Турбогенератор К-1000-60/3000

Тепловая схема (упрощенная).frw

Чертеж ВВЭР 1000.cdw

Схема двухконтурной ЯЭУ с реактором
Принципиальная технологическая схема блока
ИЯЭ (филиал) СПбГПУ
Схема двухконтурной ЯЭУ с реактором ВВЭР-1000

h-S (бланк).frw

Технологическая ВВЭР 1000.cdw

Схема технологическая
ИЯЭ (филиал) СПбГПУ
Принципиальная технологическая схема блока
Технологическая схема ВВЭР-1000

Тепловая схема (полная).frw

Генплан АЭС (А1).cdw

Источник водоснабжения
Распределительное устройство
Азотно-кислородная станция
Автомобильная дорога
Насосная станция для
Здание спецводоочистки
Хранилище ра отходов
Вентиляционная труба
Здание химводоочистки
Санитарно-бытовое здание
Административное здание
Вспомогательный корпус
Здание маслохозяйства
СПбГТУ (ИЯЭ-г.С.Бор)

Тепловая схема моя.frw

Курсовик ВВЭР-1000-11.12.doc

Государственного Политехнического Университета в г. Сосновый Бор
«Атомные Электрические Станции»
«Проект АЭС мощностью 2000 МВт »
Характеристики региона и обоснование строительства АЭС 4
Основное оборудование АЭС и его характеристики .6
Построение рабочего процесс расширения пара в турбинной установке.
1. Описание тепловой схемы энергоблока АЭС
2. Построение рабочего процесса расширения пара в турбине
3. Определение параметров конденсата и питательной воды
Расчёт тепловой схемы на номинальном режиме работы оборудования .
Определение параметров пара и воды в элементах схемы
1. Определение долей расхода пара и воды в элементах схемы
2. Определение расходов пара и воды в элементах схемы
3. Определение мощности турбины по отсекам
Выбор вспомогательного оборудования АЭС
1. Сепаратор-пароперегреватель
2. Регенеративные подогреватели
4. Конденсатные насосы
5. Питательные насосы
6. Сетевые подогреватели
7. Система технического водоснабжения
Технико-экономические показатели работы электростанции
Компоновка оборудования в главном здании АЭС
Генеральный план АЭС ..
Характеристики региона и обоснование строительства АЭС .
Калининград и Калининградская область.
Калининградская область расположена на юго-восточном побережье Балтийского моря и является самой западной территорией России. Площадь области - 151 тыс. кв. км одна из самых маленьких территорий России по плотности населения (63 человека на кв.м) занимает третье место. Численность населения области на 1 января 2001 года составляет 9460 тысяч.
Прирост населения начиная с 1992 года происходит только за счет миграции: 60% населения не являются уроженцами области 468% прибывших в полуанклав – жители СНГ. Национальный состав различный всего 97 национальностей и народностей. Область достаточно урбанизирована: 22 города и 5 поселков городского типа. Крупные города области: Калининград Советск Черняховск Гусев Балтийск; 1096 сельских населенных пунктов.
На территории области расположено уникальное единственное в мире промышленное месторождение янтаря - до 90% всех разведанных мировых зaпacoв. Климат области переходный от умеренно-континентального к морскому. Среднегодовая температура около 8°С. Средне летняя температура 17°С; средне зимняя температура -3°С.
После распада СССР город испытал на себе общий для всей России экономический кризис который затянулся из-за ослабленного состояния производственной сферы а также удалённого анклавного положения Калининградской области. Вступление в силу Федерального закона об Особой экономической зоне смягчило экономический кризис но полностью ликвидировать его не смогло.
