/>
КУРСОВОЙПРОЕКТ
по дисциплине«ТЭС и АЭС»
Рассчет тепловойсхемы турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-1
Содержание
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТУРБОУСТАНОВОК АЭС
ВВЕДЕНИЕ
ТУРБОУСТАНОВКА K-1000-60/1500-1 [4]
СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
ОПРЕЛЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧЕГО
ТЕЛА В УЗЛОВЫХ ТОЧКАХ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ГЛАВНОЙ ТУРБИНЕ И ВПРИВОДНОЙ ТУРБИНЕ ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА В H,S – ДИАГРАММЕ
ОПРЕЛЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ РАБОЧЕГО
ТЕЛА В УЗЛОВЫХ ТОЧКАХ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
ТЕПЛОФИКАЦИОНАЯ УСТАНОВКА
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНУТРЕННЕЙ МОЩНОСТИ ТУРБИНЫ И ПОКАЗАТЕЛЕЙТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ
ВЫВОД
ЛИТЕРАТУРЫ
ОСОБЕННОСТИРАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТУРБОУСТАНОВОК АЭС
Содержание расчетной частикурсового проекта включает составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС,построение h,S-диаграммы процесса расширения пара в турбине (ЧВД, ЧСД,ЧНД), определение параметров рабочего тела (пара, основного конденсата, ОК,питательной воды, ПВ) в элементах ТУ, определение расходов пара в отборахтурбоагрегата (Т), определение внутренней мощности Т, и показателей тепловойэкономичности ТУ и блока в целом.
Таким образом, цельрасчета тепловой схемы ТУ – определение параметров и расходов сред, которыепроходят через все элементы схемы, а также мощности установки и показателейтепловой экономичности (КПД, удельного расхода теплоты и пара). Наряду с этимопределяются мощности насосов конденсатно-питательного тракта.
При поверочных расчетахсуществующей ТУ расчеты выполняются для других режимов ее работы, отличных отноминального. Результаты такого расчета необходимы для определения возможностиработы всех элементов ТУ в диапазоне заданных режимов, показателей тепловойэкономичности, а также для выбора различного регулирующего оборудования иарматуры.
При построении h,S-диаграммы процесса расширения пара в турбине используютсязаводские данные о внутренних относительных КПД цилиндров или отсеков Т (hoi). При этом в задании могут быть внесенынекоторые изменения в типовую тепловую схему. Если эти изменения не приводят кизменениям расходов пара в отсеках Т более чем на 5 %, то пересчитыватьзаводские данные по hoiнетнеобходимости. Можно также пренебречь небольшими изменениями давлений в точкахотбора пара в Т. В этом случае расчет ТУ на номинальном режиме сводится копределению расходов пара в отборах, расходов пара в отсеках Т и мощности,которую развивают новые потоки пара.
Исходные данные
/>Тип ТУ К-1000-60/1500-1
РК, кПа 4,5
tпв, °С 225
ΔtминПВД, °С 7
ΔtминПНД, °С 4
QТП, МВт 115
ВВЕДЕНИЕ
Ядерная энергетика, базирующаяся наиспользовании ядерного топлива, используется во многих технически развитыхстранах мира, и, естественно, в Украине. Это объясняется прежде всегоэкономическими преимуществами АЭС, главным из которых являются меньшие затратына производство электроэнергии по сравнению с тепловыми электростанциями,работающими на органическом топливе. Для Украины, как и для ряда другихЕвропейских государств, характерна недостаточность или отсутствие собственныхзапасов органического топлива, которые целесообразно использовать в качествегорючего для тепло- и электроснабжения. В то же время по оценкам геологовзапасов сравнительно недорогого урана в Украине достаточно для удовлетворенияпотребности атомной энергетики в топливе на несколько столетий с учетомвозрастающих темпов производства электроэнергии и теплоты.
