(6 оценок, среднее: 4,83 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект энергоблока АЭС электрической мощностью 480 МВт, тепловой мощностью 110 МВт
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Институт ЭНИН
Направление Атомные электронные станции и установки
Кафедра АТЭС
Проект энергоблока АЭС электронной мощностью 480 МВт, термический мощностью 110 МВт
Курсовой проект по курсу «Атомные электронные станции»
Вариант 20
Проверил доцент А.В. Воробьев
Проверил доцент А.М. Антонова
Томск — 2015
1. ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПТС ПРОТОТИПА
Турбина создана для преобразования энергии пара, генерируемого в ПГ, в механическую энергию ротора и конкретного привода генератора, Турбина создана для работы в моноблоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре. Турбина обеспечивает сверх отборов для обогрева питательной воды и на турбоприводы питательных насосов нерегулируемые отборы пара на собственные нужды и на обогрев сетевой воды.
Генератор является главным элементом для выработки электроэнергии и допускает долгосрочную работу с номинальной перегрузкой, также работу с перегрузкой наименее номинальной по активной мощности. генератор комплектуется выводами с трансформаторами тока и напряжения и бесщеточным возбудителем на одном валу с генератором. Остывание обмотки статора генератора осуществляется дистиллированной водой (дистиллятом), а обмотки ротора и активной стали статора -водородом, заключенным снутри газонепроницаемого корпуса.
Система питательной воды в номинальном режиме и режимах частичных нагрузок обеспечивает подачу питательной воды, подобающую паропроизводительности ПГ и величине продувки из их. Подача питательной воды в ПГ делается через их регулирующие клапана питания. При работающей турбине подача питательной воды делается 2-мя питательными турбонасосами типа ПТ-3750-75 по двум линиям, соединенным в общий питательный коллектор.
Система основного конденсата создана для транспортировки конденсата из конденсатора турбины через БОУ и подогреватели низкого давления в деаэратор. Подача конденсата из конденсатора на БОУ делается 3-мя конденсатными насосами 1-ой ступени типа КСВ-1850-95У4 (два рабочих, один запасный) по однониточному конденсатному тракту. Перед БОУ конденсат проходит охладители главных эжекторов и эжекторов уплотнений. Опосля БОУ конденсат поступает на всос 3-х конденсатных насосов II-ой ступени, в качестве которых употребляются насос ЦН-1850-170. За конденсатными насосами II-ой ступени подключена линия рециркуляции конденсата в конденсатор через дроссельное устройство, встроенное в блочный расширитель. Дальше конденсат поочередно проходит через четыре подогревателя низкого давления (соответственно ПНД 1-4). За ПНД-3 и ПНД-1 дренажными насосами делается подача конденсата греющего пара подогревателей (соответственно ПНД-3,4 и ПНД-1,2) в линию основного конденсата. Система основного конденсата врубается в работу ко времени подачи пара на эжекторы уплотнения турбины.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ НА ЗАДАННЫЕ ПАРАМЕТРЫ
2.1 Составление расчетной схемы
Термическая схема макета (схема с турбиной К-1200-68) представлена на рисунке 1.
Для проектируемой ПТУ давления в отборах и число РППВ определяются методом рационального распределения обогрева воды по ступеням.
Температура в деаэраторе
температура основного конденсата на входе в деаэратор, принимая обогрев в нем
Определим обогрев в питательном насосе по формуле:
Где ;
;
-КПД питательного насоса, ;
Энтальпия за питательным насосом равна:
,
-энтальпия питательной воды в деаэраторе, определяется как
,
Находим температуру воды за питательным насосом:
Примем число ПВД z=2,
тогда равномерный обогрев питательной воды в тракте высочайшего давления:
что заходит в рекомендуемые рамки рационального обогрева
температура воды на входе в ПНД с учетом обогрева ее в главном эжекторе и эжекторе уплотнений
Определим ПНД количество ПНД;
Принимаем недогрев воды до насыщения в ПВД
температура воды на выходе из П2
Температура насыщения соответственная давлению пара в П2
давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
температура воды на выходе из П1
Температура насыщения соответственная давлению пара в П1
давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
Для организации первого перегрева пара по ходу основного тракта(ПП1), организуем отбор из ЦВД. Определим давление отбора, с учетом равномерного перегрева пара на участке ПП. Найдем конечную температуру перегрева пара:
:
Найдем температуру опосля первого перегрева (ПП1):
Найдем температуру пара с учетом недогрева:
Найдем давление перегревателя, по температуре отбора:
Найдем давление отбора с учетом утрат давления:
Принимаем недогрев воды до насыщения в ПНД
Температура основного конденсата на выходе из П7
температура насыщения соответственная давлению пара в П7
Давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
температура основного конденсата на выходе из П6
температура насыщения соответственная давлению пара в П6
Давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
температура основного конденсата на выходе из П5
температура насыщения соответственная давлению пара в П5
Давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
температура основного конденсата на выходе из П4
температура насыщения соответственная давлению пара в П4
Давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
температура основного конденсата на выходе из П3
температура насыщения соответственная давлению пара в П3
Давление отборного пара турбины с учетом утрат в трубопроводе
Схема представлена на рисунке 2.
2.2 Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме
Определяем точку 0 с данными параметрами пара перед стопорным клапаном турбины р0, х0
р0 = 7.0 МПа = 70 бар; t0 =285.8; h0 = 2772. кДж/кг; х0 = 1.
Определяем точку 0′ за стопорными и регулирующими клапанами турбины на пересечении энтальпии h0 с давлением р’0. р’0 меньше р0 на величину утраты от дросселирования в стопорном (CК) и регулирующих (РК) клапанах турбины и определяется как р’0 = 0,95
р’0 = МПа = 66.5 бар.
давление пара на выходе из ЦВД совпадает с давлением (рразд). Тогда точка 3t в конце изоэнтропийного процесса расширения пара в ЦВД будет иметь характеристики:
МПа; hраздt = 2468 кДж/кг,
Располагаемый теплоперепад ЦВД равен
кДж/кг.
Действительный теплоперепад ЦВД равен
кДж/кг.
Энтальпия на пересечении с р3 даёт точку 3 в конце реального процесса в ЦВД,
hp = 2772 -261=2511 кДж/кг; х3=0,865; у3 =0,135.
На пересечении 0′ — 3 с изобарой р1и р2 определяем энтальпию пара в первом и втором отборе h1, h2:
h1 = 2676 кДж/кг; h2 = 2588 кДж/кг h3 = 2511 кДж/кг.