Примерно с 1999 года можно говорить о небольшом экономическом подъёме Калининградской области вызванном общим ростом экономической стабильности в России в целом а также ростом международных инвестиций и выгодным геополитическим положением региона. Восстановлено производство на важных предприятиях области — Вагоностроительном заводе (1998) Судостроительном заводе «Янтарь» (бывшая судоверфь «Шихау») Калининградгазавтоматика (КГА). В области созданы принципиально новые для региона производства. Например в Калининграде появилось автомобилестроительное предприятие «Автотор» (1996) собирающее автомобили по лицензиям концернов БМВ (Германия) КИА (Корея) «Дженерал моторс» (США).
Растёт грузооборот Калининградской Железной дороги и Калининградского морского торгового и рыбного портов. Нефтяные терминалы расположенные в акватории Калининградского морского канала обеспечивают экспорт из России в страны Западной Европы и Скандинавии более 2-х млн. тонн нефтепродуктов в год.
На территории Калининградской области действуют следующие типы электростанций: ТЭС ГЭС малой мощности и нетрадиционные источники энергии использующие силу ветра. Суммарная установленная мощность электростанций на конец 2008 г. составляла 6471 МВт.
Потребление электроэнергии в Калининградской области в 2008 году составило 3973 млн.кВт.ч при этом выработка электроэнергии собственными энергоисточниками составила 2829 млн.кВт.ч в т.ч. Калининградской ТЭЦ-2 – 2689 млн.кВт.ч. Остальная часть энергии восполняется поставками с Игналинской АЭС Литовской Республики. Пропускная способность трех ВЛ 330 кВ и трех ВЛ 110 кВ по которым осуществляются поставки электроэнергии в регион в нормальных режимах оценивается величиной 680 МВт.
Калининградская область остается регионом энергетически зависимым от соседних государств так как надежность и бесперебойность ее электроснабжения зависит от транзитных перетоков мощности и энергии по электрическим связям ЕЭС России и взаимоотношений со странами-транзитерами.
Вопрос обеспечения энергетической безопасности региона и эффективного социально-экономического развития. Правительство области связывает с развитием собственных генерирующих мощностей. Завершением строительства в 2010 году Калининградской ТЭЦ-2 в составе двух энергоблоков строительством Балтийской атомной электростанции; строительством генерирующих мощностей с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии в городах имеющих развитую систему централизованного теплоснабжения; развитием возобновляемых источников энергии.
1Выбор места строительства.
АЭС в составе двух энергоблоков предполагается разместить на территории Калининградской области в 120 км от г. Калининград в 60 км от побережья Куршского залива и в 10-20 км к юго-востоку от г. Неман.
Основные требования к выбору места строительства АЭС диктуются стремлением уменьшить стоимость строительства и способствовать повышению экономичности и надежности эксплуатации. А так же повышению экономики региона в целом.
Такой мощной электростанции как проектируемая предстоит работать в электрической системе поэтому площадка для строительства должна обеспечить удобный вывод линий электропередачи высокого напряжения. По размерам площадка выбирается достаточной для рационального по условиям технологического процесса размещения всех необходимых зданий и сооружений. Должна быть обеспечена простая и удобная связь с железной дорогой пользоваться которой придётся с начала строительства и в процессе эксплуатации (подвоз топлива обращение с РАО).
В отношении промышленных предприятий а особенно атомных станций существуют Государственные правила проектирования:
) «Общие положения обеспечения безопасности атомных станций»
ПНАЭ Г-1-011-97 (НТБ 25807);
) «Сан.Пин 2.6.1.24-03. Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций» СП АС-03 (НТБ 26240);
) «Правила безопасности при обращении с радиоактивными отходами атомных станций» НП-002-04 (НТБ 26362);
) «СП2.6.61168-02. Санитарные правила обращения с радиоактивными отходами (СПОРО-2002)»;
Основное оборудование АЭС и его характеристики.
Реактор ВВЭР-1000 относится к реакторам корпусного типа с водой под давлением. Вода является теплоносителем и замедлителем нейтронов.
Верхняя часть: крышка шахты реактора верхний блок реактора крышка реактора (покрытая теплоизоляцией) система термоконтроля и контроля энерговыделений система охлаждения чехлов приводов СУЗ.