Пониженная по сравнению с ТЭС наорганическом топливе стоимость вырабатываемой электроэнергии, также определяетпреимущества АЭС перед ТЭС на угле, мазуте и газе.
Более благоприятно, чем на ТЭС, иэкологическое воздействие АЭС на окружающую среду. АЭС не дают вредныххимических выбросов в виде золы, окислов серы, азота и других, в том числеканцерогенных соединений. Даже радиоактивные выбросы АЭС существенно меньшие,чем на ТЭС.
Вместе с тем АЭС обладают по сравнению с ТЭС и рядом недостатков. Сооружение их (затраты на 1 кВт установленной мощности) обходится существенно дороже,требует больших трудозатрат, в том числе высококвалифицированного персонала. Коборудованию АЭС предъявляются повышенные требования по надежности, особыетребования по безопасности. Предъявляются также высокие требования к качествуэксплуатации и ремонта оборудования АЭС. И, наконец, имея более низкий КПД, чемТЭС (это относится к АЭС с водоохлаждаемыми реакторами), создают большеетепловое загрязнение водоемов и требуют большего расхода охлаждающей воды.
За последнее десятилетие практически вовсех странах мира, где эксплуатируются АЭС, происходит заметное снижениепрогнозируемой мощности ядерной энергетики. Причины этого сложны имногочисленны. Однако главная причина этого — объективные экономическиефакторы, связанные, прежде всего с введением более строгих норм эксплуатацииАЭС, обусловленных требованиями высокой степени надежности, безопасности изащиты окружающей среды. Чтобы удовлетворить этим требованиям, пришлосьсущественно увеличить число вспомогательных систем, дополнительного оборудования,использовать новые дорогостоящие материалы, усовершенствовать технологиюэксплуатационного обслуживания оборудования АЭС, внедрить новые способыконтроля, усовершенствовать методы подготовки, переподготовки и периодическогоконтроля персонала. Все это привело к увеличению трудозатрат, затрат времени исредств на строительство и эксплуатацию АЭС, резко возросли и без того большиеудельные капитальные затраты на сооружение АЭС.
Вследствие указанных и ряда другихпричин программы развития ядерной энергетики во многих
странах были пересмотрены в сторонусокращения. Так например, в США, Японии и встранах-членах ЕЭС темп и объемы ввода новых мощностей в ядерной энергетикесократились на 30-40 % по сравнению с ранее планируемыми.
Аналогичные тенденции наблюдаются и втрадиционной энергетике, где используется органическое топливо. Удельныекапиталовложения в строительство тепловых электростанций (ТЭС), работающих на органическом топливе, и АЭС возрастали приблизительно в одинаковой пропорции.
Тем не менее, на современном этаперазвития ядерная энергетика не только экономически конкурентоспособна поотношению к другим видам производства электроэнергии, но и превосходит их потаким показателям, как экономичность, надежность и безопасность, экологичность.В результате резкого увеличения стоимости нефти и газа за последние десять летв значительной степени улучшилась конкурентоспособность АЭС.
Развитие атомной энергетики в Украинестало основой энергетического потенциала страны. Выработка электроэнергииобъединенной энергетической системой Украины за период с 1990 по 2001 г.г.уменьшилась с 296258 до 172159 млн. кВтч, что объясняется спадом производства иощутимым износом основного оборудования ТЭС, работающих на органическомтопливе. Вместе с тем производство электроэнергии на АЭС за этот же периодоставалось практически на одном и том же уровне (73750 — 76179 млн. кВтч), снебольшим спадом в 1994-95 гг. За последние 2-3 года производство электроэнергии на АЭС в среднемсоставляет 44 — 45 % а в зимний период — 50 % и более общегопроизводства.
В первомполугодии 2002 года АЭС Украины выработалипрактически 50 % электроэнергии, произведенной в Украине [13].
Таким образом, надежная и безопаснаяатомная энергетика, обеспечивающая высокие и конкурентоспособные технико-экономическиепоказатели производства электроэнергии и теплоты, являетсяосновой энергетического производства и энергетической безопасности Украины.
