2K . ( 4 = 11.636
: h1 = 0.1 ( 0.1 ( 0.3 )
: h2 = S1 ( n1 = 2.472
: h4 = 0.5 ( 0.5 ( 0.8
÷ø : ( = 0.25 () [2]
d. = S2 ( n2 + 3 ( ( + 2 ( ( = 4.12 (5.2)
d. = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 = 4.12 (5.3)
: l = d + l + 2 ( l = 14 (5.4)
. : [] = (( tS2) = 19.6 2 (
÷ : p2 = 0.9 ( 1.25 ( p2 = 6.75 (5.5)
( =[pic]= 0.074 (5.6)
÷: d=d + 2 ( ( = 4.267
: h = 0.25 ( d = 1.03 (5.8)
÷ : ( =[pic]= 0.072 (5.9)
÷ : l = l ( l ( 2 ( h = 6.94
V = ( ( 4 ) ( l ( ( d )2 ( ( d )2 = 6.73 3 (5.11)
[pic] =[pic]= 0.15 (5.12)
÷: d = d + 2 ( [pic] =
V = ( [pic] 4 ) ( l ( ( d )2 ( ( d )2 = 10.06 3 (5.14)
: h = h + 2 ( [pic] = 1.33
V = ((6) ( h ( (34 ( (d)2 + (h)2 ) ( h ( (34 ( (d)2 +
: g = 8.289 3 ( ) [1]
÷ : M = V ( g = 83.39 (5.17)
÷ : M = V ( g = 55.82
: M = V ( g = 33.13
: = M + M + M = 172.345 (5.18)
÷ ÷ : ( S1 ( n1 = 2.5 (5.19)
V = ( ( 4 ) ( ( ( d )2 ( ( d )2 = 1.362 3 (5.20)
[pic] =[pic]+ C = 0.042 + C (( = 1) (5.21)
: d = d + 2 ( ( = 0.66
÷ : ( =[pic] = 0.129 (5.23)
: V = ( ( 4 ) ( ( d )2 ( ( = 0.055 3
÷ ÷ : = g ( V = 11.29 (5.25)
÷ ÷ : = g ( V = 2.36
: = + + = 14.104 (5.26)
: = + 2 ( + = 287.71 (5.27)
t: [pic](2 = 0.001371 3 [3]
[pic](2 = 4.02 ( D ( [pic](2 [pic] ( d )2 = 10.96 c (5.28)
tS2: [pic](2 = 0.03241 3 [3]
: [pic](1 = 4.02 ( D ( [pic](1 [pic] (
d )2 = 47.6 c (5.29)
tS2: (( = 754.1 3 [3]
tS2: (( = 32.4 3 [3]
[pic]( =[pic]= 3.1 (5.30)
× : n = 4 ( D [pic] ( d )2 (( [pic]( =
: S = [pic] ( ( d )2 ( n 4 = 5.86 2
: S = ( l ( 2 . l ) . b = 43.7 2 (5.33)
ø : [pic]MIN = 0.03
: [pic] > [pic]MIN = 0.05
: D = ( 1.5 ( 1.8 ) . D = 683
: l = l ( 1 = 12.6 (5.35)
÷ ø : [pic] = D 2 (( l [pic] =
ø : [pic] = 0.18 [1]
[pic]( = D (( S = 0.32 (5.37)
( [pic]( )MAX = 1.5 ( [pic]( = 0.48 (5.38)
= [pic]( [ [pic]( + ( 0.65 ( 0.0039 ( )] = 0.34 (5.39)
= ( 1 ( ) = 0.15 (5.40)
h = h3 + h4 ( = 0.55 (5.41)
÷ tS2: [pic]( = [pic]( (( = 1.26 . 10-6
[pic](=95.3(10-6 ( [3]
F ( p ) =[pic] = 11.658 (5.42) [5]
( h ) = 0.087 . [( [pic]()MAX(F ( p ) ]1.3 =0.82 (5.43)
[pic] = ( . [ (h) h ] = 0.045 ( () ) (5.44)
( h ): ( = ( 0.02 ( 0.04 )
÷ : S ( D ( (( ( [pic]( ) = 24 2
: S = S cos[pic] = 40.8 2 (5.48)
ø : [pic]( = (( p ) = 15
× : n = 4 ( D ( ( d )2 (( [pic]( =
(1 = (11 + (12 + (13 + (14 + (15 + (16
: [pic](1 ( p1 t’1 ) = 0.001467
: [pic](1 ( p1 t”1 ) = 0.001338
[pic](1 ( p1 t ) = 0.001402 3 ( .) [3]
( ): [pic] = 5 . 10-6 [1]
. : r = d 2 = 6.5(10-3
: ( = [ 1.74 + 2 ( lg ( r ( )2 ] = 0.028 (6.1)
(1 = ( ( l d ( [pic]12 . 2 2 [pic](1 = 183.7 (6.2)
[pic]11 = 4 ( G ( [pic](1 [pic] ( d )2 = 13.9 (6.3)
(11 = (1 ( [pic]11 [pic](1 2 = 56.98 (6.4) [1]
[pic]1 = G ( [pic](1 f n = 5.12 (6.5)
( 12 = (2 ( [pic]122 [pic](1 2 = 4.46 (6.6)
[pic]1 = G ([pic](1 f n = [pic]13 = 4.89 (6.7)
(13 = (3 ( [pic]13 [pic](1 2 = 4.08 (6.8)
[pic]1 = G ( [pic](1 f n = [pic]14 = 4.67 (6.9)
(14 = (4 ( [pic]14 2 [pic](1 2 = 9.77 (6.10)
[pic]15 = G ( [pic](1 [pic] ( d )2 = 3.177 (6.11)
(15 = (5 ( [pic]15 [pic](1 2 = 4.526 (6.12)
(1 = (11 + (12 + (13 + (14 + (p15 + (1 = 212.3 (6.13)
: [pic](2 ( p2 t’2 ) = 0.0011371 3
: S S = ( d )2 ( d )2 = 0.518 (6.14)
÷ : [pic]21 = [pic](2 = 10.96
: (1 = 0.5 ( ( 1 ( S S ) = 0.241 (6.15) [1]
: (21 = (1 ( ( [pic](2 )2 [pic](2 2 = 12.7
(22 = (2 ( ( [pic](2 )2 [pic](1 2 =63.4 (6.17)
[pic] = 4.02 ( D ( [pic](2 [pic] ( d )2 n = 8.455 (6.18)
S S = ( d )2 (( d )2 ( n ) = 0.93 1 (6.19)
(23 = (3 ( ( [pic] )2 [pic](2 2 = 31.4 (6.20)
90 ( (4 = 1.2 () [1]
(24 = (4 ( ( [pic] )2 [pic]2( 2 = 37.7 (6.21)
: (25 = (5 ( ( [pic] )2 [pic](2 2 = 31.4 (6.22)
(27 = (7 ( ( [pic]( )2 [pic](2 2 = 5.4 (6.23)
-: (8 = 0.5 + 1.2 = 1.7 (6.24)
(28 = (8 ( ( [pic]( )2 [pic](2 2 = 6.2 (6.25)
(2 = (21 + (22 + (23 + (24 + (25 + (26 + (27 + (28 = 188.4
: N = G ( (1 ( [pic]1 ( = 2110
N = 1.005 ( D ( (2 ( [pic](2 ( = 119.6 (6.28) [1]
: N = N + N = 2230 (6.29)
÷ ÷ : p = 100 ( 2 500 = 0.4 %
. 0.5 % ( D = 2.27 c
÷ -1000 . . . . . . . . . . . . . .
2 ÷ . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2 ÷ . . . . . . . .
2.5 × . . . . . . . . .
3 ÷ . . . . . . . . . . . . . . . . . .
÷ ( ) . . . . . . . . . . . . . . .
4 ÷ . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1 ÷ . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2 ÷ . . . . . . . . . . .
4.4 ÷ ÷ . . . . . . . . . .
4.5 ÷ . . . . . . . . . . . .
4.6 ÷ () . . . . . . . . . . .
4.7 ÷ () . . . . . . . . . . .
5 ÷ ÷ . . . . . . . . . . . . . . .
÷ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Спецификация теп. схемы.doc

ФоПоЗонОбозначение Наименование КолПриме-
2.1010.ХХ.00 Спецификация
Гидроаккумулирующая
Компенсатор давления
Бак аварийного запаса
Разраб.Гилев А. Тепловая схема
Провер.Абрашов У 1 3
Химически очищенная

RECEN1.DOC

: 37 . 5 . 6 ÷ ÷ 3 .

Front1 RBMK.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
- опорная металлоконструкция;
- водяные коммуникации;
- нижняя металлоконструкция;
- боковая биологическая защита;
- графитовая кладка;
- барабан-сепаратор;
- пароводяные коммуникации;
- верхняя металлоконструкция;
- разгрузочно-загрузочная машина;
- верхнее центральное перекрытие;
- верхнее боковое перекрытие;
- система контроля герметичности ТВЭЛов;
- главный циркуляционный насос;
- всасывающий коллектор;
- напорный коллектор;
- Раздаточно групповой коллектор

Plan RBMK.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
План главного корпуса на отметке -1

RIS.DOC

-----------------------

BREST1200-peregruzka.dwg

САОЗ.dwg

ТВС.dwg

- дистанционирующая решетка;
- центральная труба;

Аннотация.doc

В данном курсовом проекте содержится расчет тепловой схемы АЭС с
реактором ВВЭР-440 и турбиной К-220-443000.
Проект состоит из основной части и спецвопроса. В основной части
составляется расчетная схема строится hs - диаграмма процесса расширения
пара в турбине определяются расходы пара и конденсата в элементах тепловой
схемы мощность турбины и основные показатели тепловой экономичности.
В спецвопросе подробно освещается система аварийного охлаждения
активной зоны (САОЗ) реактора.