Нижняя часть: корпус реактора бак сухой защиты входные и выходные трубопроводы (в том числе САОЗ) ферма внутрикорпусные устройства (шахта корзина или выгородка блок защитных труб и др.). Корпус покрыт теплоизоляцией.
Одним из ответственных узлов реактора типа ВВЭР является корпус высокого давления. Металл корпуса находится в условиях интенсивного нейтронного облучения в течение всего срока службы который составляет около 30 лет.
Корпус реактора представляет собой цилиндр с эллиптическим днищем. Изготовлен из цельнокованых обечаек соединенных сваркой. Предназначен для размещения внутрикорпусных устройств. Работает под внутренним давлением. Корпус реактора ВВЭР-1000 изготавливается из перлитной стали 15Х2НМФА и покрывается изнутри наплавкой из аустенитной стали.400 т. Размеры корпуса ВВЭР-1000 – 4691088 м.
Активная зона представляет собой набор из 151 ТВС. Каждая ТВС представляет собой сборку из 317 твэлов и 12 трубок для размещения органов регулирования. Топливом служит UO2 различного обогащения.
Компенсация избыточной реактивности в общем случае осуществляется с использованием жидкого поглотителя (борное регулирование) механических стержней СУЗ и выгорающих поглотителей. В ВВЭР-1000 используется кластерное регулирование при котором регулирующие органы в виде пучков тонких стержней которые размещаются практически в каждой тепловыделяющей кассете и вводятся в специальные направляющие трубки.
Основные технические характеристики реактора ВВЭР-1000 [1 с. 136]
электрическая ..1000;
тепловая .. .. 3000;
Расход воды через реактор м3ч .84 000;
Число петель главного циркуляционного контура ..4;
Первоначальная загрузка урана (в пересчете на металлический) т . 66;
Среднее обогащение первой загрузки % .30;
Максимальное проектное обогащение топлива % . 44;
Средняя глубина выгорания топлива в стационарном
режиме МВт×суткг .. 40;
Средняя удельная энерго напряженность активной зоны МВтм3 .111;
Средняя удельная энерго напряженность топлива кВткг . .455;
Средняя плотность теплового потока МВтм2 .. .0545;
Давление теплоносителя на выходе из активной зоны МПа ..157;
Температура теплоносителя 0C на входе в реактор . .290;
на выходе из реактора 320;
Подогрев воды в реакторе 0С .30;
в главных трубопроводах .93;
во входных патрубках .93;
Диаметр и высота корпуса м .. 451088;
Эквивалентный диаметр активной зоны м 312;
Размеры оболочки ТВЭЛа (диаметртолщина) мм 91065;
Число ТВЭЛов в кассете 317;
Число топливных кассет в активной зоне 151;
Турбина предназначена для непосредственного привода генератора пременого тока ТВВ-1000-2 для работы на АЭС в блоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реактора и одной турбины) при номинальной тепловой мощности ядерной паропроизводительной установки 3000 МВт.
Турбина соответствует требованиям ГОСТ 24277-85 и ГОСТ 26948-86.
Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара предназначенных для подогрева питательной воды.
Характеристика отборов пара на регенерацию и турбопривод питательных насосов приведена в таблице №1:
Параметры в камере отбора
Количество отбираемого пара тч
Номер ступени за которой производится отбор
Температура 0С (влажность y%)
Основные технические характеристики турбины К-1000-603000:
Мощность номинальная МВт 1074;
Частота вращения с-1 50;
Параметры свежего пара:
давление МПа абс. 589;
Параметры пара после промежуточного перегрева:
давление МПа абс. 051;
Число отборов пара для регенерации 8;
Температура питательной воды 0С 221;
Номинальная температура охлаждающей воды 0С 20;
Давление в конденсаторе кПа абс. 49
Расход охлаждающей воды через конденсаторы тч 170 000;
Максимальный расход свежего пара кгс 1761;
Конструктивная схема турбины 1ЦВД + 4ЦНД;
Давление свежего пара 589 МПа влажность 005 %. Расчетное давление в конденсаторе 49 кПа при температуре охлаждающей воды 20 0C. Номинальная мощность турбины 1074 МВт частота вращения 1500 обмин.