Неотъемлемой частью АЭС являетсятурбоустановка. В настоящее время наибольшее распространение получили АЭС сводоохлаждаемыми ядерными реакторами и пароводяным энергетическим контуром спаровыми турбинами на насыщенном паре. Второй (паротурбинный) контур АЭСсостоит из сложного тепломеханического оборудования, от работы которого зависяткак технико-экономические, так и эксплуатационные показатели работыэлектростанции: надежность, экономичность, маневренность, безопасность.Технический уровень оборудования турбоустановки определяет ряд основныхпараметров АЭС, таких как единичная мощность блока, компоновочные решения(моно- или дубльблок), начальные и конечные параметры теплоносителя и рабочеготела, тип и условия технического водоснабжения и т.п.
Все это показывает, что на всехэтапах проектирования, строительства, монтажа, наладки и эксплуатации — выбор основных характеристик АЭС, выбор площадки длясооружения АЭС, проектирование оборудования и АЭС в целом, строительство имонтаж оборудования АЭС, пусконаладочные испытания, эксплуатация и ремонт — специалист-энергетик поАЭС
должен хорошо представлять себе конструкциютепломеханического оборудования станции (блока), в том числе и турбоустановки,взаимосвязи основных ее элементов, особенности их эксплуатации.
ТУРБОУСТАНОВКАK-1000-60/1500-1 [4]
Успешный опыт эксплуатации турбинмощностью 500 МВт на 1500 мин-1 послужил основой для создания турбиныК-1000-60/1500-1, выпущенной в четырех экземплярах для работы наЮжно-Украинской и Калининской АЭС. Турбина К-1000-60/1500-1 имеет номинальнуюмощность 1100 МВт при работе на насыщенном паре с начальными параметрами 5,89МПа и 274,3 °С (начальная влажность 0,5%), с внешней сепарацией идвухступенчатым перегревом пара до температуры 250 °С при давлении 1,12 МПа идавлении в конденсаторе 4 кПа.
При давлении в конденсаторе 5,9 кПатурбина поставляется с двумя ЦНД.
От четырех парогенераторов реактораВВЭР-1000 по четырем трубам пар подается к четырем блокам комбинированныхстопорно-регулирующих клапанов, расположенных по обе стороны турбины. Всечетыре регулирующих клапана перемещаются одновременно, т.е. в турбинеиспользуется дроссельное парораспределение.
Поступив в двухпоточный ЦВД, паррасширяется в нем и при давлении 1,2 МПа и влажности 12 % отводится в четыреСПП. В сепараторе происходит отделение образовавшейся влаги, а полученныйсепарат, имеющий высокую температуру, направляется в первый (по ходупитательной воды) ПВД. Затем пар перегревается сначала в I ступени паром,отбираемым из ЦВД с параметрами 2,82 МПа и 230 °С, а затем во II ступени — свежим паром. С параметрами промежуточного перегрева пар поступает вдвухпоточный ЦСД, а из него — в две ресиверные трубы, расположенные надтурбиной. Из ресиверных труб пар раздается на три двухпоточных ЦНД.
Из ЦНД пар поступает в дваповерхностных одноходовых секционированных конденсатора. Из каждого ЦНД парпоступает в свою секцию, поэтому при температуре охлаждающей воды в первой (походу воды) секции, равной 15°С, давление составляет 3,67 кПа, во второй — 3,76кПа, в третьей — 4,5 кПа. Система регенеративного подогрева питательной водысостоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД. Питательная вода, поступающая впарогенератор, имеет температуру 224,3 °С. Для привода двух питательных насосовиспользуются конденсационные турбины типа ОК- 12А КТЗ мощностью 11,6 МВт. Наприводные турбины подается пар, отбираемый за СПП.