Утраты давления в процессе осушки и перегрева от выхода из ЦВД до входа в ЦНД оцениваются относительно давления опосля ЦВД для сепаратора-пароперегревателя 10%. Таковым образом, давление пара опосля СПП
МПа.
Потому что ранее мы высчитали давления отбора на ПП1, то можем записать характеристики отбора:
температура пара на выходе из СПП определяется с учётом недогрева до температуры t0 , который принимается равным :
Определяем точку пп на входе в ЦНД при МПа, и hпп = 2996 кДж/кг.
Определяем давление пара на выходе из ЦНД с учётом утраты давления в выхлопном патрубке турбины, которая составляет 25% от давления в конденсаторе рк, т.е.
,
рк = 0,0045 МПа = 0,045 бар, МПа = 0,047 бар.
Тогда точка кt в конце изоэнтропийного процесса расширения пара в ЦНД будет иметь характеристики:
МПа; hкt = 2124 кДж/кг,
Располагаемый теплоперепад ЦНД равен
кДж/кг.
Действительный теплоперепад ЦНД равен
кДж/кг.
Энтальпия на пересечении с р’кдает точку к’ в конце реального процесса в ЦНД,
hк = 2996-725 = 2271 кДж/кг.
На пересечении пп — к’ с изобарой р4, р5 и р6 , р7 определяем энтальпии пара в четвёртом, 5-ом и шестом, седьмом отборах:
h4 = 2916 кДж/кг; h5 = 2784 кДж/кг; h6 = 2636 кДж/кг; h7 = 2472 кДж/кг.
Действительный теплоперепад турбины ,
кДж/кг.
2.3 Составление сводной таблицы характеристик пара и воды
По процессу расширения пара в турбине определяем соответствующие точки и заносим в таблицу 2.1.
значения давлений и энтальпий пара на входе, выходе из турбины берём из начальных данных и по расчёту процесса расширения.
значения энтальпий отборов определены при построении процесса расширения пара в турбине.
значения давлений в подогревателях с учётом утрат давления в паропроводах определены ранее как Для деаэратора рп = рд. Для конденсатора давление рк задано.
Температура и энтальпии дренажа подогревателей без охладителей дренажа равны характеристикам насыщения. значения температуры насыщения tн иэнтальпии бурлящей воды h’ определяются по давлению в подогревателях рп ,рассчитанным ранее для чего же употребляется таблица [3].
значения температуры питательной воды tпв, основного конденсата tок и сетевой воды tсвза надлежащими подогревателями определены выше с учётом недогрева воды от температуры насыщения.
Для деаэратора (Д), конденсатора (К) и смешивающих подогревателей температура основного конденсата равна температуре насыщения при давлении в этих теплообменниках.
воды Рсв в подогревателях приближенно определяются, как давление за питательным, конденсатным и сетевым насосами по формулам:
воды hсв определяются по подходящим значениям температур и давлений по таблицам воды [3].Для Д, К характеристики воды и основного конденсата равны характеристикам насыщения.
— обогрев воды в охладителе дренажа [4].
Величина удельной работы 1-го килограмма пара, идущего в j отбор турбины, определяется по формуле:
Величина коэффициентов недовыработки мощности паром, идущим в j отбор турбины, определяется по формуле:
где Hi — полный вправду использованный теплоперепад на турбину.
Таблица 1. характеристики пара, конденсата и воды:
Точка
процесса
в турбине
Элементы
термический
схемы
Пар в турбине (отборе)
Пар в подогревателе
Мелкие камешки греющего пара
Охладитель дренажа
Питательная вода, главный конденсат
Удельная работа отбора
Коэф — т недовыработки
ротб
hотб
рп
tн
h’
tод
hод
tпв
рпв
hпв,ок,св
Hj
yj
МПа
кДж/кг
МПа
?С
кДж/кг
?С
кДж/кг
?С
МПа
кДж/кг
кДж/кг
—
0
—
7.0
2772
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
0′
—
6.65
2772
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
С
С
1,17
2783
1,11
184,5
783
—
—
—
—
—
—
—
ПП2
ПП2
7
2772
6,65
—
—
—
—
—
—
—
—
—
ПП1
ПП1
3,514
2684
3,347
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
П1
3,652
2676
3,478
242,2
1049
217,2
931
237,2
9.8
1025
96
0,902
2
П2
2,092
2588
1,993
212,2
907
197,2
840
207,2
9.8
888
184
0,813
д
Д
1,17
2511
0,9
175,5
743
—
—
175,5
0,9
743
261
0,735
3
П4
0,693
2916
0,673
163,4
690
139,4
587
160,4
1,26
678
341
0,654
4
П5
0,298
2784
0,290
132,4
556
108,3
454
129,4
1,26
545
473
0,520
5
П6
0,109
2636
0,106
101,3
424
—
—
98,3
1,26
413
621
0,370
6
П7
0,0284
2472
0,0276
67,2
281
—
—
67,2
0,0276
281
785
0,203
k’
К
0,0047
2271
0,0045
31,0
130
—
—
31,0
0,0045
130
986
0
3. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ НА КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ работы
3.1 Составление и решение уравнения вещественных и термических балансов всех частей схемы
Вещественный баланс по пару
Относительный расход пара на турбину .
Относительный расход пара на влажнопаровую турбоустановку АЭС в общем случае определяется как .
Относительный расход пара из ПГ в общем случае равен:
,
где — относительный расход пара на утечки; — относительный расход пара на уплотнения.
.
Вещественный баланс по воде
Относительный расход питательной воды в ПГ в общем случае определяется как
,
— относительный расход пара на продувку.
.
Вещественный баланс дополнительной воды
.
При помощи программки Mathcad совместным решением системы уравнений находим неведомые характеристики уравнений.
Расширитель непрерывной продувки (Р)
Служит для уменьшения утраты рабочего тела и сохранения части теплоты, сбрасываемой с непрерывной продувкой из корпуса парогенератора АЭС с естественной циркуляцией.
Цель расчета расширителя заключается в определении относительных расходов пара бР и воды бВ по принятому расходу продувочной воды бПР на базе решения уравнений вещественного и термического балансов.
Рис. 2. Расчетные схемы расширителя и оладителя непрерывной продувки ПГ
h?пр- энтальпия продувочной воды, определяется для состояния насыщения при давлении в барабане парогенератора;
h??р, h?в- энтальпии пара и воды на выходе из расширителя, определяются для состояния насыщения при давлении в расширителе Pр=0,735 МПа, которое из-за гидравлических утрат в трубопроводе на 2 — 8% выше давления в том элементе схемы, куда отводится пар; зС= 0,99 — КПД расширителя.