Собственно турбина состоит из ЦВД и четырёх одинаковых ЦНД расположенных между ЦВД и генератором. ЦВД выполнен двухпоточным симметричным. Каждый из потоков включает 5 ступеней. Корпус ЦВД выполнен двойным. Внутренний корпус включает в себя по 2 ступени в каждом потоке. Две пары диафрагм последующих ступеней (в каждом потоке) установлены в обоймы помещенные в расточках внешнего корпуса. Камера между внешним и внутренним корпусами используется для отбора пара на последний (по ходу питательной воды) ПВД. Из камеры между обоймами пар отбирается для питания второго ПВД.
Проточная часть ЦНД состоит из двух потоков по 5 ступеней в каждом.
Турбогенераторы предназначены для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы при непосредственном соединении с паровыми турбинами. Устанавливаются на тепловых и атомных электростанциях. Турбогенераторы представлены следующими сериями:
ТФ — турбогенераторы с непосредственным воздушным охлаждением обмотки ротора и сердечника статора с косвенным охлаждением обмотки статора.
Буква “Г” означает сопряжение генератора с газовой турбиной “П” — с паровой.
ТВВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмотки ротора водородом и обмотки статора — дистиллированной водой с заполнением корпуса статора водородом. В серию входят турбогенераторы мощностью от 160 000 до 1 200 000 кВт.
Буква “Е” означает принадлежность к единой унифицированной серии “К” — изготовление бандажных колец ротора из коррозионностойкой стали.
ТЗВ — турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении близком к атмосферному.
В комплект поставки турбогенераторов входят: системы возбуждения (типа СТС или СТН) маслоснабжения водородного и водяного охлаждения (ТВВ) а также запасные части и приспособления.
Турбогенераторы изготовляются в соответствии с ГОСТ 533—85 по индивидуальным техническим условиям и в различных исполнениях; в общепромышленном тропическом и экспортном.
Напряжение статора кВ
Напряжение возбуждения В
Частота вращения обмин
Расход материалов кг(кВ А)
Давление водорода кПа
Индуктивные сопротивления о. е
Индуктивные сопротивления о.е.
Масса статора (монтажная) т
Длина с возбудителем
Турбогенераторы мощностью 160 — 220 МВт имеют четыре газоохладителя установленных внутри корпуса статора вдоль оси машины. Турбогенераторы мощностью 300 — 800 МВт имеют четыре газоохладителя расположенных вертикально по два в каждой концевой части. Циркуляция технической воды в газоохладителях осуществляется насосами расположенными вне генератора.