Собственно турбина состоит из ЦВД,ЦСД и трех ЦНД. Валопровод турбины состоит из пяти роторов цилиндров и роторагенератора. Каждый из роторов уложен в два опорных подшипника. Роторы соединенымежду собой жесткими муфтами, полумуфты которых откованы заодно с валами.Упорный подшипник выполнен отдельно и размещен в корпусе между ЦВД и ЦСД.
Цилиндр высокого давления выполнендвухпоточным, и каждый его поток унифицирован с проточной частью ЦВД турбиныК-500-65/1500. Ротор ЦВД — сварно-кованый, жесткий. Корпус ЦВД — двойной.Тонкостенный внутренний корпус изготовлен из эрозионно-стойкой стали. В немразмещается две пары диафрагм двух потоков. Четыре обоймы также содержат по дведиафрагмы. Диафрагмы ЦВД — сварные. Перед установкой во внутренний корпус илиобойму диафрагмы соединяются болтами попарно в осевом направлении. Разъемдиафрагм плотно затягивается болтами после их установки. Это уменьшаетпаразитные протечки пара поверх установочных гребней и снижает опасностьщелевой эрозии. За внутренним корпусом и за обоймами выполнены отборы пара нарегенерацию.
Цилиндр среднего давления такжевыполнен двухпоточным. В каждом потоке установлено по четыре ступени (вварианте турбины с двумя ЦНД в каждом потоке ЦСД размещено пять ступеней),проточная часть которых унифицирована с проточной частью ЦСД турбиныК-500-65/1500. Ротор ЦСД — сварно-кованый, жесткий. Корпус ЦСД состоит из трехчастей, отлитых, и затем скрепленных болтами по вертикальным технологическимразъемам. Диафрагмы, устанавливаемые непосредственно в корпус ЦСД, выполненысварными. Их тела и ободья изготовлены из низколегированной стали.
Проточная часть ЦНД и в значительнойстепени вся его конструкция унифицированы с ЦНД турбины К-500-60/1500. Каждыйиз потоков имеет пять ступеней. Последняя ступень имеет средний диаметр 4150мм, длину рабочей лопатки 1450 мм. Корпус ЦНД выполнен одностенным ввидусравнительно небольшого давления на входе (примерно 0,35 МПа).Принципиальнаятепловая схема установки показана на рис.1.
/>
Рис. 1. Принципиальнаятепловая схема турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-1 ПО " Турбоатом"
А — питательная вода к ПГ; В — острый пар из ПГ; С — слив конденсата изконденсатора ТППН в основной конденсатор; D — конденсат от эжекторов в основнойконденсатор; Е — выпар деаэратора; 1 -ЦВД 2 — ЦСД; 3 — ЦНД; 4 -СПП; 5 — СРК;6,7 — ОЗ; 8 — основной конденсатор; 9 — КН1; 10 — эжекторы; 11-БОУ; 12-КН2;13-16 — ПНД; 17-ДНІ,2; 18 — деаэратор; 19-ТППН; 20 — ПН; 21-23 — ПВД; 24-конденсатор приводной турбины.СОСТАВЛЕНИЕРАСЧЕТНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Тепловая схема турбоустановки этотехнологическая схема, в состав которой входит все технологическое оборудованиеи элементы турбоустановки, включая паропроводы, трубопроводыконденсатно-питательного тракта и трубопроводы обвязки с соответствующейарматурой. Изображение элементов тепловой схемы и их связи выполняют всоответствии с нормативными требованиями, обязательными к использованию внормативно-технической, конструкторской, технологической и другой техническойдокументации, а также в учебных процессах всех учебных заведений, в учебниках иучебных пособиях. Условные графические изображения реакторов, оборудованияпервого контура, турбин и турбинного оборудования в соответствии с ГОСТ21.403-80.
Различают три способаизображения тепловой схемы турбоустановок, в том числе и турбоустановок АЭС,которые при этом называют полной (развернутой), принципиальной и расчетнойсоответственно.
