РЕФЕРАТЫ ПО ТЕХНОЛОГИИДиплом: Расчет тепловой схемы ПТУ К-500-65 (3000 (Часть пояснительной к диплому)смотреть на рефераты похожие на "Расчет тепловой схемы ПТУ К-500-65 (3000 (Часть пояснительной к диплому) " Расчет тепловой схемы ПТУ К-500-65/3000. Постановка задачи. Расчет тепловой схемы АЭС сводится к расчету стандартной турбоустановки. Расчет приведен для турбоустановки К-500-65/3000, паровой турбины с мощностью 500 МВт для одноконтурной АЭС с реактором РБМК-1000. Конечной целью расчета является определение электрической мощности и КПД турбоустановки при заданном расходе пара на турбину и заданной мощности теплофикационной установки. Описание расчетной тепловой схемы. Особенности тепловой схемы одноконтурной АЭС связаны с радиоактивностью паров. В любой схеме таких АЭС обязательно: во-первых, включение в тепловую схему испарителя для получения нерадиактивного пара, подаваемого на уплотнения турбины; во-вторых, использование промежуточного водяного контура между греющим паром и водой теплосети. Выполнение этих решений обязательно. Оба этих условий были реализованы в рассчитываемой тепловой схеме. Производится расчет паротурбинной установки, в которой образование пара происходит в корпусе реактора блока АЭС с РБМК-1000. В барабан-сепараторе происходит разделение острого пара и воды. Острый пар подается на ЦВД турбины и двухступенчатый пароперегреватель (ПП2). Турбина К-500-65/3000 состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Отборы из ЦВД и ЦНД идут на регенеративные подогреватели, а также на подогреватели сетевой воды, деаэратор и испаритель. Для уменьшения поступления продуктов коррозии в реакторную воду, ПВД не устанавливаются. Охладители дренажей установлены после каждого ПНД (в данной схеме пять ПНД). Используем каскадного слива дренажей ПНД, которые сливаются в конденсатор. Конденсатный насос установлен по двухподъемной схеме: КН1 – после конденсатора, а КН2 – перед ПНД1. Подогрев основного конденсата, проходящего последовательно через все ПНД, происходит в следующей последовательности: ПНД1 – 7 отбор, ПНД2 – 6 отбор, ПНДЗ – 5 отбор, ПНД4 – 4 отбор, ПНД5 – 3 отбор. Также происходит подогрев сетевой воды: Б1 – 5 отбор, Б2 – 4 отбор, БЗ – 3 отбор, Б4 – 2 отбор. За счет 2 отбора происходит деаэрация, а также парообразование нерадиактивного пара в испарителе. Между ЦВД и ЦНД установлен сепаратор и двухступенчатый пароперегреватель. Дренаж после сепаратора сбрасывается в ПНДЗ, после ПП1 и ПП2 в деаэратор. От естественных примесей воды реактор одноконтурной АЭС надежно защищает 100 % - ная конденсатоочистка. БОУ установлен перед КН2, после КН1 установлены основной эжектор и эжектор уплотнений. Расчетная схема ПТУ и h, s – диаграмма процесса в турбине. Расчетная схема составлена на основе принципиальной схемы, разработанной заводом-изготовителем (ХТГЗ). Исходные данные по параметрам отборов турбины К-500-65/3000 были взяты из [1] и сведены в табл 0.4.-1. Некоторые числовые данные были взяты из [4], проекта турбоустановки К-750-65/3000 (близкой по своим характеристикам к рассчитываемой). В табл. 0.4.-1 представлены данные о параметрах пара в отборах турбины. По таблице построена h, s – диаграмма процесса расширения пара в турбине (рис.2). В табл. 0.4.-2 представлены основные исходные данные. Таблица 0.4.-1: Параметры пара в отборах турбины К-500-65/3000. Отбор Давление Ст. сухости Энтальпия Температура i pi, МПа X hi, кДж/кг Тi,°С 0 6.59 0.995 2770 281.8 1 2.055 0.900 2608 213.8 2 1.155 0.880 2544 186.3 3 0.632 0-.860 2468 160.9 4 0.348 0.849 2390 138.7 5 0.142 - 2852 189.3 6 0.066 - 2724 122 7 0.026 0.990 2596 65.9 Давление в конденсаторе: рк=0.004 МПа (hк=2416 кДж/кг). Таблица 0.4.-2: Основные исходные данные. Характеристика Численное Размерность значение - расход пара на турбоустановку 793.1 кг/с - давление пара перед турбоустановкой 6.59 МПа - степень сухости пара перед 0.995 - турбоустановкой - температура промперегрева 265.4 оС - давление в деаэраторе 0.69 МПа - давление в конденсаторе 0.04 МПа - тепловая мощность, отдаваемая в 22.2 МВт теплосеть Рис. 1: Тепловая схема ПТУ К-500-65/3000. Рис. 2: Процесс расширения пара в турбине. Таблица параметров и расходов рабочего тела. При заполнении таблицы используем материал изложенный в [2]. Значения параметров рабочего тела, необходимые для расчета уравнений теплового баланса элементов схемы и заданные расходы, так же как и основные результаты расчета, удобно сводить в таблицу. Данные в строках 1, 2, 3 – номера отборов, давления и энтальпии в них вносятся из табл. 0.4.