Охладитель продувки
Рис. 3. Расчётная схема охладителя продувки
Целью расчета ОП является определение энтальпии hоп, которая находится из системы уравнений [1]:
Энтальпия воды на входе в ОП будет равна [1]:
Тогда
Составление и решение уравнений вещественного и термического балансов подогревателей регенеративной системы
Целью расчёта регенеративных подогревателей является определение относительных расходов греющего пара на их из отборов турбины.
Для определения этих расходов составляются и поочередно, также вместе решаются уравнения вещественного и термического баланса теплообменников. В термических схемах установок насыщенного пара АЭС предусмотрен сброс сепарата из сепаратора и отвод дренажа греющего пара промежных пароперегревателей в регенеративные подогреватели. Возникает сложность определения. Потому при расчёте термических схем АЭС требуется современное решение системы балансовых уравнений для этих взаимосвязанных частей.
Система уравнений термических и вещественных балансов, составленных для всех рассчитываемых частей схемы турбоустановки, быть может решена способом поочередных приближений либо иным методом, также при помощи прикладных программ на ПЭВМ.
В термический схеме АЭС поначалу рассчитываем ПВД, против хода питательной воды, позже деаэратор и потом группу ПНД от деаэратора к конденсатору способ поочередных приближений.
Расчет ПВД, С+ПП2,деаэратора.
В следующих расчетах мы будем отыскивать относительные расходы на подогреватели высочайшего давления ПВД1 и ПВД2,сепаратора, 2-ух ПП и деаэратора. Для этого необходимо будет решить систему из 7 неведомых.
Неведомыми в данной для нас системе будут:
Для расчета нам известны:
Используем Схему1 и Схему 2:
Схема 1
Схема 2
Найдем
Для этого решим систему
Решение системы являются:
ПНД4, ПНД5, ПНД6
Рис. 8. Расчётная схема ПНД-4, ПНД-5,ПНД-6
Система уравнений:
Решение системы являются:
ПНД-7(смешивающий)
Рис. 10 Расчётная схема ПНД-7
Система уравнений:
Таковым образом, были получены последующие числовые значения разыскиваемых величин:
Проверка вещественного баланса рабочего тела в схеме[1]
Опосля определения расходов из всех j-х отборов турбины, определяем из вещественного баланса турбины относительный расход пара в конденсатор , где — сумма расходов во все отборы турбины.
;
Оценим погрешность:
что меньше допустимой погрешности 0,5%.
3.3 Определение расхода пара на турбину
Расход пара на турбину определяется по формуле:
,
где механический КПД паротурбинной установки;
КПД генератора;
относительный расход пара в j-ый отбор. Определены в п.3.4., от.ед.;
коэффициент недовыработки j-го отбора. Определены в п.3.2., от.ед.;
относительный расход сепарата в сепараторе. Определен в п.3.4., от.ед.;
коэффициент недовыработки 3-го отбора. Определены в п.3.2., от.ед.;
электронная мощность АЭС . Задана, кВт;
действительныйтеплоперепад на турбину. Определен в п.3.1., кДж/кг.
Создадим проверку. Рассчитаем мощность АЭС по формуле:
;
Относительная погрешность расчета:
3.4 Расчет характеристик термический экономичности
атомный электронный станция термический
Термическую нагрузку ПГ определяем по формуле:
Qпг=G0(пг(h0-hпв)+ прод(h`пр-hпв)), кВт,
где h0, hпв, h`пр — энтальпии пара на входе в турбину, питательной воды на входе в ПГ и продувочной воды, кДж/кг; пп=свых — относительный расход пара через ПП; hпп- увеличение энтальпии в ПП; пг и прод относительные расходы пара из ПГ и продувочной воды.
h`прод=f(P0)=2772 кДж/кг.
Qпг=1388690 кВт.
Полную термическую нагрузку определяем по формуле:
Qту=G0((ту+упл)(h0-hпв)+ дв(hдв-hпв)), кВт,
где дв=ут =0,005- относительный расход дополнительной воды;
hдв = 137 кДж/кг- энтальпия дополнительной воды.
Qту=1378840 кВт.
Термическая перегрузка турбоустановки по производству электроэнергии:
Qэту= Qту=1378840 кВт.
КПД турбоустановки по производству электроэнергии:
.
Транспортный КПД:
.
КПД блока по отпуску электроэнергии (нетто):
,
где kсн — удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимаем для двухконтурной АЭС kсн = 0,050,055; пгу=ру*тр1*пг; ру = 0,99 — КПД реакторной установки; пг= 0,9850,99 — КПД парогенератора АЭС ; тр1=0,990,995 — КПД трубопроводов первого контура.
пгу=0,99*0,99*0,99=0,97.
=0,34812*0,97*0,99(1-0,05)=0,31861.
Удельный расход выгоревшего ядерного горючего на отпуск электроэнергии:
.
Удельный расход природного урана:
,
где =(3040)103 МВтсут/т — глубина выгорания горючего для АЭС с ВВЭР; хн, хе,хо — содержание урана-235, соответственно, в свежайшем, природном и отвальном уране обогатительного производства. Принимают для АЭС с ВВЭР: хн=3,54 %; хе = 0,71 %; х0 = 0,25 %.
4. ПОДКЛЮЧЕНИЕ И РАСЧЁТ СЕТЕВОЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ПРИ РАСЧЁТНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА И ЗАДАННОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
4.1 Построение температурного графика теплосети
Отпуск теплоты на отопление зависит от температуры внешнего воздуха. Для разных погодных районов установлены и приведены в климатическом справочнике [6], значения расчётной температуры внешнего воздуха , средней температуры отопительного периода , длительности отопительного сезона , длительности стояния температур внешнего воздуха. Изменение отопительной перегрузки зависимо от температуры внешнего воздуха представляется как .
Расчётная температура внешнего воздуха для г. Новосибирск
.
Температура прямой сетевой воды максимальна и составляет по условию 120 .
Температура оборотной сетевой воды максимальна и составляет по условию 60 .
Набросок 10. Температурный график теплосети
4.2 Определение характеристик пара и воды в сетевых подогревателях
Избираем пространство подключения подогревателей сетевой воды к отборам турбины.
Набросок 11. Расчётная схема отпуска теплоты на отопление
характеристики сетевой воды определены по давлению 2МПа и температурам оборотной и прямой сети. Отборы для подключения — это 3-ий и четвёртый с давлениями
Зная значения температур прямой сети и оборотной, примем недогрев в СП , найдем температуры сетевой воды на выходе из СП:
потому что данное воды.