Принципиальная тепловая схема ТУ АЭС характеризуетсущность и совершенство основного технологического процесса АЭС – процессапреобразования теплоты рабочего тела, полученной от теплоносителя, вэлектроэнергию и теплоту, отпускаемую потребителям.
Принципиальная тепловая схема включает основное ивспомогательное тепломеханическое оборудование технологического цикла:парогенераторы, паровые турбины, регенеративные подогреватели питательной воды,подогреватели сетевой воды, насосы различного назначения (питательные,конденсатные, дренажные, сетевые и др.), испарительную установку, деаэраторы ит.п.
При составлениипринципиальной тепловой схемы учитываются возможные режимы работы. Расчет принципиальнойтепловой схемы производят с целью определения параметров и величины потоков рабочеготела (пара, основного конденсата и питательной воды) в различных участкахтехнологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.
На принципиальной схеме указываетсявсе основное оборудование, логически связанное технологическим цикломэлектростанции, конечной продукцией которого является электроэнергия(электроэнергия и теплота). Обычно на этой схеме указывают лишь основноеоборудование (и связи между ним), без которого осуществление технологическогоцикла ТУ невозможно; при этом на схеме могут отсутствовать оборудование ипотоки, обеспечивающие длительную, безаварийную эксплуатацию, в том числе впереходных режимах (резервное оборудование, трубопроводы и т.п.). Однотипноеоборудование и агрегаты также изображаются один раз.
Расчетная тепловая схема составляется на основепринципиальной. На расчетной схеме изображаются то оборудование и те потоки,где теплоноситель или рабочее тело изменяют свое термодинамическое состояние,что должно быть учтено при расчете основных технико-экономических показателейТУ АЭС. На этой схеме могут отсутствовать оборудование и многочисленные потоки,имеющие принципиальное значение для работы турбоустановки, но не влияющие нарасчет технико-экономических показателей (например, конденсатоочистка, бакисбора дренажей, расширители продувок и т.п.). Независимо от числа основных ивспомогательных однотипных агрегатов на расчетной схеме они изображаются одинраз, но со всеми последовательно включенными элементами.
Полная (развернутая)схема ТУ АЭС составляется для блока в целом и включает в себя полный составоборудования, включая резервное, и все существующие на электростанции связимежду ним, включая байпасные, сбросные, перепускные и другие линии. Показываютвсе корпуса турбин, причем изображают оба потока для обычно применяемыхдвухпоточных цилиндров. На трубопроводах и агрегатах указывают всю арматуру.
В курсовом и дипломномпроектах студенты при расчете показателей тепловой экономичности ТУ АЭСиспользуют расчетную схему и изображают ее в расчетно-пояснительной записке.
В графической части курсового идипломного проектов необходимо разработать такую схему проектируемой ТУ АЭС,которая представляла бы достаточно полный набор оборудования, его связей,потоков теплоносителя и рабочего тела для обеспечения длительной безаварийнойэксплуатации, в том числе в переходных режимах. Этим требованиям удовлетворяетполная (развернутая) схема ТУ АЭС, но на разработку такой схемы требуется многовремени, что не укладывается в рамки курсового и дипломного проектирования.
Удовлетворитьпредъявляемым требованиям может рабочая схема ТУ АЭС (используется только дляучебных целей), на которой изображается все основное оборудование и все связимежду ним по номенклатуре в объеме полной (развернутой) схемы, но безрезервного (дублирующего) оборудования, пусковых, байпасных и резервных линий ит.п.
Расчетная тепловая схемасоставляется на основании стандартной (заводской) схемы турбоустановки и должнасодержать все рассчитываемые элементы: подогреватели, охладители, сепараторы, смесители,расширители, испарители, насосы, турбопривод, внешние потребители теплоты, исоединяющие их коммуникации.