Спецификации.doc

c] [[pОбозначение Наименование [picПримеч.
10.ХХ.01.ВО Чертеж общего вида
10.ХХ.00 Спецификация
1010.ХХ.02 Реактор 1
1010.ХХ.03 Барабан-сепаратор 4
1010.ХХ.05 Барбатер 2
1010.ХХ.06 Технологический
1010.ХХ.07 Бак аварийной
1010.ХХ.09 Баллоны САОР 4
1010.ХХ.11 Регенератор
1010.ХХ.12 Доохладитель
1010.ХХ.13 Отсекающая заслонка 1
1010.ХХ.14 Блок стопорно-
регулирующих клапанов 1
1010.ХХ.15 ЦВД турбины 1
1010.ХХ.16 Сепаратор 2
Изм.Лист№ докум. ПодпДата
Разраб. Кениг Е.А. Тепловая схема РБМК-1000 с Литера
Пров. Скачек Турбоустановкой
Н.контр. МЭИ каф. АЭС
Утв. гр. Ф – 7 - 94
1010.ХХ.17 Пароперегреватель 2
1010.ХХ.18 ЦНД турбины 4
1010.ХХ.19 Подогреватель сетевой
1010.ХХ.20 Насос теплосети
1010.ХХ.21 Конденсатор 2
1010.ХХ.22 Конденсатный насос
1010.ХХ.23 Основной эжектор 2
1010.ХХ.24 Эжектор уплотнений 2
1010.ХХ.25 Охладитель ОЭ 2
1010.ХХ.26 Охладитель ЭУ 2
1010.ХХ.27 Конденсатоочистка 2
1010.ХХ.28 Конденсатный насос
1010.ХХ.30 Охладитель дренажа 10
1010.ХХ.32 Испаритель 2
1010.ХХ.33 Деаэратор 4
1010.ХХ.34 Питательный насос
Пров. Скачек турбоустановкой
Утв. гр. Ф - 7 - 94