4.3 Определение расходов сетевой воды и пара на сетевые подогреватели
Общий расход сетевой воды определяется по формуле
Определим расход сетевой воды в байпас и через СП1, составив систему для точки смешения:
(5.3.1)
либо
Определим расходы греющего пара на сетевые подогреватели.
Расход греющего пара из отборов определяем из уравнений их термических балансов.
СП1:
(5.3.2)
СП2:
(5.3.3)
— КПД сетевых подогревателей, принимается .
Для определения термических нагрузок , воспользуемся выражением
(5.3.4)
(5.3.5)
Согласно приведенным выше формулам получаем
5. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ НА ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЙ РЕЖИМ
5.1 Перерасчёт расходов пара по отсекам в новеньком режиме
атомный электронный станция термический
Расход пара в отборы опосля расчета на конденсационный режим
Расходы пара по отсекам при конденсационном режиме
Расходы пара по отсекам при теплофикационном режиме.
Расход на турбину считаем неизменным:
Проверка мощности по отсекам
5.2 Перерасчёт давления в конденсаторе
Перерасчёт температуры насыщения производим по формуле:
, (6.2.1)
где — расход в конденсаторе при конденсационном режиме, — расход в конденсаторе при теплофикационном режиме, — температура насыщения в конденсаторе при конденсационном режиме, ;
Новое давление в конденсаторе
МПа.
5.3 Уточнение давлений в регенеративных отборах с учётом подключения сетевых подогревателей
Перерасчёт давлений в отборах производим по формуле Флюгеля:
, (6.3.1)
где индекс «i» — номер отбора пара из турбины; индекс «j» — номер отсека турбины.
5.4 Уточнение характеристик пара и воды в сетевых подогревателях
Характеристики сетевой воды определены по давлению 2МПа и температурам оборотной и прямой сети. Отборы для подключения — это 5-ый и 6-ой с давлениями
Зная значения температур прямой сети и оборотной, примем недогрев в СП , найдем температуры сетевой воды на выходе из СП:
5.5 Уточнение расходов сетевой воды и пара на сетевые подогреватели
Определим расходы греющего пара на сетевые подогреватели.
Расход греющего пара из отборов определяем из уравнений их термических балансов.
СП1:
(6.5.1)
СП2:
(6.5.2)
— КПД сетевых подогревателей, принимается .
Для определения термических нагрузок , воспользуемся выражением
(6.5.3)
(6.5.4)
Согласно приведенным выше формулам получаем
5.6 Пересчёт принципной термический схемы, определение электронной мощности ПТУ, характеристик термический экономичности ПТУ и энергоблока по выработке электроэнергии
Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме производим аналогично конденсационному режиму.
Определяем точку 0 с данными параметрами пара перед стопорным клапаном турбины р0, х0
р0 = 7.0 МПа = 70 бар; t0 =285.83; h0 = 2772 кДж/кг; х0 = 1.
Определяем точку 0′ за стопорными и регулирующими клапанами турбины на пересечении энтальпии h0 с давлением р’0. р’0 меньше р0 на величину утраты от дросселирования в стопорном (CК) и регулирующих (РК) клапанах турбины и определяется как р’0 = 0,95
р’0 = МПа = 66.5 бар.
давление пара на выходе из ЦВД совпадает с давлением (рразд). Тогда точка 3t в конце изоэнтропийного процесса расширения пара в ЦВД будет иметь характеристики:
МПа; hраздt = 2432 кДж/кг,
Располагаемый Теплоперепад ЦВД равен
кДж/кг.
Действительный Теплоперепад ЦВД равен
кДж/кг.
Энтальпия на пересечении с р3 даёт точку 3 в конце реального процесса в ЦВД,
hp = 2772 -293,08 =2478 кДж/кг; х3=0,865; у3 =0,135.
На пересечении 0′ — 3 с изобарой р1и р2 определяем энтальпию пара в первом и втором отборе h1, h2:
h1 = 2688 кДж/кг; h2 = 2588 кДж/кг h3 = 2479 кДж/кг.
Утраты давления в процессе осушки и перегрева от выхода из ЦВД до входа в ЦНД оцениваются относительно давления опосля ЦВД для сепаратора-пароперегревателя 10%. Таковым образом, давление пара опосля СПП
МПа.
Температура пара на выходе из СПП определяется с учётом недогрева до температуры t0 , который принимается равным :
Определяем точку пп на входе в ЦНД при МПа, и hпп = 3000 кДж/кг.
Определяем давление пара на выходе из ЦНД с учётом утраты давления в выхлопном патрубке турбины, которая составляет 25% от давления в конденсаторе рк, т.е.
,
рк = 0,0043 МПа = 0,043 бар, МПа = 0,045 бар.
Тогда точка кt в конце изоэнтропийного процесса расширения пара в ЦНД будет иметь характеристики:
МПа; hкt = 2140 кДж/кг,
Располагаемый теплоперепад ЦНД равен
кДж/кг.
Действительный теплоперепад ЦНД равен
кДж/кг.
Энтальпия на пересечении с р’к дает точку к’ в конце реального процесса в ЦНД,
hк = 2288 кДж/кг.
На пересечении пп — к’ с изобарой р4, р5 и р6 , р7 определяем энтальпии пара в четвёртом, 5-ом и шестом, седьмом отборах:
h4 = 2976 кДж/кг; h5 = 2804 кДж/кг; h6 = 2684 кДж/кг; h7 = 2496 кДж/кг.
Действительный теплоперепад турбины ,
кДж/кг.
5.7 Составление сводной таблицы характеристик пара и воды
По процессу расширения пара в турбине определяем соответствующие точки и заносим в таблицу 2.1.
значения давлений и энтальпий пара на входе, выходе из турбины берём из начальных данных и по расчёту процесса расширения.
значения энтальпий отборов определены при построении процесса расширения пара в турбине.
значения давлений в подогревателях с учётом утрат давления в паропроводах определены ранее как Для деаэратора рп = рд. Для конденсатора давление рк задано.
Температура и энтальпии дренажа подогревателей без охладителей дренажа равны характеристикам насыщения. значения температуры насыщения tн иэнтальпии бурлящей воды h’ определяются по давлению в подогревателях рп ,рассчитанным ранее для чего же употребляется таблица [3].
значения температуры питательной воды tпв, основного конденсата tок и сетевой воды tсвза надлежащими подогревателями определены выше с учётом недогрева воды от температуры насыщения.
Для деаэратора (Д), конденсатора (К) и смешивающих подогревателей температура основного конденсата равна температуре насыщения при давлении в этих теплообменниках.
воды Рсв в подогревателях приближенно определяются, как давление за питательным, конденсатным и сетевым насосами по формулам:
воды hсв определяются по подходящим значениям температур и давлений по таблицам воды [3].Для Д, К характеристики воды и основного конденсата равны характеристикам насыщения.