-1. Давления в подогревателях (строка 4) рассчитываются по давлению в отборах с учетом гидравлических потерь по формуле: - необходимое давление в точке турбины, из которой отбирается пар на подогреватель r: - относительная величина потери давления в паропроводе от турбины до подогревателя: r – номер подогревателя по ходу воды, включая деаэратор. В стоку 5 внесены температуры насыщения при этих давлениях. Строка 6 заполняется при наличии у подогревателя охладителя дренажа (указывается выбранный недогрев в нем). Температура дренажа (строка 7) при отсутствии охладителя дренажа равна температуре насыщения в подогревателе (строка 5), в противном случае температура дренажа рассчитывается по формуле: - температура среды на выходе из предыдущего подогревателя (строка 11); - значение min температурного напора в охладителе дренажа (строка 6). Энтальпии дренажей подогревателей (строка 8) определяются по [4] на линии насыщения при давлении в соответствующем подогревателе. Давление воды за подогревателями (строка 9) находят по напору питательного и конденсатного насосов с учетом гидравлических потерь по водяной стороне подогревателя. Температура обогреваемой среды после подогревателя (строка 11) определяется по формуле: - температура насыщения в подогревателе (строка 5); - принятое значение минимального температурного напора (строка 10). Энтальпия нагреваемой воды (строка 12) определяется по соответствующим давлениям и температурам (строки 9 и 11). В строку 6 и 10 вносятся выбранные значения с учетом используемых в схеме подогревателей. В строку 13 вносятся рассчитанные значения расходов пара через элементы схемы. Таблица 0.4.-3: Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы. - расход пара после ЦВД 615.36 кг/с - расход пара через С 96.59 кг/с - расход греющего пара через ПП1 36.58 кг/с - расход греющего пара через ПП2 42.57 кг/с - расход конденсата после ПНД5 717.47 кг/с - расход греющего пара от 2-го отбора 6.19 кг/с - расход греющего пара через ПНД5 36.53 кг/с - расход греющего пара через ПНД4 44.63 кг/с - расход греющего пара через ПНД3 16.14 кг/с - расход греющего пара через ПНД2 19.27 кг/с - расход греющего пара через ПНД1 25.89 кг/с - энтальпия питательной воды 698.93 кДж/кг Баланс всех полученных расходов проверяем на основе уравнения материального баланса конденсатора. Расход рабочего тела после конденсатора запишем в следующем виде: кг/с кг/с; кг/с – конденсат после ХВО, сбрасываемый в конденсатор; кг/с – дренаж после ЭУ; кг/с – дренаж после ОЭ; кг/с – протечки уплотняющей воды через ПН; кг/с – протечки уплотняющей воды через ГЦН; кг/с – расход пара за ЦНД; кг/с – расход пара уплотнения ЦНД; кг/с – протечки пара через уплотнения ЦНД. Зная , определим расход основного конденсата через ПНД: кг/с кг/с – расход связанный с подсосом уплотняющей воды ПН; кг/с – расход связанный с подсосом уплотняющей воды ГЦН. Данный результат совпадает с величиной, полученной в ходе решения системы уравнений кг/с. Температура питательной воды oC определяем по энтальпии питательной воды кДж/кг и по давлению за деаэратором, которое складывается из МПа. Внутренняя мощность турбины [4]. Внутреннюю мощность турбины определяют как сумму мощностей отсеков турбины (количество отсеков турбины К-500-65/3000 равно 8) табл. 0.9.-1. Таблица 0.9.-1: Внутренняя мощность турбины. Расход пара через отсек турбины Di, Теплоперепад Hi, кДж/кгDi(Hi, кг/с кВт 121391 45616 53025 51373 62123 63476 61010 81441 кВт Расчет мощности на клеммах генератора: кВт кВт – расход мощности на вращение самого турбогенератора; – к.п.д. генератора (принимаем). Гарантированная эл. мощность (по методике завода-изготовителя): кВт Расход электроэнергии на привод насосов конденсатно-питательного тракта. К.п.д. электроприводов всех насосов принимаем следующим . Расход электроэнергии на привод конденсатного насоса 1-го подъема: кВт Расход электроэнергии на привод конденсатного насоса 2-го подъема: кВт Расход электроэнергии на привод питательного насоса: кВт Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки: кВт Показатели тепловой экономичности. Расход теплоты на производство электроэнергии турбоустановки: кВт Суммарный расход теплоты на внешнее потребление: кВт кВт – количество теплоты, отдаваемое в теплосеть; кВт – расход теплоты на подогрев доб. воды; кг/с – расход добавочной воды; кДж/кг – энтальпия добавочной воды (tнач(28 0С). Удельный расход теплоты брутто по турбоустановке: Электрический к.п.д. брутто турбоустановки: Электрический к.п.д. нетто турбоустановки: Заключение. В ходе проведенного расчета были определены: электрическая мощность и КПД турбоустановки при заданном расходе пара на турбину и заданной мощности теплофикационной установки. -- X, h4 DС, hСдр X-DС, hС0 DПП1, h1 X-DС, hС0 hПП1др hПП10 DПП2, h0 X-DС, hПП0 hПП1др hПП20 DД6, h2 DДк, hДк DОЭ, hОЭ DП5к, hП5к DПП1, hПП1др DПП2, hПП2др DИ, hИдр DП5, h3 DП5к, hП5к DП5+DИ, hП5др hП4к DП5+DИ, hП5др DП4, h4 DП5к, hП4к DП5+DИ+DП4, hП4др hП3к DП5+DИ+ DП4, hП4др DП3, h5 DП5к, hП3к DП5+DИ+DП4+DП3+DC, hП3др hП2к DБ1+DБ2+ DБ3+ DБ4, hБ1др DП5+DИ+ DП4+ DП3+ DС, hП3др DП2, h6 DП5к, hП2к DП5+DИ+DП4+DП3+DC+ DП2, hП2др hП1к DП5+DИ+ DП4+DП3+DC+DП2+( DБi, hП2др DП1, h7 DП5к, hП1к DП5+DИ+DП4+DП3+DC+DП2+ DП1+( DБi, hП1др hвх П1к |