В средней части корпуса на концевых перегородках укреплен сердечник статора. Сердечник статора собран на продольных ребрах из сегментов электротехнической стали и вдоль оси разделен вентиляционными каналами на пакеты. С торцов сердечник статора закреплен нажимными кольцами из немагнитной стали. Для демпфирования электромагнитных потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора под нажимными кольцами установлены медные экраны. Обмотка статора — трехфазная двухслойная с укороченным шагом стержневая. Лобовые части обмотки — корзиночного типа. Пазы статора — открытые прямоугольные. Турбогенератор мощностью 160 МВт имеет шесть выводов статорной обмотки из них три линейных и три нулевых. Турбогенераторы мощностью 200—1000 МВт имеют девять выводов статорной обмотки: шесть нулевых и три линейных. Обмотка статора турбогенератора мощностью 1200 МВт шестифазная и состоит из двух трехфазных обмоток сдвинутых относительно друг друга на 30°. Турбогенератор имеет 18 выводов статорной обмотки - по 9 с каждой стороны. Стержни обмотки сплетены из сплошных и полых элементарных проводников. Для охлаждения обмотки по полым проводникам циркулирует дистиллированная вода. Изоляция стержней — непрерывная термореактивная. В пазах стержни закреплены специальными прокладками и клиньями. Лобовые части закреплены кронштейнами кольцами и различными распорками. Ротор изготовлен цельнокованый из специальной высококачественной стали. В бочке ротора выфрезерованы пазы в которые уложена обмотка возбуждения из полосовой меди с присадкой серебра. Ее охлаждение осуществляется непосредственно водородом по схеме самовентиляции с забором газа из зазора машины. В пазах обмотка закреплена клиньями. Заданное давление масла и необходимый перепад между давлением водорода и давлением уплотняющего масла автоматически поддерживаются регулятором при всех рабочих и переходных режимах работы турбогенераторов. Тепловой контроль всех основных узлов турбогенератора производится установленными в них термометрами сопротивления подключенными к контролирующим приборам. Лобовые части обмотки удерживаются бандажными кольцами (из поковок немагнитной стали). Роторные бандажные кольца - консольного типа и имеют горячепрессовую посадку на бочке ротора. От осевых перемещений бандажные кольца удерживаются кольцевой шпонкой и гайкой навинченной на носик бандажа с наружной стороны. Контактные кольца установлены на валу ротора за подшипником со стороны возбудителя. Щетки и контактные кольца охлаждаются вентилятором. Щеточная траверса установлена на фундаментной плите рядом с подшипником. Токоподводы соединяющие контактные кольца с обмоткой возбуждения устанавливаются в осевом отверстии вала ротора.
На валу роторов турбогенераторов мощностью 1000 и 1200 мВт контактных колец нет. Подвод тока к обмотке ротора осуществляется непосредственно от стержня токоподвода возбудителя к стержню токо-подвода ротора турбогенератора радиальными медными клиньями. Опорный подшипник со стороны возбудителя — стоякового типа выносной имеет шаровой самоустанавливающийся вкладыш. Подшипник со стороны турбины встроен в цилиндр низкого давления турбины. Смазка подшипника принудительная. Масло подается под избыточным давлением из напорного маслопровода турбины через бак аварийной смазки.
Построение рабочего процесс расширения пара в турбинной установке и определение параметров пара и воды в элементах схемы.
1 Описание тепловой схемы энергоблока АЭС.
Технологический пар II контура генерируется в парогенераторе где в экономайзерном участке парогенератора питательная вода подогревается до температуры насыщения после чего в испарительной части парогенератора вода кипит образую насыщенный пар который в пароперегревательной части парогенератора становится перегретым до температуры t0 =272 0C. Схема №1.
Перегретый пар с параметрами t0 = 271 0C Р0 = 5.89 МПа направляется в цилиндр высокого давления турбины (2) через стопорно-регулирующий клапан (1). В ЦВД пар расширяется производит механическую работу после чего направляется в сепаратор (3) где из него удаляется влага и он подсушивается до х0 0.99. Далее в пароперегревателе (6) пар перегревается до температуры tПЕ = 250 0С при давлении равном 0.57 МПа.
Вторично перегретый пар направляется в цилиндр низкого давления (6) через стопорно-регулирующий клапан (5) где расширяется производя механическую работу. Суммарная работа цилиндров низкого и высокого давлений преобразуется электрогенератором в электроэнергию которая передается потребителю.
Отработавший в турбине пар с давлением Рк = 4.5 кПа направляется в конденсатор (7) где конденсируется и в виде основного конденсата (ОК) конденсатным насосом (8) подается в подогреватели низкого давления ПНД1 (9) и ПНД2 (9).Далее подается в смеситель (10). Затем конденсатным насосом (11) подается в подогреватели низкого давления ПНД3 (12) ПНД4 (12) и через смеситель(13) в ПНД5 (12) Здесь основной конденсат подогревается до температуры 130-150 0С и с этой температурой подается в деаэратор (14).