Принципная термическая схема работы на теплофикационном режиме представлена на рисунке 11.
5.8 Составление сводной таблицы характеристик пара и воды
Составление сводной таблицы характеристик пара и воды производим аналогично конденсационному режиму.
Таблица 2. характеристики пара, конденсата и воды
Точка
процесса
в турбине
Элементы
термический
схемы
Пар в турбине (отборе)
Пар в подогре-вателе
Мелкие камешки греющего пара
Питательная, сетевая вода, главный конденсат
Удельная работа отбора
Коэф — т недовы-работки
ротб
hотб
рп
tн
h’
tпв
рпв
hпв,ок,св
Hj
yj
МПа
кДж/кг
МПа
?С
кДж/кг
?С
МПа
кДж/кг
кДж/кг
—
0
—
7.0
2772
—
—
—
—
—
—
—
—
0′
—
6.65
2772
—
—
—
—
—
—
—
—
С
С
0,945
2775
0,945
177,4
751,9
ПП2
ПП2
0,898
3000
6.65
282,4
1249
ПП1
ПП1
3,09
2664
2,93
232,6
1002
108
0.892
1
П1
3,538
2688
3,37
240,4
1039
235,4
9.7
1017
84
0,916
2
П2
2,019
2588
1,92
210,4
899,6
205,4
9.8
879,9
184
0,816
д
Д
0.945
2479
0,9
—
742,7
175,4
0,9
742,7
293
0,707
3
П4
0,784
2976
0,76
168,4
712
165,4
1,06
699,3
317
0,683
4
П5
0,325
2804
0,316
135,3
569,1
132,28
1,16
556,7
493
0,507
4
СП1
0,325
2804
0,316
135,3
569,1
125,7
1,16
528,7
493
0,507
5
П6
0,0112
2684
0,109
102
427,7
99,15
1,26
416,4
613
0,387
5
СП2
0,0112
2684
0,109
102
427,7
90,54
1,16
380,1
613
0,387
6
П7
0,0271
2496
0,0263
65,84
275,6
66,1
1,26
276,7
829
0,171
k’
К
0,0045
2288
0,0043
30,22
126,7
30,22
0,0043
126,7
1006,9
0
6. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ НА ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЙ РЕЖИМ работы
6.1 Составление и решение уравнения вещественных и термических балансов всех частей схемы
Вещественный баланс по пару
Относительный расход пара на турбину .
Относительный расход пара на влажнопаровую турбоустановку АЭС в общем случае определяется как .
Относительный расход пара из ПГ в общем случае равен:
,
где — относительный расход пара на утечки; — относительный расход пара на уплотнения.
.
Вещественный баланс по воде
Относительный расход питательной воды в ПГ в общем случае определяется как ,
— относительный расход пара на продувку.
.
Вещественный баланс дополнительной воды
.
При помощи программки Mathcad совместным решением системы уравнений находим неведомые характеристики уравнений.
Расширитель непрерывной продувки (Р)
Служит для уменьшения утраты рабочего тела и сохранения части теплоты, сбрасываемой с непрерывной продувкой из корпуса парогенератора АЭС с естественной циркуляцией.
Цель расчета расширителя заключается в определении относительных расходов пара бР и воды бВ по принятому расходу продувочной воды бПР на базе решения уравнений вещественного и термического балансов.
Рис. 2. Расчетные схемы расширителя и оладителя непрерывной продувки ПГ
h?пр- энтальпия продувочной воды, определяется для состояния насыщения при давлении в барабане парогенератора;
h??р, h?в- энтальпии пара и воды на выходе из расширителя, определяются для состояния насыщения при давлении в расширителе Pр=0,735 МПа, которое из-за гидравлических утрат в трубопроводе на 2 — 8% выше давления в том элементе схемы, куда отводится пар; зС= 0,99 — КПД расширителя.
Охладитель продувки
Рис. 3. Расчётная схема охладителя продувки
Целью расчета ОП является определение энтальпии hоп, которая находится из системы уравнений [1]:
Энтальпия воды на входе в ОП будет равна [1]:
Тогда
Составление и решение уравнений вещественного и термического балансов подогревателей регенеративной системы
Целью расчёта регенеративных подогревателей является определение относительных расходов греющего пара на их из отборов турбины.
Для определения этих расходов составляются и поочередно, также вместе решаются уравнения вещественного и термического баланса теплообменников. В термических схемах установок насыщенного пара АЭС предусмотрен сброс сепарата из сепаратора и отвод дренажа греющего пара промежных пароперегревателей в регенеративные подогреватели. Возникает сложность определения. Потому при расчёте термических схем АЭС требуется современное решение системы балансовых уравнений для этих взаимосвязанных частей.
Система уравнений термических и вещественных балансов, составленных для всех рассчитываемых частей схемы турбоустановки, быть может решена способом поочередных приближений либо иным методом, также при помощи прикладных программ на ПЭВМ.
В термический схеме АЭС поначалу рассчитываем ПВД, против хода питательной воды, позже деаэратор и потом группу ПНД от деаэратора к конденсатору способ поочередных приближений.
ПВД-1
Рис. 4. Расчётная схема поверхностного подогревателя ПВД-1
Потому что ПВД имеет охладитель дренажа (ОД) по условию, то составляем систему уравнений термического баланса, которая воспринимает последующий вид:
, где
=0,98; — относительный расход пара на ПВД-1.
значения соответственных энтальпий приведены в Таблице №1.
ПВД-2
Рис. 5. Расчётная схема поверхностного подогревателя ПВД-2
Составляем систему уравнений термического баланса, которая воспринимает последующий вид:
=0,98; — относительный расход пара на ПВД-2.
Деаэратор, сепаратор и пароперегреватель (С и 2ПП)
Рис. 6. Расчётная схема сепаратора и пароперегревателя
Рис. 7. Расчётная схема деаэратора
Система уравнений:
ПНД4 и ПНД5 и ПНД6
Рис. 8. Расчётная схема ПНД-4, ПНД-5 и ПНД6
Система уравнений:
С учетом сетевого подогревателя:
ПНД-7
Рис. 10 Расчётная схема ПНД-7
С учетом сетевого подогревателя:
Система уравнений:
Таковым образом, были получены последующие числовые значения разыскиваемых величин:
Проверка вещественного баланса рабочего тела в схеме[1]
Опосля определения расходов из всех j-х отборов турбины, определяем из вещественного баланса турбины относительный расход пара в конденсатор , где — сумма расходов во все отборы турбины.
;
Проверка для делается по формуле:
Оценим погрешность:
что меньше допустимой погрешности 0,5%.