SIS.DOC

PWR ( power water reaktor

Расчет тепловой схемы энергоблока РБМК-1000.doc

В данной работе произведен расчёт схемы турбоустановки К – 500 –
3000 с одноступенчатым пароперегревателем. Рассчитаны расходы и
показатели тепловой экономичности турбоустановки. Во второй части
рассмотрены системы локализации максимальной проектной аварии.
Расчет тепловой схемы энергоблока 7
Описание тепловой схемы АЭС с реактором РБМК – 1000 и
турбоустановкой К – 50065 – 3000
Расчетная схема турбоустановки 8
1. Расчетная тепловая схема турбоустановки К – 500 – 65 3000
hS-диаграмма процесса расширения пара в турбине
1. Параметры пара в отборах турбины 10
Определение необходимого напора насосов конденсатно-питательного
1. Значения гидравлического сопротивления ПНД и охладителей
Определение параметров обогреваемой среды на выходе
Определение повышения энтальпии в насосах 13
Составление сводной таблицы параметров пара и воды
1. Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы
турбоустановки К – 500 – 65 3000
Расчет теплоты для внешних потребителей 15
Составление уравнений теплового и материального баланса элементов
1 Энтальпии в элементах схемы 16
2 Предварительно заданные расходы 17
3 Расчет расхода пара на испаритель 17
5 Подогреватель П5 (с охладителем дренажа)
6 Подогреватель П4 (с ОД) 19
7 Подогреватель П3 (с ОД) 19
8 Подогреватель П2 (с ОД) 20
9 Подогреватель П1 (с ОД) 20
11 Пароперегреватель 21
12 Дренаж сепаратора 21
14 Материальный баланс конденсатора 21
15 Результат решения балансовых уравнений 21
16 Баланс питательной воды и пара на турбину
Внутренняя мощность турбины 22
8 Внутренняя мощность турбины 23
Расчетная мощность на клеммах генератора 23
Гарантированная электрическая мощность 23
Расход электроэнергии на привод насосов 23
1 Конденсатный насос первого подъёма КН1 23
2 Конденсатный насос второго подъёма КН2 23
3 Питательный насос ПН 23
4 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ПТУ 23
Расчёт показателей тепловой экономичности
1 Расход теплоты на ПТУ для производства электроэнергии
2 Удельный расход теплоты брутто на производство электроэнергии
3 Электрический КПД брутто 24
4 Электрический КПД нетто 24
Ограниченность запасов органических топлив и необходимость
высвобождения нефти и газа для использования в качестве сырья для
химической промышленности входят в противоречие с необходимым развитием
производства электроэнергии. Разрешение этого противоречия возможно только
за счёт атомной энергетики.
Атомная энергетика развивается во многих странах мира. АЭС имеют
неоспоримое преимущество по сравнению с тепловыми электростанциями. Во –
первых работа АЭС не зависит от доставки топлива поэтому она может
строиться в любом районе страны что очень важно для стран где существует
несоответствие между районами залегания органического топлива и районами
потребления электроэнергии. Например в России более 60% населения
проживают в европейской части страны и здесь потребляется большая часть
энергии в то время как основные источники топлива находятся в восточных
районах. Поэтому либо приходится перевозить с востока на запад большие
количества органического топлива либо передавать по проводам
электроэнергию на большие расстояния. Это связано с большими капитальными
затратами а так же с потерями тепла и электроэнергии при транспортировке.
Во – вторых при работе АЭС исключается загрязнение воздушного бассейна
сернистыми соединениями и различными продуктами сгорания которые в больших
количествах выбрасываются из дымовых труб электростанций работающих на
органическом топливе.
В настоящее время ядерная энергетика России базируется на основе
следующих типов энергоблоков:
) водо – водяных энергетических реакторов (ВВЭР – 440 ВВЭР – 1000)
) канальных кипящих реакторов с графитовым замедлителем (РБМК – 1000
) реакторов на быстрых нейтронах.
Преимущества реакторов типа РБМК очевидны. Эти реакторы включались
сразу с большой электрической мощностью 1 и 15 млн. кВт. В отличие от ВВЭР
их единичная мощность не ограничена размерами активной зоны давление
теплоносителя несёт здесь каждый отдельный канал эти реакторы монтируются
на месте сооружения АЭС и не имеют крупных деталей транспортировка которых
была бы затруднительна. Их следующим достоинством является то что здесь
имеется возможность контролировать работу каждого отдельного канала и в
случае необходимости его можно отключить. Однако большое количество
коммуникаций чрезмерная разветвлённость контура усложняют реакторную
Расчет тепловой схемы энергоблока
Расчет тепловой турбоустановки К-500-653000 проводится с целью
определения показателей тепловой экономичности а также термодинамических
параметров и расходов рабочего тела через все элементы схемы. Исходными
данными для расчета являются номинальная тепловая мощность установки Nэ и
номинальная тепловая нагрузка Qт0. В расчете определяется расход пара на
Описание тепловой схемы АЭС с реактором РБМК – 1000 и турбоустановкой
При проектировании монтаже и эксплуатации АЭС важное место занимает
полная тепловая схема энергоблока включающая основное вспомогательное и
резервное оборудование оборудование для химической подготовки воды очистки
конденсата. Сюда следует добавить всевозможную арматуру: запорную
отсечную регулирующую обводную редуцирующую и др.
Мы будем рассматривать только так называемую принципиальную схему
которая включает только главные элементы турбоустановки.
В блоке с каждым реактором устанавливаются две турбины К–50065–3000
одновальные. Турбина состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырёх
двухпоточных ЦНД. Отборы из ЦВД и ЦНД кроме первого отбора идут на
регенеративные подогреватели а также на подогреватели сетевой воды и
деаэратор. Пар первого отбора идет на первую ступень пароперегревателя.
Вторая ступень пароперегревателя обогревается острым паром. Конденсатный
насос имеет два подъема: один находится после конденсатора а второй–
после блочной очистной установки и охладителей эжектора уплотнения ЭУ и
основного эжектора ОЭ. Все ПНД являются подогревателями поверхностного типа
со встроенными охладителями дренажа. Дренаж из ПНД каскадно сливается в
предыдущие подогреватели а из ПНД1 дренаж поступает в конденсатор. После
ПНД5 по ходу конденсата находится деаэратор.
Деаэрация производится паром второго отбора. После деаэратора
находится питательный насос подающий питательную воду в барабан-сепаратор.
Выпар деаэратора используется в качестве рабочего тела для основного
эжектора. Пар для подачи на уплотнения турбины и эжектор уплотнений
производится в испарителе где в качестве греющей среды используется пар 2-
го отбора турбины а греемая среда – питательная вода после деаэратора.
Для отпуска тепловой энергии предусмотрена теплофикационная установка
которая состоит из трех сетевых подогревателей СП1 СП2 и СП3. Нагрев
сетевой воды производится за счет пара 5-го 4-го и 3-го отборов
соответственно. Дренаж греющего пара СП каскадно сливается из СП3 в СП2
далее в СП1 а затем в ПНД2.
В связи с тем что пар к турбине подаётся непосредственно из реактора
машинный зал и деаэраторное отделение включены в зону острого режима а
значительная часть оборудования размещена в герметичных блоках и окружена
биологической защитой.
К материалам оборудования и трубопроводам машинных залов АЭС с
реакторами РБМК – 1000 в настоящее время применяются такие же высокие
требования как и к оборудованию и трубопроводам реакторной установки. Это
приводит к тому что стоимость технологического оборудования и
трубопроводов машинных залов с реакторами РБМК заметно превышает стоимость
тех же элементов АЭС с ВВЭР. В последнее время был проведен значительный
объём расчетно – теоретических экспериментальных и проектных работ
связанных с обеспечением безопасности АЭС с реакторами РБМК. В проектах
серийных блоков удалось достаточно полно учесть все основные требования
современных положений по безопасности АЭС и в то же время найти экономичные
технические решения проблемы как в части построения систем аварийного
охлаждения реактора так и в части систем локализации последствий
максимальных проектных аварий к которым относятся разрывы любых включая
самые крупные трубопроводы контура циркуляции теплоносителя.
Расчетная схема турбоустановки.
Расчетная схема турбоустановки представлена на рисунке 4.1.
Рис.4.2. Расчетная тепловая схема турбоустановки К – 500 – 65 3000
Давления и энтальпии в точках отбора пара из турбины приняты по
техническим данным турбоустановки К–500–653000 при работе на номинальном
режиме [2]. Эти данные представлены в таблице 1. По таблице построена h S
- диаграмма процесса расширения пара в турбине приведенная на рис. 1.2.
Давление в конденсаторе: рк = 40 кПа; h(к = 1214 кДжкг;
Потери с выходной скоростью примем равными 25 кДжкг
Давления в регенеративных подогревателях со стороны греющего пара
рассчитываются по давлению в отборах турбин по формуле из [1]:
р = ротб r (1 - (рr)
где (рr ( (11-r)100 — гидравлические потери в паропроводах r — номер
подогревателя по ходу конденсата.
В соответствии с давлением в подогревателях по таблицам
термодинамических свойств воды и водяного пара [5] найдены температуры
Отбор Давление рiСт. Сухости хЭнтальпия hi Температура
номер МПа кДжкг Тi °С
Таблица 5.2. Параметры пара в отборах турбины
Определение необходимого напора насосов конденсатно-питательного тракта
Для составления уравнений теплового баланса теплообменников необходимы
значения параметров среды на входе и на выходе. Давление нагреваемой среды
в различных точках расчетной схемы определяют по напорам перекачивающих
насосов и гидравлическим сопротивлениям установленного в тракте
Конденсатный насос второго подъема должен создавать напор необходимый
для преодоления гидравлического сопротивления системы регенерации:
трубопроводов ПНД и охладителей дренажей.
Давление на выходе из КН2 можно рассчитать по следующей формуле:
где [p [pic]— суммарное
гидравлическое сопротивление всех ПНД с охладителями дренажа; [pic]—
гидравлическое сопротивление трубопроводов.
Значения гидравлического сопротивления ПНД и охладителей дренажа
представлены в таблице 2 по данным [4].
ПНД Марка ПНД ОД Гидравлическое Суммарное
сопротивление гидравлическое
ПНД ОД Мпа сопротивление
ПНД1 ПН-950-42-8А(2 шт.) 00147 004 0055