Нумерацию регенеративных подогревателей обычновыполняют арабскими цифрами по ходу основного конденсата и питательной воды.Отборы пара из отсеков турбины обозначаются обычно римскими цифрами по ходу потокапара в турбине.
ОПРЕЛЕЛЕНИЕПАРАМЕТРОВ РАБОЧЕГО ТЕЛА В УЗЛОВЫХТОЧКАХ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Для расчета тепловой схемы ТУнеобходимо знать параметры (давление, температуру и энтальпию) греющего параотборов непосредственно на входе в регенеративные подогреватели, дренажейконденсата греющего пара, нагреваемой среды (основного конденсата, питательнойводы и перегреваемого пара в СПП).
Определение параметров греющего пара.
Значения давлений пара вкамерах отборов Т, работающей на номинальной нагрузке в проектном расчете,определяются по соответствующим температурам ОК и ПВ на выходе из ПНД и ПВД.
Относительная величинапотерь давления на тракте отборного пара от главной турбины до соответствующегорегенеративного подогревателя может быть оценена по формуле
DРi » (11 – i)/100, (1)
где i – номер регенеративногоподогревателя по ходу основного конденсата и питательной воды, исключая деаэратор,в котором давление обычно бывает задано.
DР1 =0.1
DР2 =0.09
DР3 =0.08
DР4 =0.07
DР5 =0.06
DР6 =0.05
DР7 =0.04
Тогда давление пара всоответствующих отборах, если известна температура (давление) греющего пара вподогревателях, можно определить по формуле
Piотб = Рi×(1 – DРi)–1 (2)
В проектных расчетахраспределение подогрева ОК и ПВ между регенеративными подогревателямипринимается равномерным.
Когда известнытемпература конденсата на выходе из конденсатора и температура питательнойводы, то при Z регенеративных подогревателях,подогрев в каждом из них принимается одинаковым. Тогда
Dhв = (hпв – h’k)/(Z+1) (3)
Такое распределениеблизко к оптимальному, но позволяет использовать для всех подогревателей одно ито же оборудование.
При равномерномрегенеративном подогреве в каждом из них температура воды повышается на 15 – 30°С.
Для рассмотренногопримера ТУ К-1000-60/1500-2 известно, что tпв = 225 °С иpПВ=6.27 МПа, чему соответствует hПВ= f(pПВ, tПВ)=967,74 кДж/кг.
При Рк = 0,045МПа – h'К=f(pк,x=0)= 129,98кДж/кг и tК=ts=f(pк)= 31,01 °С.
Температура основногоконденcата на входе ПНД 1 принимается на 2...3°Свыще температуры в канденcаторе:
tоквхПНД=tк+3=34 °С
При 7 регенеративныхподогревателях по (3)
Dhв = 104,72 кДж/кг., что соответствует примерно δt=Δhв/cpв=104,72/4,19=24,99°С нагрева в каждом регенеративном подогревателе принимаем
ΔtПНД=30 °С
ΔtПВД=17 °С
Давление в деаэраторе по [4]: pД= 0,689 МПа
tsД= ts=f(pД)= 164 °С
Температура основногоконденцата на входе деаэратора принимается на 10...15°С ниже температуры вдеаэраторе:
tоквхД=tsД-10=164-10= 154 °С
Если известен подогревводы в каждом подогревателе и минимальный температурный напор на выходе изнего, то легко определяется температура греющего пара в каждом регенеративномподогревателе, и, соответственно, давление греющего пара в нем.
Зная давление греющего парав регенеративных подогревателях, с помощью соотношения (2) можно определитьдавления пара в камерах отбора турбоагрегата
Таблица 1.