В деаэраторе за счет подачи туда греющего пара из отбора III турбины происходит дальнейший подогрев воды ее деаэрация и резервное накопление в баках.
Далее питательная вода подается питательными насосами (15) и (16) направляется в подогреватели высокого давления (17) где подогревается до температуры tПВ с которой она через смеситель (18) поступает в парогенератор. Тепловая схема прилагается на А3.
2 Построение рабочего процесса расширения пара в турбине.
h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине строится для определения состояния пара в ступенях турбины и СПП. При построении этого процесс учитываются потери давления пара в паровпускных и регулирующих устройствах ЦВД и ЦНД а также и в СПП. По начальным параметрам ( x0) находится точка 0 соответствующая состоянию пара перед паровпускными клапанами ЦВД турбины. Определяется энтальпия пара в точке 0 h0 = 2780 кДжкг и температура t0 = 274 0С. Принимается потеря давления в паровпускных клапанах в размере 5 % давления свежего пара. Тогда давление перед первой ступенью ЦВД
Процессу дросселирования в паровпускных клапанах соответствует отрезок 0-0’.
Строится адиабатный (изоэнтропийный) процесс расширения пара в ЦВД от давления p0’ до разделительного pp =57 МПа(отрезок 0-aT). Определяется энтальпия отработавшего пара при изоэнтропийном расширении в ЦВД ha = 2375 кДжкг.
Энтальпия пара в конце действительного (с учетом потери энергии в проточной части) процесса расширения пара в ЦВД определяется по формуле
По параметрам pB и hB находится точка a. Отрезок 0-a соответствует действительному процессу расширения пара в ЦВД.
Потеря давления в сепараторе принимается 5 % от pp.
Степень сухости пара после сепаратора принимается равной xвых = 099. Состоянию пара после сепаратора соответствует тока с а процессу осушки пара в сепараторе - отрезок а-с.
Потеря давления на пароперегревателе принимается в размере 4 % от pC
Температура на выходе из СПП определяется с учетом принятого температурного напора пароперегревателя qпп = 21 0С.
Состоянию пара на выходе из перегревателя соответствует точка В.
Аналогично производится построение действительного рабочего процесса расширения пара в ЦНД (отрезок В`-К) при этом энтальпия пара в конце действительного процесса работы пара в ЦНД определяется по формуле
где hКт = 2207 кДжкг - энтальпия пара при теоретическом изоэнтропийном расширении в ЦНД.
Давление пара в отборах принимается по заводским данным турбины [Таблица №1]:
p1 = 243 МПа; p2 = 15 МПа; p3 = 094 МПа; p4 = 057 МПа; p5 = 0268 МПа;
p6 = 0132 МПа; p7 = 0067 МПа; p8 = 0027 МПа.
По принятым давлениям находятся на h-s диаграмме точки I-VIII соответствующие состоянию пара в отборах турбины.
На h-s диаграмме также показывается процесс работы пара в приводной турбине питательного насоса (отрезок B’K’). При этом потеря давления в подводящем паропроводе принимается в размере 5 % от .
Отрезок соответствует изоэнтропийному расширению пара в приводной турбине до конечного давления pК’ =0.006 МПа. Определяется энтальпия в точке = 2394 кДжкг. Отрезок E’K’ соответствует действительному рабочему процессу в приводной турбине. При этом энтальпия пара отработавшего в действительном процессе определяется по формуле
Процесс расширения пара в h-s диаграмме представлен на чертеже формата А3. Параметры пара в отборах турбины и в СПП сведены в таблицу 2.