ПНД2 ПН-1800-42-8-IА ОДП-600-II0059 0039 0098
ПНД3 ПН-1800-42-8-IIА 006 0032 0092
ПНД4 ПН-1800-42-8-IIIА 006 0028 0088
ПНД5 ПН-1800-42-8-IVА ОДП-400-V0061 0026 0087
Таблица6.1. Значения гидравлического сопротивления ПНД и охладителей
Гидравлическое сопротивление трубопроводов примем равным 018 МПа.
Тогда необходимое давление на выходе насосов второго подъема будет равно:
[pic]=069+042+018=129 МПа.
На всасе насоса КН2 необходимо поддерживать давление 016 МПа.
Необходимый напор развиваемый насосами:
[pic]=129–016=113 МПа
Конденсатный насос первого подъема должен создавать напор необходимый
для преодоления гидравлического сопротивления БОУ охладителей ЭУ и ОЭ
трубопроводов и обеспечить необходимое давление на всасе КН2. Давление на
всасе КН1 определяется высотой установки насоса относительно конденсатора
турбины. Для обеспечения необходимого кавитационного запаса примем высоту
Н=25 м. Тогда давление на всасе КН1:
[pic]=1(10-3(981(25+0004=00249 МПа.
Примем значения сопротивлений:
(рТР1 = 05 МПа — гидравлическое сопротивление трубопроводов;
(рОЭ = 006 МПа — гидравлическое сопротивление охладителей эжекторов;
(рКО = 04 МПа — гидравлическое сопротивление конденсатоочистки;
Необходимое давление на выходе насосов КН1:
[pic]=016+05+006+04=112 МПа
Необходимый напор насоса:
[pic]=112–00249=1095 МПа
Питательный насос (ПН) — двухступенчатый с электроприводом состоит из
основного и бустерного насоса. Бустерный насос создает кавитационный запас
на всасе основного насоса. Давление на выходе ПН складывается из давления в
барабан-сепараторах гидравлического сопротивления трубопроводов и
геодезического подпора возникающего из-за разницы высот установки БС и ПН.
Давление в БС равно 66 МПа. Гидравлические сопротивления трубопроводов
примем равным 004 МПа. Геодезический подпор при разнице высот установки
барабан-сепаратора и питательного насоса равной 20 м:
[pic]10-3(981(20=01836 МПа.
[pic]=66+004+0184=6824 МПа
[pic] [pic]=069+10-3(981(14=0827 МПа.
Напор развиваемый ПН:
[pic]=6824–0827=5997 МПа
Определение параметров обогреваемой среды на выходе из теплообменников.
Давление после конденсатного насоса второго подъёма равно 129 МПа
Гидравлическое сопротивление трубопроводов примем равным на всех
участках между подогревателями:
Тогда давления на выходе конденсата из подогревателей:
[pic]129 – 003 – 0055 = 1205 МПа
[pic]1205 – 003 – 0098 = 1077 МПа
[pic]1077 – 003 – 0092 = 0955 МПа
[pic] 0955 – 003 – 0088 = 0837 МПа
[pic]0837 – 003 – 0087 = 072 МПа
Определение повышения энтальпии в насосах.
Повышение энтальпии в насосах рассчитывается по формуле:
где (р — напор насоса МПа; Vн ср — средний удельный объем
перекачиваемой воды м3кг; ( — КПД насоса;
Для конденсатного насоса Vн ср = 0001 м3кг для питательного Vн ср =
КПД насосов: конденсатный насос — 86%; питательный насос — 80%
Полученные значения:
для конденсатных насосов: (hКН1 = 127 кДжкг; (hКН2 = 131 кДжкг.
для питательного насоса: (hПН = 825 кДжкг;
Составление сводной таблицы параметров пара и воды.
В таблице 3 в строке 1 ставятся номера отборов у ЦВД и ЦНД турбин. В
шапке таблицы ставятся обозначения подогревателей и других элементов
тепловой схемы. Строки 2 3 4 5— параметры пара в отборах (давление в
отборе энтальпия в отборе давление в подогревателе температура
давление отборного пара перед соответствующими подогревателями
рассчитывается по формулам:
рi = ротб i (1– (рi)
Далее заполняется строка 9. Значения давлений воды на выходе из
подогревателей рассчитаны в п. 6. Строка 11— значения температур воды на
выходе из подогревателей которые определяются по формуле:
Таблица9.1. Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы
К 14 7 0004 2416 0004 2898 — 2898 1214 — — — —
412 ПНД1 13 6 0026 2596 00234 635 5 46 1274 126
603 2534 2225 ПНД2 12 5 0066 2724 00601 860 5
3 2723 1175 4 8195 3367 1459 СП1 11 4 0142
52 01306 1071 — 1071 4486 156 4 1031 4283
ПНД3 10 4 0142 2852 01306 1071 45 820 3444 1047 4
31 4204 1453 С 9 3 0348 2390 0348 1388 — 1388
43 0348 — 1388 26325 8404 СП2 8 3 0348 2390
236 1360 — 1360 5720 153 6 1300 5472 ПНД4 7
43 3918 СП3 6 2 0632 2468 0594 1583 — 1583
68 15 8 1503 6328 ПНД5 5 2 0632 2468 0594
83 40 1390 5892 0807 5 15432 6575 3143 И 4
1155 2544 088 1745 — 1745 7402 064 12 1643 6950
16 Д 3 1 1155 2544 069 1643 — 1642 6971
ОБОГРЕВАЕМАЯ СРЕДА НА ВЫХОДЕ 069 — 1643 6971 1537 ПП 2
ГРЕЮЩИЙ ПАР 0 659 2770 63923 2792 ДРЕНАЖ ГРЕЮЩЕГО ПАРА — 2798
360 029 22 2578 29768 10387 Пр 1 0 659 2770
Номер отбора Давление в отборе Pотб МПа
Энтальпия в отб. Hотб кДжкг Давл. в подогревателе Pп МПа Температура
насыщения ts °С Мин. температурный напор (t °С Температура дренажа
tдр °С Энтальпия дренажа hдр кДжкг Давление Р Мпа Мин.
температурный напор (t °С Температура t °С Энтальпия h кДжкг
РАСХОДЫ ПАРА Рассчитанные значения кгс 1 2 3 4 5 6 7 8
10 11 12 13 (Тi— минимальный температурный напор
принимается для подогревателей ПНД-1 равным 3°С; ПНД-2 ПНД-3 – 4°С; ПНД-4
ПНД-5 – 5°С. Для сетевых подогревателей: СП-1 – 4°С; СП-2 – 6°С;
Строка 12— значения энтальпии воды на выходе из подогревателей
находятся по давлению и по температуре по таблицам термодинамических
свойств воды и водяного пара [].
Строка 7— температура дренажа подогревателей— рассчитывается по
Тi др = Тi -1 вых + (Тдрi
(Тдр — минимальный температурный напор охладителя дренажа
принимается для подогревателей ПНД-1 ПНД-2 равным 5°С; ПНД-3 ПНД-4 —
Расчет теплоты для внешних потребителей
В рассчитываемой схеме для внешнего потребления предусмотрена
теплофикационная установка для отпуска теплоты в тепловую сеть. Установка
состоит из трех последовательно установленных сетевых подогревателей СП1
СП2 и СП3. Температурный график установки принят 70–150 (С.
Количество теплоты отдаваемое в теплосеть определяется по формуле:
[p [pic]— энтальпия сетевой воды на выходе из
третьего подогревателя; [pic]— энтальпия сетевой воды на входе в первый.
Для определения энтальпии зададимся параметрами сетевой воды: давление на
выходе из теплофикационной установки — 15 МПа; потери давления в сетевых
подогревателях — 002 МПа; потери в трубопроводах — 001МПа. Получим
Твых=150(С [pic]=6328кДжкг.
Тогда получим расход [pic]=6567кгс
Запишем уравнения теплового баланса для сетевых подогревателей:
[pic]=0996 [pic]=0993 [pic]=0990 — коэффициенты учитывающие
потери теплоты в сетевых подогревателях.
Решая систему уравнений (9–11) получим расходы пара из отборов
турбины на теплофикацию:
[pic]=3298кгс [pic]=4161кгс [pic]=3152кгс.
Полученные результаты вносим в таблицу 3.
1 Энтальпии в элементах схемы.
h0 = 2770 кДжкг hдрПП = 1236.0 кДжкг
hотб1 = 2544 кДжкг hдрД = 697.1 кДжкг
hотб2 = 2468 кДжкг hдрП5 = 589.2 кДжкг
hотб3 = 2390 кДжкг hдрП4 = 451.3 кДжкг
hотб4 = 2852 кДжкг hдрП3 = 344.4 кДжкг
hотб5 = 2724 кДжкг hдрП2 = 272.3 кДжкг
hотб6 = 2596 кДжкг hдрП1 = 127.4 кДжкг
hпараС = 2632.5 кДжкг hдрС = 584.3 кДжкг
hвхК = 2416 кДжкг hвыхК = 121.4 кДжкг
hвыпИ = 2759.2 кДжкг hдрИ = 740.2 кДжкг
hвыхПП = 2976.8 кДжкг hвхПП = 2845.3 кДжкг
hвыпД = 2762.3кДжкг hвхД = 657.5 кДжкг
hвыхП5 = 657.5 кДжкг hвхП5 = 564.3 кДжкг
hвыхП4 = 564.3 кДжкг hвхП4 = 420.4 кДжкг
hвыхП3 = 420.4 кДжкг hвхП3 = 336.7 кДжкг
hвыхП2 = 336.7 кДжкг hвхП2 = 253.4 кДжкг
hвыхП1 = 253.4 кДжкг hвхП1 = 121.4 кДжкг
hдрСП1 = 448.6 кДжкг
в)КПД элементов схемы.
2 Предварительно заданные расходы.
Расход свежего пара на турбоустановку D0 = 744.4 кгс
Расход пара на СП1 DСП1 = 3.298 кгс
Расход пара на СП2 DСП2 = 4.161 кгс
Расход пара на СП3 DСП3 = 3.152 кгс
Расход дренажа из СП1 DдрСП1 = DСП1 + DСП2 + DСП3 DдрСП1 = 10.611
Выпар деаэратора DвыпД = 1.59 кгс
Расход воды на испаритель (пара из испарителя) DИ = 4.52
Протечки из уплотнений ЦВД турбины DуплЦВД = 1.38 кгс
Протечки из уплотнений РК турбины DуплРК = 1.33 кгс
Дренаж эжектора уплотнений DдрЭУ = 3.62 кгс
Дренаж основного эжектора DдрОЭ = 1.22 кгс
Всас пара через уплотнения ЦНД Dвс_уплЦНД = 1.36
Повышение энтальпии в питательном насосе (hПН = 8.25 кДжкг
Энтальпия после питательного насоса hПН = 705.35 кДжкг
Паросодержание на выходе из ЦВД x3 = 0.845
3 Расчет расхода пара на испаритель.
DотбИ = DИ * (hвыпИ – hдрД) * (И (hотб1 – hдрИ) DотбИ = 5.116
а) Уравнение материального баланса.
Dдр.Д + Dвып.Д = DК + Dотб.Д
б) Уравнение теплового баланса.
Dдр.Д * hдр.Д+ Dвып.Д * hвып.Д = D К * hвыхП5 + Dотб.Д * hотб.1
5 Подогреватель П5 (с охладителем дренажа).
DК * (hвыхП5 – hвыхП4)(П5 = Dотб.П5 * (hотб.2 – hдрП5) + Dотб.И
Дренаж подогревателя П5.
DдрП5 = DотбП5 + Dотб.И
6 Подогреватель П4 (с ОД)
DК*(hвыхП4 – hвыхП3)(П4 = Dотб.П4*(hотб.3 – hдрП4) + Dдр.С*(hдр.С –
hдрП4)+ DдрП5*(hдрП5 – hдрП4)
Дренаж подогревателя П4.
DдрП4 = DотбП4 + DдрС + DдрП5
7 Подогреватель П3 (с ОД)
DК * (hвыхП3 – hвыхП2)(П3 = Dотб.П3 * (hотб.4 – hдрП3) + DдрП4
Дренаж подогревателя П3.
DдрП3 = DотбП3 + DдрП4
8 Подогреватель П2 (с ОД).
DК*(hвыхП2 – hвыхП1)(П2 = Dотб.П2*(hотб.5 – hдрП2) + D
упл.ЦВД*(hотб.3 – hдрП2) + Dдр.П3*(hдр.П3 – hдрП2) + DдрСП1 * (hдрСП1
Дренаж подогевателя П2.
DдрП2 = DотбП2 + DуплЦВД + DдрП3 + DдрСП1
9 Подогреватель П1 (с ОД).
DК * (hвыхП1 – hвхП1)(П1 = Dотб.П1 * (hотб.6 – hдр.П1) + Dдр.П2 *
Дренаж подогревателя П1.
DдрП1 = DдрП2 + DотбП1
Dвых.ЦВД = D0 – Dотб..И – Dотб.ПП – Dотб.Д – DотбП5 – DСП3 – DотбП4 –
DСП2 + Dупл.ЦВД – Dупл.РК
11 Пароперегреватель.
(DвыхЦВД – DдрС )* (hвыхПП – hпара.С)(ПП = Dотб.ПП * (h0 – hдр.ПП)
12 Дренаж сепаратора.
Dдр.С = Dвых.ЦВД * ( 1–xвых.ЦВД)
(DдрД – DИ ) * hПН + Dотб.ПП * hдр.ПП = DПВ * hПВ
Материальный баланс смесителя.
(DдрД – DИ ) + Dотб.ПП = DПВ
14 Материальный баланс конденсатора.
DК = (DвыхЦВД – DдрС – Dотб.П3 – DСП1 – DотбП2 – DотбП1) + DдрП1 +
Dвс_уплЦНД + Dупл.РК + +DдрЭУ + DдрОЭ
15 Результат решения балансовых уравнений.
DК = 634.12 кгс DдрС = 84.04 кгс DдрП3 = 174.29 кгс
DотбПП = 103.87 кгс DотбП3 = 14.53 кгс DдрП2 =
DотбД = 15.37 кгс DотбП2 = 14.59 кгс DдрП1 =
DотбП5 = 31.43 кгс DотбП1 = 22.25 кгс DдрД = 647.91
DотбП4 = 39.18 кгс DдрП5 = 36.54 кгс DПВ = 747.25
DвыхЦВД = 542.18 кгс DдрП4 = 159.76 кгс hПВ =
16 Баланс питательной воды и пара на турбину.
DПВ – D0 = 2.85 кгс (DПВ – D0) * 100 D0 = 0.383%
Внутренняя мощность турбины.
Внутреннюю мощность турбины будем определять как сумму мощностей
1 Отсек 1. Dотс1 = D0 – DотбПП – DуплРК Dотс1 =
(hотс1 = h0 – hотб1 (hотс1 = 226 кДжкг
