Расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-500-65/3000

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

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.

К-500-65-3000.dwg

К-500-65-3000ken.dwg