Расход пара на турбину определяется по формуле:
,
где механический КПД паротурбинной установки;
КПД генератора;
относительный расход пара в j-ый отбор. Определены в п.3.4., от.ед.;
коэффициент недовыработки j-го отбора. Определены в п.3.2., от.ед.;
относительный расход сепарата в сепараторе. Определен в п.3.4., от.ед.;
коэффициент недовыработки 3-го отбора. Определены в п.3.2., от.ед.;
электронная мощность АЭС . Задана, кВт;
действительныйтеплоперепад на турбину. Определен в п.3.1., кДж/кг.
Создадим проверку. Рассчитаем мощность АЭС по формуле:
;
Относительная погрешность расчета:
6.2 Расчёт характеристик термический экономичности
Определим термическую нагрузку парогенерирующей установки
кВт.
где — энтальпии пара на входе в турбину, питательной воды на входе в парогенератор и продувочной воды, кДж/кг; и относительные расходы пара из парогенерирующей установки и продувочной воды.
Определим полную термическую нагрузку турбоустановки.
кВт,
где — относительный расход дополнительной воды; -относительный расход пара из парогенерирующей установки; — энтальпия дополнительной воды.
Термическая перегрузка турбоустановки на отопление
кВт.
Термическая перегрузка турбоустановки по производству электроэнергии
кВт.
КПД турбоустановки по производству электроэнергии
,
КПД трубопроводов, связывающих парогенераторную установку с турбиной (КПД второго контура)
.
КПД блока по отпуску электроэнергии (нетто)
,
где — удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимаем для двухконтурной АЭС ; — КПД парогенерирующей установки; для двухконтурной АЭС ; — КПД реакторной установки; — КПД парогенератора АЭС ; — КПД трубопроводов первого контура.
.
КПД блока по отпуску теплоты
.
Удельный расход выгоревшего ядерного горючего на отпуск электроэнергии
.
Удельный расход условного горючего по отпуску электроэнергии
гу.т./кВт.
Удельный расход условного горючего по отпуску теплоты
гу.т./кВт.
Удельный расход ядерного горючего (природного урана)
, ,
где — глубина выгорания горючего, принимается для АЭС с ВВЭР ; , , — содержание урана-235 в свежайшем, природном уране и в отвале обогатительного производства. Принимают для АЭС с ВВЭР: %; %; %.
.
6.3 Сопоставление характеристик термический экономичности работ установки на конденсационный и теплофикационный режимы
Опосля расчёта принципной термический схемы на конденсационный и теплофикационный режимы работы, составляем таблицу с показателями термический экономичности, а так же создадим вывод о конфигурациях в итоге подключения сетевой подогревательной установки.
Таблица 3. Сравнительная таблица характеристик термический экономичности
характеристики
Конденсационный режим
Теплофикационный режим
, кВт
1388690
, кВт
1378840
, кВт
—
, кВт
0,348
0,356
0,318
0,327
—
0,945
Сравнивая характеристики таблицы 3 можно прийти к выводу, что в итоге подключения сетевой подогревательной установки возросла термическая перегрузка турбоустановки по производству электроэнергии, вследствие прибавления термический перегрузки турбоустановки на отопление. Это отдало возможность прирастить КПД турбоустановки по производству электроэнергии, также КПД блока по отпуску электроэнергии. Не считая того, подключение сетевой подогревательной установки и работы блока в теплофикационном режиме прибыльно, как по показателям термический экономичности, так и по показателям удельного расхода горючего.
7. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
7.1 Выбор питательных насосов
К основному оборудованию пароводяного тракта относят котел, парогенератор, реактор, турбина, генератор, трансформатор и вспомогательное теплообменное и насосное оборудование.
Питательные насосы выбираются на подачу питательной воды при наибольшей мощности блока с припасом не наименее 5%. Расчетный напор насоса должен превосходить давление пара на выходе из ПГ с учетом утрат в тракте и нужной высоты подъема воды.
В массивных блоках перед питательным насосом устанавливают предвключенный низкооборотный бустерный насос, предназначение которого — предотвращение кавитации и увеличение надежности питательных насосов.
На массивных блоках 500-1000МВт устанавливают питательные насосы с турбоприводом. На блок устанавливают, как правило, один рабочий электронасос с подачей 100%, а на складе предусматривается один запасный насос для всей АЭС . Для аварийного питания парогенераторов на АЭС предугадывают добавочно аварийные электронасосы с подачей 2-3% от номинальной.
При выбирании питательных насосов должны быть определены их количество, типоразмер и главные свойства: подача, напор, КПД, частота вращения, мощность, тип привода, завод-изготовитель.
давление на напорепитательного насоса, Па
где — наибольшее давление в барабане ПГ, принимается,примем
— высота от оси питательного насоса до уровня воды в БСП; примем 15м;
-плотность воды по которой мы и в предстоящем будем проводить расчет;
— суммарные утраты давления оборудования в питательном тракте, примем утраты давления в одном ПВД бар, получаем
тогда по формуле (4.1.1)
давление на входе в питательный насос
(7.1.2)
где — давление в деаэраторе;
— расстояние меж осью насоса и уровнем воды в деаэраторе, принимаем 20м.
По формуле (4.1.2) получаем
Напор, создаваемый насосом
Производительность насоса
По проведенным расчетам и ориентируясь на макет, принимаем согласно [7] два рабочих питательных насоса типа ПТА 3750-75 с электроприводом.
3750-подача, 810-напор,м; частота вращения-3500о/мин; КПД-82%; мощность- 9130 кВт.
7.2 Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы выбирают с одним запасным насосом: два с подачей по 100% либо три насоса с подачей, равной 50%.
Расчетная подача конденсатных насосов определяется, как 1,2 от наибольшего расхода пара в конденсатор:
давление, развиваемое конденсатным насосом:
(7.2.1)
где утраты давления в конденсатном тракте
Принимая утраты давления в ПНД
по формуле (4.2.1) получаем
Напор, развиваемый насосом
Анализируя приобретенные результаты, пользуясь [7], избираем насос, включенный по одноподъемной схеме, типа КСВА 1250-140.
1250-подача, 140- напор, м; частота вращения- 24,7 ; КПД-76%; мощность- 263 кВт. Принимаем три насоса производительностью 50%.
7.3 Выбор деаэратора питательной воды
Деаэраторная колонка выбирается по наибольшему давлению воды и рабочему давлению пара.
На любой блок устанавливается по способности один деаэратор с одной ли 2-мя колонками. Суммарная производительность деаэраторов выбирается по наибольшему расходу питательной воды. Емкость баков обязана быть на 15% больше припаса питательной воды для обеспечения работы блока на полной мощности не наименее 5 минут.