Таблица расчета давленийпара в камерах отбора турбиныПараметр ПВД Д ПНД П7 П6 П5 П4 П3 П2 П1
tввх, °С 198 181 164 154 124 94 64 34
tввых,°С 215 198 181 164.31 154 124 94 64
/> 7 7 7 4 4 4 4
/>, °С 222 205 188 158 128 98 68
pгр.пар, МПа 2.409 1.724 1.201 0.587 0.254 0.094 0.029
pотб, МПа 2.506 1.810 1.273 0.628 0.275 0.103 0.031
Давление в деаэраторе постоянное и поддерживается оноспециальным регулятором давления. Поэтому давление в отборе для питания греющимпаром деаэратор должно быть выше, чем давление в деаэраторе. Причем, этопревышение должно компенсировать не только гидравлическое сопротивление трактаот турбины до деаэратора, но и возможные колебания давления в камере отборатурбины, связанные с изменениями нагрузки. Обычно деаэратор использует греющийпар следующего за ним подогревателя высокого давления.
Температура конденсатагреющего пара в подогревателях, где не предусмотрено охлаждение конденсата,равна температуре насыщения при давлении в подогревателе. Температураконденсата греющего пара в подогревателях с охлаждением дренажа принимаетсяпримерно такой же, как температура насыщения в предыдущем по ходу воды подогревателе.ПОСТРОЕНИЕПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ГЛАВНОЙ ТУРБИНЕ И В ПРИВОДНОЙ ТУРБИНЕ ПИТАТЕЛЬНОГОНАСОСА В H,S – ДИАГРАММЕ
Расчет тепловых схем ТУАЭС основан на уравнениях тепловых балансов, материальных балансов рабочеготела, а также на уравнениях для определения давлений потоков в узловых точкахсхемы.
При проектном расчететепловой схемы на номинальной нагрузке потери давлений в ее элементах, а такжев трубопроводах обвязки принимаются по приближенным значениям или по данным эксплуатациианалогичных ТУ.
Условный процессрасширения пара в турбине строится с использованием значений внутреннихотносительных КПД цилиндров турбины по состоянию перед их соплами. Основныехарактеристики турбин АЭС, в т.ч. и внутренние относительные КПД цилиндров поданным заводов–изготовителей приведены в [2].
Методика построенияпроцесса расширения пара в турбине на номинальной нагрузке приведена в [1, 2,4]. Для выбранной ТУ из [2, 3, 4] определяются значения внутренних относительныхКПД для всех цилиндров основной турбины и турбопривода питательного насоса(ТПН) (hоi).
Построение процесса расширения пара в ЦВД.
Состояние пара передстопорным клапаном турбины определяется параметрами Р0, t0, х0, которые обычно задаются либоопределяются по прототипу.
Можно также в проектномрасчете исходить из того, что известны термодинамические свойства пара навыходе из парогенератора (ПГ) и гидравлические сопротивления парового тракта отПГ до СРК. Это сопротивление можно оценить величиной 4 – 6 % от давления в ПГ.Тогда давление перед СРК турбины определится как
Р0= Рпг×(1 – DРпар) = (0,94…0,96)×Рпг
Р0= 0,96×Рпг=0,96.6,27=6,019 МПа
По [5] можно определитьзначения
h0= h’0×(1–x0) + h”0×x0, (4)
где h’0и h”0– энтальпия воды и сухого насыщенного пара на линиинасыщения, соответственно.
х0– степеньсухости пара перед регулирующими органами турбины.
Один из способов расчетапараметров в узловых точках на линии процесса расширения пара в турбине –использование программы МЭИ Water Steam Pro для расчета термодинамическихпараметров воды и водяного пара.
х0=0.995
h0= f (Р0,x0)
h0=2776.504 кДж/кг
Потери давления впаровпускных устройствах турбины (DРпу) в соответствии с рекомендациями [2, 3]принимают равными
/>
DРпу = (0,03 ¸ 0,05)×Р0 , (5)
где Р0 –давление перед регулирующими органами турбины;
Давление пара передсоплами первой ступени ЦВД (Р0¢), с учетом величины DРпу определится как
Р0¢ = (1 – DРпу)×Р0(6)
Р0¢ = 0,95×Р0=0,95.6,019= 5,718 МПа
x’0=f(p’0,h0)=0.993
s0= f(p’0,h0)=5,892 кДж/(кг.К)
Точка, характеризующаяначало процесса расширения в ЦВД находится на пересечении изобары Р¢0с линией энтальпии h0 (рис. 2).