N1 = Dотс1 * (hотс1 N1 = 1.445*105 кВт
2 Отсек 2. Dотс2 = Dотс1 – DотбД – DотбИ Dотс2 =
(hотс2 = hотб1 – hотб2 (hотс2 = 76 кДжкг
N2 = Dотс2 * (hотс2 N2 = 4.702*104 кВт
3 Отсек 3. Dотс3 = Dотс2 – DотбП5 – DСП3 Dотс2 =
(hотс3 = hотб2 – hотб3 (hотс3 = 78 кДжкг
N3 = Dотс3 * (hотс3 N3 = 4.556*104 кВт
4 Отсек 4. Dотс4 = DвыхЦВД – DдрС + DуплРК Dотс4 =
(hотс4 = hвыхПП – hотб4 (hотс4 = 124.8
N4 = Dотс4 * (hотс4 N4 = 4.734*104кВт
5 Отсек 5. Dотс5 = Dотс4 – DотбП3 – DСП1 Dотс5 =
(hотс5 = h0отб4 – hотб5 (hотс5 = 128 кДжкг
N5 = Dотс5 * (hотс5 N5 = 5.653*104 кВт
6 Отсек 6. Dотс6 = Dотс5 – DотбП2 Dотс6 = 427.049
(hотс6 = hотб5 – hотб6 (hотс6 = 128 кДжкг
N6 = Dотс6 * (hотс6 N6 = 5.466*104 кВт
7 Отсек 7. Dотс7 = Dотс6 – DотбП1 Dотс7 = 404.799
(hотс7 = hотб6 – hвхК (hотс7 = 180 кДжкг
N7 = Dотс7 * (hотс7 N7 = 7.286*104 кВт
8 Внутренняя мощность турбины:
W = N1 + N2 + N3 + N4 + N5 + N6+ N7 W = 4.784*105 кВт
Расчетная мощность на клеммах генератора.
(мех = 099 (г = 0988 Nэ.рас = Wi * (мех * (г Nэ.рас =
Гарантированная электрическая мощность.
Nэ = 0.98 * Nэ.рас Nэ = 4.586*105 кВт
Расход электроэнергии на привод насосов.
1 Конденсатный насос первого подъёма КН1.
(hкн1 = 1.27 кДжкг (кн1 = 0.86 Nкн1 = (hкн1 * DК (кн1
2 Конденсатный насос второго подъёма КН2.
(hкн2 = 1.31 кДжкг (кн2 = 0.86 Nкн2 = (hкн2 * DК (кн2
3 Питательный насос ПН.
(пн = 0.80 Nпн = (hпн * DдрД (пн Nпн = 6682*103 кВт
4 Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды ПТУ.
Nс.н = Nкн1 + Nкн2 + Nпн Nс.н = 8584*103 кВт
Расчёт показателей тепловой экономичности.
1 Расход теплоты на ПТУ для производства электроэнергии.
QЭ = D0 * (h0 – hПВ) – QТУ QЭ = 146*106 кВт
2 Удельный расход теплоты брутто на производство электроэнергии.
qЭ = QЭ NЭ qЭ = 3183 кВткВт
3 Электрический КПД брутто.
(Э = (NЭ QЭ) * 100 (Э = 3141%
4 Электрический КПД нетто.
(Э_Н = (NЭ – Nс.н QЭ) * 100 (Э_Н = 3083%
В результате расчета был получен КПД без учёта затрат на вентиляцию
на освещение и другие собственные нужды. Так как данный КПД не очень
высок то имеется возможность увеличивать эффективность тепловой
Для безопасной работы АЭС решающее значение имеет безопасность работы
реакторной установки которая требует тщательного контроля оборудования
как при его изготовлении так и во время эксплуатации. Безопасность работы
реакторной установки базируется на следующих принципах:
) обеспечение высокого качества изготовления и монтажа оборудования.
) обеспечение технологической и схемной невозможности опасных
последствий единичных нарушений и повреждений.
) ограничение последствий возможных аварий.
Контур теплоносителя сосуды оборудование и трубопроводы реакторного
контура должны быть рассчитаны сконструированы изготовлены и введены в
эксплуатацию таким образом чтобы вероятность большого разрыва или
значительной течи была предельно малой в течение всего времени работы
В пределах самой АЭС возможны аварии связанные с разуплотнением в
элементах реакторного контура. Система обеспечения безопасности (СОБ) АЭС
предусматривает три категории устройств: устройства нормальной
эксплуатации локализующие и защитные устройства в состав которых входит
система аварийного охлаждения реактора (САОР). Устройства двух последних
категорий рассчитаны на предельный случай так называемой максимальной
проектной аварии (МПА) под которой понимается местный полный поперечный
разрыв главного циркуляционного контура. Назначение этих систем – не
допустить расплавления активной зоны и распространения радиоактивности за
пределы защитных герметичных помещений АЭС даже при МПА. Эти системы
включаются автоматически частично или полностью в зависимости от
значительности аварии.
Для одноконтурных АЭС система безопасности должна рассматриваться не
только в случае аварии в реакторном контуре но и при аварийном закрытии
стопорного клапана турбины. В двухконтурной АЭС пар поступающий на
турбину не радиоактивен и может при отключении турбины выбрасываться в
атмосферу. Для одноконтурной АЭС пар радиоактивен поэтому при отключении
весь пар дросселируется и сбрасывается в основные конденсаторы.
Для локализации и ликвидации аварий включая МПА под подреакторным
помещением расположен бассейн – барботер. При наличии течи в реакторном
контуре включаются насосы высокого давления 13 подающие воду в раздаточные
групповые коллекторы. Как это видно из рисунка в верхней его части
расположены боксы 2 и 9 (соответственно левой и правой половины реактора) и
помещения 3 и 8 нижних водяных коммуникаций и раздаточных групповых
коллекторов в каждый из которых подаётся вода от насосов аварийного
охлаждения. Под ними расположен парораспределительный коридор 5. В бассейне
– барботере 19 часть объёма 18 заполнена обессоленной водой а часть объёма
– воздухом. Боксы коридор и бассейн – барботер рассчитаны на избыточное
давление 045 МПа а помещения нижних водяных коммуникаций – на 008 МПа. В
случае разрыва трубопровода в системе реакторного контура давление в боксе
(или 9) повышается и открываются клапаны 4 между боксом аварийной
половины и парораспределительным коллектором и паровоздушная смесь по
трубам 10 поступает в водяную ёмкость барботера где пар конденсируется а
воздух выходит в воздушный объём барботера. Давление в барботере
повышается клапаны 11 под неаварийной половиной открываются и воздух
перетекает в боксы этой половины. Обратные клапаны 6 клапаны 11 в
аварийной половине бокса и клапаны 4 разделяющие коридор и неаварийную
половину бокса остаются закрытыми. В барботер поступает не весь пар
образующийся при истечении теплоносителя. Часть этого пара конденсируется
при контакте с теплообменником 7 и со струями воды вытекающими из
спринклерных систем 1. Теплообменник 16 этой системы и теплообменник 12
системы аварийного охлаждения реактора имеют своим назначением так же отвод
теплоты из системы локализации в послеаварийный период. Все теплообменники
охлаждаются технической водой связанной с автономным оборотным
охладителем. Насос 15 низкого давления подаёт охлаждённую воду в
спринклерную систему со сливом в барботер и охлаждением в теплообменниках
и возвратом воды в спринклерную систему.
Бассейн – барботер 19 заливается обессоленной водой он снабжен
устройством для поддержания постоянного уровня а так же для опорожнения и
заполнения бассейна и очистки его воды на механических фильтрах и
ионнообменных смолах. Бассейн – барботер имеет ёмкость 3000 м3 он может
принять полный расход пара реактора (5600тч) по линии 14 от
предохранительных клапанов установленных на всех паропроводах от барабанов
– сепараторов (по два клапана на каждой линии). Клапаны открываются при
достижении давления в реакторе выше 72 МПа. Описанная САОР до последнего
времени была стандартной.
В настоящее время на Ленинградской АЭС наряду с САОР применяется
система ограничения выброса активности (СОВА). СОВА является альтернативным
техническим решением по отношению к системе локализации аварий и позволяет
обеспечить требуемый уровень безопасности блоков в проектных и запроектных
СОВА размещается в отдельно стоящем здании. В помещениях этого здания
расположены многоярусный бассейн – барботер со струйными конденсаторами
насосы опорожнения барботера система трубопроводов с арматурой и
вспомогательные системы которые обеспечивают работу этого оборудования.
Сброс парогазовой смеси из аварийных помещений КМПЦ (контур
многократной принудительной циркуляции) в бассейн – барботер СОВА
осуществляется по паросбросным каналам из помещений каждой половины КМПЦ.
Бассейн – барботер включает в себя верхний и нижний отсеки: верхний
необходим для конденсации пара образующегося при разрывах трубопроводов
КМПЦ а нижний – для конденсации пара поступающего из реакторного
пространства и разрывов технологического канала.
В режиме нормальной эксплуатации блока СОВА находится в состоянии
готовности к пуску по аварийному сигналу. Все бассейны – барботеры
заполнены водой до необходимого уровня. Все активные элементы подключены к
системе электроснабжения и готовы к включению в работу.
При разрывах трубопроводов КМПЦ в помещениях нижних водяных
коммуникаций ГЦН повышается давление изменяется температура и формируется
сигнал на запуск СОВА. Из аварийных помещений парогазовая смесь поступает в
СОВА и конденсируется в бассейне – барботере. Неконденсирующиеся газы и
воздух выбрасываются на установку подавления активности.
В начальный период аварии при достижении избыточным давлением
установленного значения открываются предохранительные панели на кровле
помещения барабана – сепаратора. После прекращения работы СОВА вода
бассейна – барботера перекачивается на спецводоочистку.
При разрыве технического канала в РП повышается давление срабатывает
быстродействующая аварийная защита выбиваются гидрозатворы на
трубопроводах парогазовой смеси и она поступает в бассейн – барботер
технического канала где происходит конденсация пара и промывка парогазовой
При разрыве в реакторном пространстве более одного технического канала
формируется сигнал по повышению давления в реакторном пространстве
срабатывают предохранительные устройства модернизированной системы
парогазовых сбросов установленные в паросбросном канале СОВА и часть
парогазовой смеси конденсируется и промывается в верхнем отсеке барабана –
Данные системы необходимы для радиационной безопасности работы атомной
электростанции. Несмотря на то что данные системы обеспечиваю безопасную
работу АЭС постоянно ведутся работы над созданием более совершенных СЛА.
Список используемой литературы.
Зорин В. М. Расчеты тепловых схем паротурбинных установок АЭС. М.:
Издательство МЭИ 1996.
Маргулова Т. Х. Подушко Л. А. Атомные электрические станции: Учебник
для техникумов. М.: Энергоиздат 1982.
Зорин В. М. Белоцицкая Е. Н. Теплообменное оборудование паротурбинных
установок. М.: Издательство МЭИ 1989.
Ривкин С. Л. Александров А. А. Термодинамические свойства воды и
водяного пара. Справочник. М.: Энергоатомиздат 1984.
Тепловые и атомные электрические станции: Справочник Под общ. ред. В.
А. Григорьева В. М. Зорина. - 2-е изд. перераб. М: Энергоатомиздат
89. (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
Маргулова Т. Х. Атомные электрические станции: Учебник для вузов. - 4-е
изд. перераб. и доп. М: Высш. шк. 1984.