Согласно [8] избираем деаэратор:
типоразмер бака: ДП-6000-250-А1;
вместимость бака: полезная- 250
1-количество колонок;
тип колонки КДП-6000-А
номинальное абсолютное давление МПа.
7.4 Выбор регенеративных и сетевых подогревателей
Как правило, применяется однониточная схема подогревателей; на любой регенеративный отбор должен устанавливаться один корпус подогревателя. РППВ выбираются в согласовании с расходом воды и давлением по паровой и водяной стороне.
Итог подбора регенеративных и сетевых подогревателей снесем в таблицу 4.
В данной таблице
N-номер подогревателя и его обозначение на схеме;
-расход соответственно питательной воды, основного конденсата, сетевой воды, кг/с;
— давление пара, МПа;
— давление воды, МПа;
F-поверхность нагрева подогревателя;
-гидравлические утраты, МПа.
Сетевые подогреватели инсталлируются персонально у турбин без запасных корпусов. Площадь поверхности нагрева СПВ определяется при наивысшем отпуске теплоты из отборов турбины.
Таблица 4. Выбор РППВ и СПВ
Расчетное
Номинальное
N
ТИП
F
ПВД1
881
3,37
9,7
ПВ-2500-97-18
A
2500
908
9,7
18
ПВД2
881
1,92
9.8
ПВ-2500-97-18
2500
908
9,7
18
ПНД4
593.3
0,76
1,06
ПН-3000-25-16-IIIА
3000
1112,5
1,6
2,5
ПНД5
593.3
0,316
1,16
ПН-550-25-6-VA
550
600
0,6
2,5
ПНД6
520.8
0,109
1,16
ПНСВ-2000-2-7-VA
2000
800
0,1
2
ПНД7
443.4
0,0263
1,26
ПН-550-25-6-VA
550
600
0,6
2,5
СП1
382.3
0,316
1,16
ПСВ-500-14-23
500
417
1,4
2,3
СП2
380.3
0,109
1,16
ПСВ-500-14-23
500
417
1,4
2,3
На одну турбину инсталлируются два набора БРУ-К с пропускной способностью 65% расхода пара на турбины, потому что конденсаторы турбин не рассчитаны на таковой доп расход пара, то главные условия работы БРУ-К последующие.
Открытие БРУ-К идет или схемой блокировок, или регулятором. Схема блокировок автоматом производит полное открытие клапана при сбросе перегрузки одной либо 2-мя турбинами. При частичных сбросах перегрузки либо повышении давления свежайшего пара открытие БРУ-К идет регулятором.
Для предотвращения увеличения давления в трубопроводах второго контура выше допустимого значения инсталлируются предохранительные клапаны со сбросом пара в атмосферу. С целью уменьшения вероятности включения их в работу в пульсирующем режиме параллельно им инсталлируются быстродействующие редукционные клапаны с выпуском пара в атмосферу (БРУ-А). Суммарная пропускная способность БРУ-А выбирается из критерий, чтоб не допустить срабатывания клапанов при выключении турбин и реактора. На блоках ВВЭР инсталлируются два устройства БРУ-А.
Быстродействующая редукционная установка БРУ-Д создана для питания деаэраторов от трубопроводов свежайшего пара в период запуска и останова турбины и в режимах с маленькой перегрузкой турбины. Пропускная способность их выбирается из условия большего употребления редуцированного пара деаэраторами, т.е. в режиме запуска, когда не делается регенеративный обогрев воды ПНД, а обогрев осуществляется в деаэраторе. На блок ВВЭР установлены два клапана БРУ-Д пропускной способностью 50 т/ч любой.
8. Конструкторский расчет верхнего сетевого подогревателя
Находим температуру сетевой воды на выходе из ВСП по формуле:
где — — температура насыщения в подогревателе,
Температура воды на входе в подогреватель:
где
Средняя температура воды в трубках:
Построим t-Q диаграмму.
Рис. 22.t-Q диаграмма для ВСП
Средний логарифмический температурный напор:
,
где — больший температурный напор;
— наименьший температурный напор;
Определяем теплофизические характеристики воды по давлению воды и по средней температуре :
— удельный размер,
— коэффициент динамической вязкости,
— коэффициент кинематической вязкости,
— коэффициент теплопроводимости,
-плотность,
-число Прандтля.
Внутренний поперечник трубок:
м.
Скорость воды в трубках принимаем равной .
Аспект Рейнольдса:
.
Аспект Нуссельта:
.
Коэффициент теплоотдачи от трубок к воде:
Вт/(м2?°С).
Определяем коэффициент теплоотдачи от пара к стене труб
Будем считать, что термообмен меж паром и стенами трубок происходит практически в недвижном паре.
Термический поток, переданный от пара к воде, определяется из уравнения термического баланса, записанного без учета термических утрат в окружающую среду:
МВт.
кВт/м2.
Тогда коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к стены трубки обусловится как:
, Вт/(м2?°С),
где ;
— коэффициент, учитывающий тип подогревателя, принимаем равным 1,15 при вертикальном расположении поверхности нагрева;
соответствующий размер (для вертикальных подогревателей 0,4-1,2 м);
— убыстрение вольного падения;
— сокрытая теплота парообразования.
,
тогда Вт/(м2?°С).
Рассчитаем коэффициент теплопередачи k.
Для поверхностей термообмена регенеративных и сетевых подогревателей современных ТЭС и АЭС употребляются трубы с геометрическими чертами, позволяющими разглядывать стены таковых труб как «тонкие». Общий коэффициент теплопередачи для незапятнанных поверхностей нагрева в этом случае можно найти из выражения:
.
где — теплопроводимости материала трубы при средней температуре стены , Вт/(м?°С).
Материал труб — нержавеющая сталь 12Х18Н10Т. .
Получаем недогрев до температуры насыщения:
°С.
Принимаем =14 °С.
Расчетное число трубок в одном ходе воды:
Площадь поверхности термообмена:
Длина трубки:
9. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ СВЕЖЕГО ПАРА
соединение основного и вспомогательного оборудования электростанции в определенной технологической последовательности осуществляется при помощи трубопроводов. Трубопроводы служат для транспортировки теплоносителя, рабочего тела, горючего, масла, воздуха и т. д. Данный эксплуатационный режим работы электростанции реализуется при помощи арматуры. В системе трубопроводов электростанции различают главные и вспомогательные трубопроводы.
К основным трубопроводам относятся те, которые являются составной частью главный технологической схемы электростанции: паропроводы от ПГ к турбинам, трубопроводы пара промежного перегрева, основного потока конденсата и питательной воды, основного потока теплоносителя на АЭС .