Энтальпия в концедействительного процесса расширения в ЦВД при заданном разделительном давлении(давлении за последней ступенью ЦВД) определится как/>
hIII = h0– (h0– hТIII)×hoiЦВД, (7)
hТIII= f (РIII,s0)= 2503,5 кДж/кг
hoiЦВД=0,83
hIII = h0– (h0– hТIII)×hoiЦВД=2776,5-(2776,5-2503,5)×0,83=2549,9 кДж/кг
где hТIII – энтальпия в конце адиабатическогопроцесса расширения пара в ЦВД (определяется по h,S-диаграмме при s¢0= s0);
Когда разделительноедавление не задано (в проектном расчете) его можно определить, исходя израсчетной температуры ОК и ПВ на выходе из ПНД и ПВД системы регенерации (см.раздел 4).
(h0– hТIII) – располагаемый или адиабатическийтеплоперепад в ЦВД.
Нрас=h0-hТIII=2776,5 – 2503,5=272,9 кДж/кг
Разность h0– hIII называется действительным теплоперепадом ЦВД.
НД=Hрас.ηoiЦВД= h0– hIII=2776,5 – 2503,5– 2549,9=226,6 кДж/кг
Точка на h,S – диаграмме, характеризующая конец действительного процесса расширения в ЦВД, находитсяна пересечении изобары РIII с линией энтальпии hIII (рис. 2). Эта же точка определяет влажность пара на выходеиз ЦВД (на входе в сепаратор), хIII = хс.
хIII = хс= f (РIII, hIII)=0,880
В [3, 4] приведеныусредненные значения hoi по цилиндрам в целом, без учета изменений этого КПД по отдельнымступеням (группам ступеней). Поэтому для получения условной линиидействительного процесса расширения пара в цилиндре, достаточно соединить точкина h,S – диаграмме, характеризующие начало и конец этого процесса.
Определяем энтальпии вотборах и на выходе из ЦВД при идеальном процессе расширения.
hIид=f(pI,s0)= 2621,7кДж/кг
hIIид=f(pII,s0)= 2564,0кДж/кг
hIIIид=f(pIII,s0)= 2503,5 кДж/кг
Определим значенияэнтальпий в отборах и на выходе из ЦВД в действительном процессе расширенияпара в ЦВД (с учетом значения η=0,83)
hI=h0-(h0-hIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2621,7).0,83= 2648,0кДж/кг
hII=h0-(h0-hIIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2564,0).0,83=2600,0кДж/кг
hIII=h0-(h0-hIIIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2503,5).0,83=2549,9кДж/кг
На основании полученныхдавлений в отборах и полученных энтальпий пара определим значения энтропий,температуры и степени сухости пара в характерных точках процесса в ЦВД.
sI=f(pI,hI)= 5,945 кДж/(кг.K)
sII=f(pII,hII)= 5,967 кДж/(кг.K)
sIII(pIII,hIII)= 5,992 кДж/(кг.K)
tI=ts=f(pI)= 224,1°С
tII=ts=f(pII)= 207,4 °С
tIII=ts=f(pIII)= 190,6 °С
xI=f(tI,hI)=0,916
xII=f(tII,hII)=0,897
xIII=f(tIII,hIII)=0,880
Аналогично выполняетсяпостроение процесса расширения пара в других цилиндрах главной турбины итурбины привода питательного насоса.
Для определения параметров пара в камерах отборовглавной турбины на линию действительного процесса расширения пара наносятсяизобары, соответствующие давлениям в камерах отборов турбины. В точкахпересечения изобар с линией действительного процесса расширения параопределяются энтальпии пара в камерах отборов.