ГЛАВАI~1.DOC

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС.
) Давление пара перед турбоустановкой p0=5.82 МПа
) Число регенеративных подогревателей 7
) Температура промперегрева
) Давление в конденсаторе pК
) Температура питательной воды tП.В=220
) Мощность теплофикационной установки QТУ=100 ГДжч
2 Цель и порядок расчета тепловой схемы.
Цель расчета тепловой схемы АЭС сводится к расчету ее турбоустановки.
При известном расходе пара на турбину и начальных параметрах определяются
электрическая мощность турбоустановки значения потоков через все элементы
схемы (отсеки турбины теплообменники насосы эжекторы и т.д.) и
показатели тепловой экономичности.
Основные этапы расчета тепловой схемы:
) Составление расчетной тепловой схемы АЭС.
В расчетную схему включаются все элементы в которых должны быть
рассчитаны параметры и расходы рабочего тела а также основные линии по
которым рабочее тело подается от элемента к элементу. При составлении
расчетной схемы используются данные схемы стандартной турбоустановки.
) Построение в hs ( диаграмме процесса расширения пара в турбине.
) Определение расходов пара и конденсата на элементы тепловой
а) Составляется материальный баланс рабочего тела турбоустановки в
б) Определяются необходимые напоры насосов конденсатного и
питательного трактов находятся давление воды и основного конденсата в
точках схемы подлежащих расчету повышение энтальпии воды в насосах;
в) Определяются параметры пара и воды в расчетных точках необходимые
для составления уравнений теплового баланса элементов схемы.
г) Составляется система из уравнений материального и теплового
балансов определяются величины потоков пара и воды проверяется
правильность вычислений по уравнениям материального баланса турбины и
) Определение мощности турбины и основных показателей тепловой
3 Описание расчетной схемы.
Схема составлена на основе принципиальной тепловой схемы
турбоустановки К(1000(603000. Все подогреватели системы регенерации
пронумерованы арабскими цифрами по ходу нагреваемой воды (от П1 до П6)
также как и подогреватели сетевой воды (от Т1 до Т3) конденсатор
обозначен(К. Отборы пара из турбины пронумерованы римскими цифрами по ходу
пара в турбине (от 1 до 6). Так как общая сумма подогревателей меньше чем
количество отборов в стандартной турбине седьмой отбор турбины заварен и
не используется. В качестве привода питательного насоса принят турбопривод
который после выхода на мощность основной турбины питается паром после СПП.
Сепаратор в схеме обозначен – С промперегреватель ( ПП. Конденсатные
насосы первого и второго подъема ( КН1 и КН2.
Расходы пара на уплотнения вала турбины штоков регулирующего и
стопорного клапанов на эжекторы определяются расчетом соответствующих
устройств. В данном расчете их числовые значения взяты по проектным данным
турбоустановки близкой по своим характеристикам к рассчитываемой и
приведены на рис.1. Подогрев основного конденсата в охладителях пара
эжекторов (основного ОЭ и отсасывающего пар из концевых уплотнений турбины
ЭУ) определяется из уравнений теплового баланса для ОЭ и ЭУ:
DКОЭ ( ΔhОЭ = DОЭ ( (hПД – hДР.ОЭ)
DКЭУ ( ΔhЭУ = DЭУ ( (hПД – hДР.ЭУ) + DК УПЛ ( (hК УПЛ – hДР.ЭУ)
При составлении этих уравнений имелось в виду что работа совершаемая
рабочим телом в эжекторах во внешнюю среду не передается.
DКОЭ = DКУЭ = 877 кгс( расход основного конденсата через охладители
DОЭ = 1.22 кгс DЭУ = 1.06 кгс ( расходы рабочего пара эжекторов из
hПД = 2453 кДжкг ( энтальпия рабочего пара;
DК УПЛ ’ 1.33 кгс ( расход пара отсасываемый ЭУ из коллектора уплотнений;
hК УПЛ = 2550 кДжкг ( энтальпия пара отсасываемого ЭУ из коллектора
hДР.ЭУ = hДР.ЭУ = 439.4 кДжкг ( энтальпия конденсатов.
Расчетом получено ΔhОЭ+ЭУ = 8.4 кДжкг.
Расходы воды через уплотнения питательных насосов также взяты по
проектным данным и приведены на рис.1.
4 Построение hs-диаграммы процесса расширения пара в турбине.
По начальным параметрам пара (p0 = 5.82 МПа t0 = 274.3 0C) находится
точка О соответствующая состоянию пара перед паровпускными клапанами ЦВД
турбины. Определяется энтальпия в точке О (h0 = 2776 кДжкг).
Принимается потеря давления в паровпускных клапанах в размере 4% [1]
давления свежего пара. Тогда давление пара перед первой ступенью ЦВД: p(0 =
96 ( p0 = 5.587 МПа. Процессу дросселирования в паровпускных клапанах
соответствует отрезок ОО(.
Между цилиндрами высокого и низкого давлений турбин устанавливаются
сепаратор и промежуточный паро-паровой перегреватель. В этом случае
давление после ЦВД pЦВД определяется требованиями установки СПП и может
быть оценено по эмпирической зависимости:
pЦВД = 0.12 ( p0 + 0.125 = 0.57 МПа
полученной для p0 = 4.5 ( 8 МПа и pК = 3.8 кПа.
Строится адиабатный (изоэнтропийный) процесс расширения пара в ЦВД от
p0 до разделительного pЦВД (отрезок О(А(). Находится энтальпия
отработавшего пара при изоэнтропном расширении в ЦВД: hАЦВД = 2378 кДжкг.
Энтальпия пара в конце действительного (с учетом потерь энергии в
проточной части) процесса расширения пара в ЦВД:
hЦВД = h0 – 0iЦВД ( (h0 – hАЦВД) = 2453 кДжкг х = 0.856 (4) [1]
где 0iЦВД = 0.9 [1].
По параметрам pЦВД и hЦВД находится точка A. Линия О(A соответствует
действительному процессу расширения пара в ЦВД.
Принимается потеря давления пара в СПП равной 6% [1] тогда давление
пара после СПП pПП=0.94 ( pЦВД = 0.54 МПа. Температура перегреваемого пара:
tПП = t0 + (tВ = 270 – 10 = 260 оС (5)
где (tВ =(tПП – минимальное значение температурного напора в
Состоянию пара на выходе из СПП соответствует точка B (tПП и pПП).
Энтальпия после СПП: hПП = 2980 кДжкг
Аналогично производится построение действительного процесса пара в ЦНД
(отрезок ВЕ). Значение давления после последней ступени турбины может быть
принято равным давлению в конденсаторе pК.
Строится адиабатный (изоэнтропийный) процесс расширения пара в ЦНД от
pПП до давления в конденсаторе pК (отрезок ВЕ(). Находится энтальпия
отработавшего пара при изоэнтропном расширении в ЦНД (hАЦНД = 2193 кДжкг)
при этом энтальпия пара в конце действительного процесса расширения (на
выходе из последней ступени ( точка Е):
hЕ = hВ – 0iЦНД ( (hВ – hАЦНД) = 2383 кДжкг x = 0.92 (6) [1]
Кроме того учитываются потери с выходной скоростью:
ΔhВ.С = 25 кДжкг [1]
откуда hК=2358 кДжкг.
Степень сухости пара после сепаратора принимается хВЫХ = 0.99 [1].
Состоянию пара после сепаратора соответствует точка – С а процессу
расширения пара в сепараторе ( линия АС. hs-диаграмма представлена на
5 Таблица параметров по схеме установки.
В этой главе определяются параметры греющей и подогреваемой среды в
регенеративных подогревателях за и перед подогревателями в отборах
турбины и дренажах будь то пар или вода.
Выбираются стандартные параметры конденсатора:
Давление: pК = 0.0039 МПа
Температура: tК = 28.5 оС
Энтальпия пара: hК = 2358 кДжкг x = 0.92
Энтальпия воды: hК = 118 кДжкг.
) Первый подогреватель низкого давления – подогреватель смешивающего типа.
Параметры подогреваемой и греющей среды одинаковы и равны параметрам
насыщения в подогревателе:
Давление: p6 = 0.065 МПа
Температура: t6 = 88 оС
Энтальпия: h6 = 368.5 кДжкг
Стандартные параметры отбора турбины:
Давление: pVI = 0.066 МПа
Энтальпия hVI = 2630 кДжкг x = 0.988
) Второй ПНД также смешивающего типа.
Параметры отбора данной турбоустановки:
Давление: pV = 0.143 МПа
Энтальпия: hV = 2748 кДжкг tV = 137 оС
Параметры среды в подогревателе:
Давление: p5 = 0.133 МПа
Температура: t5 = 108 оС
Энтальпия: h5 = 453 кДжкг
) Третий ПНД – подогреватель поверхностного типа. Греется последним
отбором цилиндра высокого давления. Давление обогреваемой среды создает
насос стоящий перед подогревателем. Дренаж греющего пара (в который входит
также дренаж сепаратора) заводится в основной конденсат дренажным насосом
Давление и энтальпия отбора:
PIV = 0.57 МПа hIV = 2453 кДжкг x =0.856
Давление: pДР4 = 0.53 МПа
Температура: tДР4 = 154 оС
Энтальпия: hДР4 = 650 кДжкг
Температурный напор (недогрев) подогревателя: (t = 4 оС.
Обогреваемая среда (параметры насыщения):
Давление: pК4 = 1.3 МПа
Температура: tК4 = 150 оС
Энтальпия: hК4 = 633 кДжкг
) Четвертый ПНД – поверхностного типа. Пар из третьего отбора ЦВД
поступает в регенеративный подогреватель где обогревая воду
конденсируется и закачивается дренажными насосами в конденсатный тракт с
помощью смесителя. В подогреватель также сбрасываются дренажи
подогревателей высокого давления которые тем же образом поступают в
Отбор имеет следующие параметры:
pIII = 0.93 МПа hIII = 2518 кДжкг x = 0.873
Давление: pДР3 = 0.87 МПа
Температура: tДР3 = 174 оС
Энтальпия: hДР3 = 736 кДжкг
Температурный напор (недогрев) подогревателя: (t = 5 оС.
Давление: pК3 = 1.0 МПа
Температура: tК3 = 169 оС
Энтальпия: hК3 = 715.2 кДжкг
) Пятый подогреватель – это регенеративный подогреватель высокого
давления. Пар конденсируясь отдает тепловую энергию питательной воде
смешивается с дренажем шестого ПВД и следует в четвертый ПНД. Дренаж
охлаждается ниже температуры насыщения до температуры дренажа предыдущего
подогревателя. Это делается для того чтобы в подогревателе с меньшим
давлением дренаж не вскипел и не повлиял на работу насосов. Давление
питательной воды создает питательный насос.
Давление: pII = 1.52 МПа
Энтальпия: hII = 2585 кДжкг x = 0.894
Давление: pДР2 = 1.24 МПа
Температура: tДР2 = 174 оС
Энтальпия: hДР2 = 737.2 кДжкг
Температурный напор (недогрев) подогревателя: (t = 5.5 оС.
Давление: pK2 = 7.1 МПа
Температура: tК2 = 183.3 оС
Энтальпия: hК2 = 781.8 кДжкг
) Последний регенеративный подогреватель – ПВД. Он связан с первым отбором
турбины. Дренаж охлаждается до температуры дренажа предыдущего
подогревателя. После подогревателя питательная вода поступает в
Стандартные параметры отбора:
Давление: pI = 2.45 МПа
Энтальпия: hI = 2653 кДжкг x = 0.921
Давление: pДР1 = 2.27 МПа
Температура: tДР1 = 189 оС
Энтальпия: hДР1 = 803.7 кДжкг
Температурный напор (недогрев) подогревателя: (t = 6 оС.
Давление: pК1 = 6.5 МПа
Температура: tК1 = 213 оС
Энтальпия: hК1 = 912.8 кДжкг
Значение температуры питательной воды tПВ = 220 оС достигается в смесителе
после последнего ПВД куда подается дренаж из пароперегревателя.
Значения параметров рабочего тела необходимые для составления
уравнений теплового баланса элементов схемы сведены в таблицу 1. В
горизонтальных строках таблицы приведены основные параметры а в
вертикальных столбцах в последовательности номеров отборов даны условные
обозначения элементов схемы. Данные в строках 1234 – номера отборов
давления в отборах энтальпии и давления насыщения в подогревателях взяты
для стандартной турбины [2]. В строку 5 вносятся температуры насыщения
отвечающие давлениям в подогревателях.
Недогрев (строка 10) принимается в зависимости от материалов из
которых изготовляется теплообменная поверхность подогревателя. Температура
нагреваемого конденсата на выходе из подогревателя определяется по
температуре насыщения tI в подогревателе и принятому недогреву (tКi = ti –
ti) и заносится в строку 11 таблицы 1.
Температура конденсата греющего пара tДРi для подогревателей без
охладителей дренажа равна температуре насыщения при соответствующем
tДРi = ti(pi). Температуры tДРi вносятся в строку 7 таблицы 3. Энтальпия
дренажа определяется как f (pi tДРi).
Давления воды за подогревателями (строка 9) находится по напору
питательного и конденсатных насосов с учетом гидравлических потерь по
водяной стороне подогревателей в процессе расчета. Энтальпия нагреваемого
конденсата (строка 12) находится как f(tКipКi).
В расчете принято что продувочная вода парогенератора проходит
теплообменники ионообменные и механические фильтры байпасной системы
очистки и возвращается обратно в парогенератор. Потери рабочего тела во
втором контуре отсутствуют. В этих условиях расход питательной воды равен