3. Определение параметров конденсата и питательной воды
Давление греющего пара в подогревателях определяется с учетом потери давления в подводящих паропроводах которые принимаются в размере 5 % от давления пара в отборе
По давлению пара определяется температура насыщения в подогревателе t’i 0С. Энтальпия дренажа греющего пара в подогревателях без охладителя дренажа равна энтальпии воды на линии насыщения h’i кДжкг. Энтальпия дренажа греющего пара после охладителей дренажа принимается на 40 кДжкг выше энтальпии конденсата или питательной воды на входе в подогреватель [6].
- без охладителя дренажа;
- с охладителем дренажа.
Температура конденсата (питательной воды) на выходе из подогревателя определяется с учетом температурного напора подогревателей который принимается для ПВД -7 qп = 6 0С ПВД -6 qп = 5 0С а для ПНД qп = 1÷4 0С.
Давления конденсата определяются по давлению на напоре конденсатного
насоса - pкн-1 = 09 МПа; pкн-1 = 185 МПа; pпн =10 МПа.
Потеря давления воды в подогревателях принимается:
Dpпвд6 = Dpпвд6 = 05 МПа; Dpпнд1 = Dpпнд2 = 004 МПа; Dpпнд3 = 0032 МПа; Dpпнд4 = 005 МПаDpпнд5 = 004 МПа
В расчете учитывается подогрев воды в питательном насосе
где Dpпн= 10 МПа - напор питательного насоса (с бустерным);
vпн = 0001104 м3кг - средний удельный объем воды в насосе;
hпн = 073 - КПД насоса.
Энтальпия воды после питательного насоса
Подогревом в конденсатных насосах пренебрегаем. Подогрев основного конденсата в охладителях эжекторов принимается Dtэж = 5 0C.
Параметры конденсата и питательной воды в элементах ПТС сведены в таблицу 3.
Параметры греющего пара и дренажа
Параметры нагреваемой воды
Вход пара на турбину
Отбор пара за ЦВД на ПНД №5
Расчёт тепловой схемы на номинальном режиме работы оборудования
1. Определение долей расхода пара и воды в элементах схемы
Для удобства расчет расходов пара и воды в элементах ПТС ведется в безразмерных долях расхода по отношению к расходу свежего пара на ЦВД т. е.
a0 - относительный расход пара на ЦВД.
Di – расход пара в каждой точке ПТС.
Доли расхода пара и воды в элементах ПТС определяются из уравнений материального и теплового баланса соответствующего оборудования.
При расчете поверхностных подогревателей принимается hп = 0.98 учитывающий потери тепла в окружающую среду.
Рис. 1. Расчетная схема сепаратора
где aс - доля сепарата отводимого из сепаратора;
aсeп- доля пара поступающего на перегрев
anп - доля пара поступающего на сепарацию;
xвх и xвых - степень сухости пара до и после сепаратора.
1.2. Пароперегреватель
Рис. 2 Расчетная схема ПП
a`nn - доля греющего пара;
h0 - энтальпия греющего пара кДжкг;
h’0 - энтальпия дренажа греющего пара кДжкг;
hc - энтальпия нагреваемого пара после сепаратора кДжкг;
hпп - энтальпия нагреваемого пара после ПП кДжкг.
Рис. 3. Расчетная схема парогенератора
aпв - доля расхода питательной воды;
aпг - доля расхода пара на турбоустановку;
aут - доля расхода от утечек пара и конденсата (принимаем aут = 0.01);
aупл - доля расхода пара на уплотнения турбины (принимаем aупл = 0.01).
Рис. 4. Расчетная схема смесителя.
ad - доля питательной воды после диэратора;
aпп - доля дренажа после ПП;
hп7 - энтальпия питательной воды после ПВД-7 кДжкг;
- энтальпия дренажа ПП кДжкг;
Рис. 5. Расчетная схема ПВД-7
где a1 - расход греющего пара 1 отбора на ПВД-7;
ad – расход питательной воды после диэратора
hп6 - энтальпия питательной воды после ПВД-6 кДжкг;
- энтальпия дренажа пара 1 отбора на выходе из ПВД-7 кДжкг;
Рис. 6. Расчетная схема ПВД-6
где a2 - доля расхода греющего пара 2-го отбора
hd = - энтальпия питательной воды после ПН кДжкг;
h2 - энтальпия греющего пара 2-го отбора кДжкг;
h2` - энтальпия дренажа греющего пара после ПВД-6 кДжкг.