Вспомогательные трубопроводы обеспечивают надежную работу всего оборудования электростанции в стационарных и переходных режимах. К вспомогательным относятся трубопроводы сливные, подпиточной воды, дренажные, растопочные и т. п.
Трубопроводы второго контура двухконтурных АЭС и внереакторного контура одноконтурных АЭС с аква теплоносителем работают в истинное время при относительно низких параметрах. Наибольшее давление насыщенного пара составляет 6,5—7,5 МПа на АЭС с водо-водяными и бурлящими реакторами (типов ВВЭР и PBMK).
Поперечник трубопровода на электростанции во вне реакторной части АЭС выбирается на базе технико-экономического анализа. При данных параметрах пара, мощности блока и числе нитей трубопровода уменьшение поперечника труб понижает его массу. Но скорость среды растет и возрастает утрата давления.
Для подготовительной оценки, исходя из опыта проектирования и эксплуатации, скорость движения среды в трубопроводах различного предназначения можно принимать согласно советам [3, с.280-281].
Горизонтальные участки паропроводов на АЭС должны быть смонтированы с уклоном не наименее 0,004. Все трубопроводы должны быть снабжены в нижних точках устройствами для дренажа, а по мере необходимости — воздушниками в верхних точках.
Крепление трубопроводов к металлоконструкциям и строительным конструкциям спостроек осуществляется при помощи опор либо подвесок, которые должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку от веса трубопровода (заполненного транспортируемой средой и покрытого изоляцией), также на усилия от температурного расширения трубопроводов. Недвижные опоры располагают с учетом способности самокомпенсации трубопроводов и рассчитывают на наибольшие усилия, которые могут появиться при самом неблагоприятном сочетании нагрузок.
количество поворотов (от ПГ до входа пара в ЦВД) примем, ориентируясь на компоновку макета [2, с.220]. Скорость свежайшего пара принимаем, ориентируясь на советы [3, с.280, табл.16.2]. Другие характеристики, нужные для расчетов, берем как ранее определенные из прошлых пт.
Материал трубопроводов — сталь марки 08Х18Н10Т.
Шероховатость труб примем .
Рекомендуемая стоимость 1 кг стали данной марки — .
Длина трубопроводов свежайшего пара .
количество поворотов трубопроводов свежайшего пара .
Скорость свежайшего пара в трубопроводах .
Расход свежайшего пара на турбину .
характеристики свежайшего пара определяем по программке «WaterSteamPro» при давлении; ; ; .
Рис.8.1.Схема паропроводов свежайшего пара
1- Стопорно-регулирующие клапаны;
2- Сепаратор-пароперегреватели;
3- Главные паровые задвижки.
Площадь поперечного сечения труб найдем из уравнения неразрывности:
.
Поперечник трубопроводов определим из геометрического соотношения:
;
.
Из обычного сортамента труб в согласовании с требованиями и советами избираем трубы последующих поперечников:
В случае 4-х нитей:В случае 2-х нитей:
Масса 1-го метра трубы: и .
Производим пересчет скорости свежайшего пара в трубопроводах на принятые размеры труб:
;
.
Определим утраты давления на трение
давления на трение по длине трубопровода длиной 90 м высчитывается по формуле:
Местные утраты давления
Значения коэффициентов местных сопротивлений принимаем (вход, выход, поворот):
; ; .
Утраты в основных паровых задвижках, стопорно-регулирующих клапанах и тройниках.
количество тройников и задвижек принимаем соответственно:
Для 4-х нитей:Для 2-х нитей:
и . и .
количество стопорно-регулирующих клапанов примем: .
Величину коэффициентов местных сопротивлений задвижки и тройника берем из [16]:
коэффициент сопротивления тройника [16, с.187, табл.16.7];
коэффициент сопротивления задвижки [16, с.190];
коэффициент сопротивления стопорно-регулирующего клапана [16, с.190].
.
.
Общие утраты давления в трубопроводе свежайшего пара составят:
;
.
Электронная мощность, требуемая для транспортировки пара до турбины:
плотность воды на входе в ПГ принимаем по и ;
КПД насоса примем ;
;
.
Серьезные вложения в трубопроводы определим по формуле:
;
.
За базисный принимаем вариант с 4-мя нитками, тогда изменение мощности насоса получим:
.
Изменение эксплуатационных издержек:
,
где число часов использования установленной мощности, часов/год;
стоимость 1 электроэнергии. Принимается, . [г.Новосибирск, 2015 год]
Изменение серьезных издержек:
.
Изменение приведенных издержек на трубопроводы:
.
Таковым образом, видно, что применение пароподвода с 2-мя нитками с экономической точки зрения прибыльнее. сейчас нужно провести расчет на крепкость трубы для 2-х ниточного подвода пара.
9.2 Механический расчет трубопроводов
Расчет трубопроводов на крепкость проводим в согласовании с методикой изложенной в [7, с.312].
температура свежайшего пара .
давление свежайшего пара .
Расчетное давление — очень вероятное лишнее давление в оборудовании, применяемое при расчете на крепкость, при котором допускается работа данного оборудования в режиме НУЭ. Расчетное давление берется равным 90% от очень вероятного при срабатывании предохранительных систем.
Расчетная температура — температура стены оборудования, равная наибольшему среднеарифметическому значению температур на внешной и внутренней поверхностях в одном сечении при режиме НУЭ. тело).
Номинальное допускаемое напряжение — напряжение, применяемое в прочностных расчетах, для определения мало допустимой толщины стены, зависимо от принятых расчетных критерий работы и марки материала.
В согласовании с вышесказанным запишем характеристики, нужные для расчета.
Расчетное давление:
,
где коэффициент, переводящий давление в очень вероятное при срабатывание предохранительных систем;
коэффициент перевода давления из МПа в.
Расчетная температура:
В данном случае можем принять , потому что температура на внешной поверхности паропровода неведома.
Номинальное допускаемое напряжение для стали 08Х18Н10Т .
Надбавка к толщине стены .
Толщина стены трубопровода быть может определена по формуле:
.
Видно, что нужная толщина стены трубопровода меньше фактической , как следует, избранная труба подступает для трубопровода свежайшего пара.
9.3 Расчет термический изоляции трубопроводов
Наибольшее распространение в промышленной термоизоляции трубопроводов получили теплоизоляционные конструкции на базе твердых (цилиндры, полуцилиндры, плиты), полужестких (плиты) и мягеньких (плиты, маты) теплоизоляционных изделий из минерального и стеклянного волокна.
]]>