расходу пара на турбину: DПВ = D0
6 Расчет теплоты для внешних потребителей.
В рассчитываемой схеме для внешнего потребления предусмотрена
теплофикационная установка (ТУ) для отпуска теплоты в тепловую сеть. В ней
последовательно установлены три сетевых подогревателя. Температурный график
сетевой воды принят 60 ( 150 0С (60 0С ( температура воды возвращаемой в
ТУ; 150 0С ( температура воды направляемой в теплосеть). Значение
подогрева воды в каждом сетевом подогревателе определено параметрами
соответствующего отбора турбины и минимальным температурным напором
(недогревом) в подогревателе (см. табл.1.)
Количество теплоты отдаваемое в теплосеть задано и равно:
QТ = 100 ГДжч = 27.7 МВт.
Тогда расход сетевой воды GТ определяется по формуле:
GТ = QТ (hТ3 – hВХ Т1) = 72.88 кгс (7) [1].
Здесь hТ3 = 632.6 кДжкг – энтальпия воды на выходе из последнего
сетевого подогревателя и hВХ Т1 = 252 кДжкг ( энтальпия воды на входе в
первый сетевой подогреватель. Энтальпии hI hII hIII ( энтальпии первого
второго и третьего отборов соответственно. Их значения приведены в таблице
hТ1 hТ2 ( энтальпии после первого и второго подогревателя
Составим уравнения теплового баланса для сетевых подогревателей:
а) для третьего подогревателя (Т3):
GТ ( (hТ3 – hТ2) = DТ3 ( (hIV – hДРТ3) ( Т3 (8) [1]
где hДРТ3 = 632 кДжкг – энтальпия насыщения при давлении 4 отбора
hIV (см. таб.1) hТ2 = 440.9 кДжкг
б) для второго подогревателя (Т2):
GТ ( (hТ2 – hТ1) = DТ2 ( (hV – hДРТ2) ( Т2 + DТ3 ( (hДРТ3 – hДРТ2) ( Т2
где hТ1=361.1 кДжкг hV (см.табл.1)
hДРТ2 = 453 кДжкг – энтальпия насыщения при давлении 5 отбора Т2 = 0.998
в) для первого подогревателя (Т1):
GТ ( (hТ1 – hВХ Т1) = DТ1 ( (hVI– hДРТ1) ( Т1 + (DТ2 + DТ3) ( (hДРТ2 –
hДРТ1) ( Т1 (10) [1]
Где hVI (см.табл.1) hДРТ1 = 368.5 кДжкг – энтальпия насыщения при
давлении 6 отбора Т1=0.999 [1].
Решая систему из данных трех уравнений получаем следующие расходы
греющего пара на сетевые подогреватели:
Расход в первый сетевой подогреватель: DТ1 = 3.16 кгc
Расход во второй сетевой подогреватель: DТ2 = 1.875 кгс
Расход в третий сетевой подогреватель: DТ3 = 7.78 кгс.
Суммарный расход пара на теплофикационную установку: DТУ = 12.82 кгс.
7 Напоры насосов конденсатно-питательного тракта
повышение энтальпии воды в насосах.
7.1. Питательный насос.
) Напор питательного насоса.
ΔpПН = p0 + ΔpПАР + ΔpПГ + ΔpП.ТР + ΔpРКП + ΔрПВД + ΔрГ – рН (11) [1]
где p0 = 5.82 МПа (см. исходные данные)
ΔpПАР = 0.05 ( p0 = 0.29 МПа [1] – гидравлическое сопротивление
ΔpПГ = 0.3 МПа [4] – принимается гидравлическое сопротивление
ΔpП.ТР = 0.3 МПа [1] – принимается сопротивление питательного
ΔpРКП = 1.0 МПа [1] – принимается сопротивление регулирующего клапана;
ΔрПВД = 1.8 МПа [1] – принимается сопротивление группы ПВД:
ПВД ( ПВ-2000-120-12 ): ΔрПВД1=0.6 МПа [4]
ПВД ( ПВ-2000-120-19 ): ΔрПВД1=0.6 МПа [4].
ΔрГ = 0.1 МПа [4] – принимается геодезический подпор.
pН = 1.0 МПа – давление перед насосом.
Необходимый подпор питательного насоса: ΔpПН = 89 МПа.
) Повышение энтальпии в питательном насосе.
ΔhПН = ΔpПН ( ПН (103 ПН (12) [1]
где ПН = 1.109(10-3 м3кг – удельный объем при параметрах перед насосом.
ПН = 0.82 [1] – КПД питательного насоса.
7.2. Конденсатный насос первого подъема.
) Напор конденсатного насоса.
ΔpКН1 = ΔpОЭ + ΔpБОУ + ΔpОГ + ΔpК.ТР + ΔрРКУ + ΔрГ + p.П1 – pК (13) [1]
где ΔpОЭ=0.07 МПа [1] – сопротивление охладителей эжекторов;
ΔpБОУ=0.5 МПа [1] – сопротивление блочной обессоливающей установки;
ΔpОГ =0.2 МПа [1] – сопротивление охладителей генератора;
ΔpК.ТР=0.1 МПа [1] – сопротивление трубопроводов;
ΔрРКУ =0.2 МПа [1] – сопротивление регулирующего клапана уровня;
ΔрГ=0.04 МПа [4] – геодезический подпор;
p.П1=0.025 МПа – давление в первом подогревателе;
Необходимый подпор конденсатного насоса первого подъема: ΔpКН1 = 1.13 МПа.
) Повышение энтальпии в конденсатном насосе первого подъема.
ΔhКН1 = ΔpКН1 ( КН1 ( 103 КНI [1]
где КН1 = 1(10-3 м3кг – удельный объем перекачиваемой воды.
КН1 =0.76 [1] – КПД конденсатного насоса первого подъема.
7.3. Конденсатный насос второго подъема.
ΔpКН2 = ΔpПНД + ΔpТР + pД – pП3 (14) [1]
где Δ pПНД=1 МПа [1] – сопротивление группы ПНД:
ПНД3 (ПН-1800-42-8-1): (pПНД3 = 0.5 МПа [4]
ПНД4 (ПН-1800-42-8-1): (pПНД4 = 0.5 МПа [4].
ΔpТР = 0.07 МПа [1] – сопротивление трубопроводов
pД = 0.69 МПа – давление перед питательным насосом
pП3 = 0.066 МПа – давление во втором подогревателе;
Необходимый подпор конденсатного насоса второго подъема:
) Повышение энтальпии в конденсатном насосе второго подъема.
ΔhКН2 = ΔpКН2 ( КН2 ( 103 КН2 [1]
где КН2 = 1.04(10-3 м3кг – удельный объем перекачиваемой воды.
КНI2 =0.78 [1] – КПД конденсатного насоса второго подъема.
7.4. Дренажный насос.
) Напор дренажного насоса.
) Повышение энтальпии в насосе.
ΔhДН = ΔpДН ( ДН ( 103 ДН [1]
где ДН = 1.05(10-3 м3кг – удельный объем перекачиваемой воды.
ДН = 0.76 [1] – КПД дренажного насоса.
Давления воды за подогревателями (строка 9 табл.1) находятся по
напорам питательного и конденсатного насосов с учетом гидравлических потерь
по водяной стороне подогревателей.
Температуру нагреваемого конденсата или питательной воды на выходе из
подогревателя определяется по температуре насыщения греющего пара и по
принятому недогреву ti зависящему от материала из которого изготовляется
теплообменная поверхность подогревателя. Рассчитанные значения tКi = ti –
ti вносятся в строку 11 табл.1.
На входе в первый ПНД (П1) энтальпия конденсата равна:
hКВХ П1 = hК + ΔhКН1 + ΔhОЭ+ЭУ = 129 кДжкг (15).
Остальные повышения энтальпий насосов учитываются в уравнениях баланса
8 Определение расходов рабочего тела в элементах
Для этого решается система алгебраических уравнений отражающих
тепловые и материальные балансы элементов схемы.
Уравнение теплового баланса смесителя (См3):
DПВ ( hПВ = DК6 ( hК6 + DПП ( hДРПП (16)
где hПВ = 944 кДжкг – энтальпия питательной воды
hК6 hДРПП – см. табл. 1.
8.2. Подогреватели высокого давления.
а) Подогреватель высокого давления П6.
Уравнения теплового баланса П6:
DКП6 ( (hКП6 – hКП5) = D6 ( (h1 – hДР6) ( 6 (17)
где 6 = 0.994 – коэффициент учитывающий тепловые потери.
i = 1– i(10-3 (i – номер подогревателя по ходу нагреваемой воды)
hКП6 hКП5 h1 hДР6 – см. табл.1.
б) Подогреватель высокого давления П5.
От П7 D7+D6+DПП1+DПП2
Уравнения теплового баланса П6
Dпв(hкП6-hкП5)=D6(hII-hдр6)6+DПП1(hдрПП1-hдр6) 6+(D7+DПП2)(hдр7-
Подогреватель высокого давления П5.
Уравнения теплового баланса П5
Dпв(hкП5-hкПН)=D5(hIII-hдр5)5
) Уравнения теплового баланса для деаэратора
DкДhкД+DпДhпД= DДhIII +( D7+D6+DПП1+DПП2)(hдрП6+DСhдрС+DкП4hкП4
где DпД=5 кгс – расход пара из деаэратора на эжекторы и уплотнения;
DС – расход пара из сепаратора кгс.
Уравнение материального баланса для деаэратора.
DкД+ DпД=DД+ D7+D6+DПП2+DПП1+ DС+DкП4 (25)
8.4. Подогреватели низкого давления .
Подогреватель низкого давления П4
От П5 D4+D5+DуплЦВД4
) уравнение теплового баланса для П4.
DкП4(hкП4-hСм2)=D4(hIV-hдр4)4+ DуплЦВД4(hIII-hдр4)4+D5(hдр5-
где hсм2=hкп3+Δhсм2=554.1 кДжкг – принято[1]
DуплЦВД4= 1.3 кгс – расход пара из уплотнений ЦВД в П4(см. рис.1)
Подогреватель низкого давления П3 со сместителем См2
От отбора I клапанов
hдр4 +DуплЦВД4+DуплКл3
уравнение теплового баланса для П3.
DкП3(hкП3- hкП2)=D3(hV-hдр3)3+ DуплКл3(hо-
hдр3)3+(D5+D4+DуплЦВД4)(hдр4-
DуплКл3=0.4 кгс – расход пара из уплотнений штоков клапанов в П3 ( см.
) уравнение материального баланса для точки смешения СМ2 .
DкП4= DкП3+D3+D4+DуплЦВД4+ DуплКл3+D5
Подогреватель высокого давления П2.
) уравнение теплового баланса для П2.
DкП3(hкП2-hСм1)=D2(hVI-hдр2)2
где hСм1=hкП1+ΔhСм1=252.3 кДжкг – принято[1]
DуплЦВД1=0.9 кгс – расход пара из уплотнений ЦВД
Подогреватель низкого давления П1 со сместителем См1
От П2 D1+D2+DуплЦВД4
) уравнение теплового баланса для П1.
Dквхп1(hкп1- hвхп1)=D1(hVII-hдр1)1+ Dцвд-Iупл(hIII-hдр1)1 +
+D2(hдр2-hдр1)1 (30)
Dуплцвд-1=0.9 кгс--расход пара из уплотнений ЦВД в П1.
) уравнение материального баланса для точки смешения СМ1 .
Dкп3= Dквхп1+D1+D2+Dцвд-Iупл (31)
-Dкп3+Dквхп1+D1+D2=-0.9 (31)
Уравнение теплового баланса сепаратора.
DЦВДhIII=DСhдрС+(DЦВД-DС)h0С (32)
где DЦВД – расход пара после ЦВД турбины.
8.7. Цилиндр высокого давления.
Уравнение материального баланса ЦВД.
Dцвд=D0-Dпп2-Dпркл-Dпп1-D7-D6-D5-Dд-Dпрцвд (33)
где Dпрцвд=2.4 кгс-- протечки пара через уплотнения ЦВД;
Dпркл=1.7 кгс-- протечки пара через уплотнения штоков клапанов
Dцвд+Dпп2+Dпп1+D7+D6+D5+Dд=1705.9 (33)
8.8. Первая ступень пароперегревателя ПП1.
(Dцвд-Dс)(h0пп1-h0c)=Dпп1(hI-hдрпп1)пп1
8.9. Вторая ступень пароперегревателя ПП2.
(Dцвд-Dс)(h0пп2-h0пп1)=Dпп2(h0-hдрпп2)пп2 (35)
8.10.Решение системы уравнений.
Система уравнений (1)-(15) решена на ЭВМ с помощью математической cреды
Принятые значения энтальпий основного конденсата после смесителей
проверяются решением соответствующих уравнений теплового баланса:
Dкп4hксм2= Dкп3hкп3+(D3+ Dкл-3упл+D5+D4+Dуплцвд-4)(hдр3-Δhдн2) (36)
) для смесителя СМ1:
Dкп3hксм1= Dкп1hкп1+(D1+D2+Dуплцвд-4)(hдр1-Δhдн1) (37)
Расчетом получено hксм1=252.3 кДжкг и hксм2=552.7 кДжкг. В соответствии
с этим результатом были пересчитаны коэффициенты зависящие от этих
Окончательные результаты расчета расходов пара и воды:
D7=86.8 кДжкг Dкп3=1045.9
D6=77.8 кДжкг D2 =61.3
D5=58.0 кДжкг Dквхп1= 932.9
D4=49.1 кДжкг D1=50.7 кДжкг
Dкп4=1233.8 кДжкг Dc=159.7 кДжкг
D3=79.0 кДжкг Dцвд=1356.0
Dпп1=46.7 кДжкг Dпп2=70.1 кДжкг
8.11. Мощность турбины.
Таблица3.2. Расчет внутренних мощностей отсеков турбины.
Dотс кгс Δhотс кДжкг DотсΔhотс кВт
Dотс1 = D0-Dпркл = 1638.2 102 167096.4
Dотс2=Dотс1-Dпп1-D7=1504.7 65 97805.5
Dотс3=Dотс2-D6=1426.9 63 89894.7
Dотс4=Dцвд-Dс-Dтп-Dуплкл цнд=1165.4 106 123532.4
Dотс5=Dотс4-Dт3-D4=1103.8 98 108172.4
Dотс6=Dотс5-Dт2-D3=1001.2 187 187224.4
Dотс7=Dотс6-Dт1-D2=923.8 159 146884.2
Dотс8=Dотс7-D1=873.1 138 120487.8
) Внутренняя мощность турбины.
) Расчетная мощность на клеммах генератора.
Nэ расч.=Wiмехг=1018.3 МВт
где мех=0.988 [1] г=0.99 [1]
) Гарантированная электрическая мощность.
8.12. Проверка материального баланса турбоустановки.
Для поверки материального баланса определяется расход воды после
конденсатора двумя способами: исходя из известного расхода пара на турбину
и на основе величины расхода питательной воды.
) Dк=Dотс8+Dоэ+эу+Dуплцнд-к+Dуплцвд-к+Dуплкл-к+Dоэ тп+Dт1+Dт2+
+Dт3+Dуплпн-к+Dтп=977.4 кгс
) Dк=Dквх п1+Dуплпн=977.3 кгс
8.13. Расход электроэнергии на привод насосов конденсатно-питательного
КПД электроприводов всех насосов: пр=0.86
Nкн-I=Δhкн-IDкпр =1.9 МВт (43)
Nкн-II=Δhкн-IIDкпр =3.6 МВт (44)
Nдн-I=Δhдн-I(Dк+Dуплцвд+D2)пр =0.4МВт (45)
Nдн-II=Δhдн-II(D3+Dуплцвд-п3+D4+D5)пр =0.3МВт (46)
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки:
Nэ.сн.=Nкн-I+Nкн-II+Nдн-I+Nдн-II=6.2 МВт (47)
8.14. Показатели тепловой экономичности.
) Расход теплоты на турбоустановку для производства электроэнергии.
Qэ=Q0-Qт=D0(h0-hпв)-Qт=2972 МВт (48)
) Удельный расход теплоты брутто на производство электроэнергии.
qэ=Qэ(Nэ+Nтп)=2.917 (49)
) Электрический КПД брутто.
э брутто=(Nэ+Nтп)Qэ=34.3
) Электрический КПД нетто.
э нетто=(Nэ+Nс.н.)Qэ=33.4
АЭСЭбрутто =эбрутторIктрIIктрпг=0.328
где р=0.99-- оценивает потери тепла в реакторе
Iктр=IIктр =0.988-- потери тепла в трубопроводах первого и второго
контуров соответственно
пг =0.99-- потери тепла в парогенераторе.
АЭСЭнетто =энетторIктрIIктрпг=0.320.
Вывод: В результате расчета тепловой схемы были получены расходы пара и
конденсата в элементах тепловой схемы мощности турбоустановки и
показатели тепловой экономичности. КПД станции получился немного
завышенным расход электроэнергии на собственные нужды расчитывался только
исходя из расходов электроэнергии для работы насосов и не учитывались
расходы электроэнергии на вентиляцию освещение и другие нужды станции.