Рис. 7. Расчетная схема деаэратора
Для определения двух неизвестных долей расходов a3 и a5 для деаэратора совместно решаются уравнения материального и теплового балансов.
где a3 - доля расхода греющего пара 3-го отбора на деаэратор;
ak5- доля расхода основного конденсата в деаэратор.
где h3 - энтальпия греющего пара 3-го отбора кДжкг;
h’д - энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора кДжкг;
Рис. 8. Расчетная схема ПНД-5
где a4 - доля расхода греющего пара 4-го отбора на ПНД-4;
h4 - энтальпия греющего пара 4-го отбора кДжкг;
h4` - энтальпия дренажа греющего пара 4-го отбора после ПНД-4 кДжкг;
hп5 - энтальпия основного конденсата после ПНД-4 кДжкг;
hп4 - энтальпия основного конденсата после ПНД-3 кДжкг;
Рис. 9. Расчетная схема ЦВД
Доля расхода пара на турбопривод питательного насоса
где hктп - энтальпия пара в конденсаторе приводной турбины кДжкг;
hтп = 0.8 - КПД приводной турбины.
Рис. 10. Расчетная схема ПНД-4
где a5 - доля расхода греющего пара 5-го отбора на ПНД-4;
h5 - энтальпия греющего пара 5-го отбора кДжкг;
h4` - энтальпия дренажа греющего пара кДжкг;
hп4 - энтальпия основного конденсата после ПНД-4 кДжкг;
hп3 - энтальпия основного конденсата после ПНД-3 кДжкг;
h5` - энтальпия дренажа греющего пара 6-ого отбора кДжкг;
hп2 - энтальпия основного конденсата после ПНД-2 кДжкг;
Рис. 11. Расчетная схема ПНД-3
где a6 - доля расхода греющего пара 6-го отбора на ПНД-3;
h6 - энтальпия греющего пара 6-го отбора кДжкг;
h6` - энтальпия дренажа греющего пара 6-ого отбора кДжкг;
1.14. ПНД -2 смешивающего типа
Рис. 12. Расчетная схема ПНД-2 смешивающего типа
a7 - доля расхода греющего пара 7-го отбора на ПНД-2
h7 - энтальпия греющего пара 7-ого отбора кДжкг;
hп1 - энтальпия основного конденсата после ПНД-1 кДжкг;
1.15. ПНД -1 смешивающего типа
Рис. 13. Расчетная схема ПНД-1 смешивающего типа
a8 - доля расхода греющего пара 8-го отбора на ПНД-1
h8 - энтальпия греющего пара 8-ого отбора кДжкг;
hк - энтальпия основного конденсата кДжкг;
1.16. Контроль материального баланса
После определения долей расхода пара и воды на все элементы тепловой схемы проверяется правильность выполненных расчетов. Для этого сравниваются доли пропуска пара в конденсатор aквх и расхода конденсата из конденсатора aквых.
По материальному балансу ЦВД и ЦНД:
По материальному балансу конденсатора
2. Определение расходов пара и воды в элементах схемы
Для определения расхода пара на турбину определяем относительную мощность каждого потока пара:
Суммарная относительная мощность
Расход пара на турбину
где hм = 098 - механичекий КПД турбины;
hг = 099 - электрический КПД генератора.
Отборы пара и воды в элементах ПТС по их долям определяются по формуле
Результаты вычислений сведены в таблицу 4.
Расходы пара и воды в элементах ПТС
3. Определение мощности турбины по отсекам.
Распределение мощности турбины по отсекам
Расход через отсек кгс
Перепад энтальпий кДжкг
Срабатываемая мощность кВт