Front RBMK.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
РБМК -1000 общий вид (1 блок Курской АЭС) разрез по оси реактора
- опорная металлоконструкция;
- водяные коммуникации;
- нижняя металлоконструкция;
- боковая биологическая защита;
- графитовая кладка;
- барабан-сепаратор;
- пароводяные коммуникации;
- верхняя металлоконструкция;
- разгрузочно-загрузочная машина;
- верхнее центральное перекрытие;
- верхнее боковое перекрытие;
- система контроля герметичности ТВЭЛов;
- главный циркуляционный насос;
- всасывающий коллектор;
- напорный коллектор;
Энергомашиностроение
МГТУ им. Н.Э. Баумана
- Раздаточно групповой коллектор

К-500-65-3000.dwg

К-500-65-3000ken.dwg

Тепловая схема ВК-500.dwg

Герметичные помещения
МЭИ 140.404.XX.01 КП
ИзмN документа Подп Дата
Разраб. Полушин Р.А.
Провер. Горбуров В.И.
конденсат греющих паров
основной конденсат питательная вода
пар свежий и отборный

pg-2.DWG

Pg31 s.dwg

БН-800.dwg

RIS2.DOC

-----------------------

SPESHLEQ.DOC

; 13-÷ ; 14- ÷ ; 15-

Титульный лист.doc

(Технический Университет)
(АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ(
Расчет тепловой схемы АЭС
Студент: Гилев А. М.
Руководитель: проф. Монахов А. С.

спецвопрос.dwg

Вода промконтура собственных нужд
От системы заполнения и подпитки
Провер. Горбуров В.И.
Разраб. Полушин Р.А.
ИзмN документа Подп Дата
МЭИ 140.404.XX.01 КП

h,s-диаграмма.doc

-----------------------

Спецификация САОЗ.doc

ФоПоЗонОбозначение Наименование КолПриме-
2.1010.ХХ.00 Спецификация
Компенсатор давления
Гидроаккумулирующая
Бак аварийного запаса
подачи раствора бора
Разраб.Гилев А. САОЗ 1