Расчет рабочего контура

Контрольная работа Расчет рабочего контура Содержание

1. Общие рекомендации по выполнению расчета рабочего контура

2. Расходы пара на систему теплофикации

3. Расход пара на собственные нужды и протечки

4. Уравнения материальных балансов рабочего контура

5. Параметры теплообменивающихся сред рабочего контура

6. Уравнения тепловых балансов рабочего контура

7. Расход пара на турбину турбопитательного насоса

8. Расход пара на главную турбину

9. Паропроизводительность ПГ и тепловая мощность ЯР. КПД ЯЭУ брутто Список литературы

1. Общие рекомендации по выполнению расчета рабочего контура Цель расчета рабочего контура — определение значений расходов рабочего тела во всех его ветвях — расход основного потока пара на главную турбину Gт, на пароперегреватель Gпп, а также расход пара в каждом i-том отборе Gот i. Для этого необходимо составить и совместно решить систему уравнений тепловых балансов теплообменных аппаратов рабочего контура — пароперегревателя, регенеративных подогревателей воды, деаэратора, сетевых подогревателей воды системы теплофикации. Значения расходов пара на собственные нужды Gсн и величину протечек Gпр в расчет принимают (с учетом прототипных данных). Для замыкания системы уравнений составляют также уравнения балансов механической энергии на валу турбоагрегата.

В настоящем примере решения системы уравнений показан вариант решения «вручную» с помощью калькулятора.

2. Расходы пара на систему теплофикации Обычно расчет начинают с составления уравнения теплового баланса системы теплофикации в целом. Это уравнение позволяет получить значение расхода сетевой воды в соответствии с принятой тепловой нагрузкой системы и ее температурным режимом. Затем составляют уравнения тепловых балансов отдельных подогревателей сетевой воды. Если в составе системы теплофикации предусмотрен охладитель дренажа, то уравнение теплового баланса составляют общее — для подогревателя сетевой воды и его охладителя дренажа.

Для принятого в расчет температурного режима системы теплофикации и ее тепловой нагрузки разрешение такой системы уравнений тепловых балансов дает численные значения расходов пара на ее подогреватели. В последующем эти расходы пара используются при составлении уравнений тепловых балансов других элементов рабочего контура.

Для элементов системы теплофикации первым целесообразно рассмотреть уравнение теплового баланса для пикового подогревателя — первого по каскадному сливу дренажа. Затем рассматривают последующие подогреватели.

В расчете системы теплофикации коэффициент удержания тепла в системе в целом обычно принимают низким. Из-за большой протяженности системы он может составлять 0,90…0,95. Значения коэффициентов удержания тепла отдельных теплообменных аппаратов системы могут быть приняты того же порядка, что и для теплообменных аппаратов системы регенерации, питающихся от общих с ними отборов пара. Для их оценки можно воспользоваться эмпирической зависимостью = 1 — r 10−3 (где r _ номер теплообменного аппарата системы регенерации). Более детально указанная эмпирическая зависимость рассмотрена позже.

Потери давления пара в подводящих паропроводах можно принять такими же, как и для соответствующих водоподогревателей системы регенерации С учетом принятой расчетной схемы системы теплофикации и точек ее подключения к рабочему контуру параметры теплообменивающихся сред приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Параметры теплообменивающихся сред в аппаратах системы теплофикации

При составлении таблицы параметров теплообменивающихся сред следует обратить внимание на то, что для каждого аппарата температура греющей среды должна быть выше температуры нагреваемой среды (в том числе на выходе из аппарата).

Уравнение теплового баланса системы теплофикации в целом

Qcт = Gсв (icввых — iсввх) ;

100 103 = Gсв (633,4 — 295,0) 0,94

Отсюда расход сетевой воды равен Gсв = 314,37 кг/с.

Уравнение теплового баланса пикового подогревателя псвп Gг (iвхг — iвыхг) = Gн (iвыхн — iвхн);

0,995 Gг (2456,02 — 659,98) = 314,37 (633,4 — 505,3).

Отсюда расход греющего пара на пиковый подогреватель равен

Gпсвп = Gг = 22,53 кг/с.

Уравнение теплового баланса основного подогревателя 2-й ступени псво2ст[Gг1(iвхг1 — iвыхг) + Gг2(iвхг2 — iвыхг)] = Gн (iвыхн — iвхн);

0,996[Gг1(2834,82 — 530,76) + 22,53(659,98 — 530,76)] = 314,37(505,3−378,8).

Отсюда расход греющего пара на подогреватель 2-й ступени равен

Gпсво2ст = Gг1 = 16,07 кг/с.

Уравнение теплового баланса основного подогревателя 1-й ступени псво1ст[Gг1(iвхг1 — iвыхг) + Gг2(iвхг2- iвыхг)] = Gн (iвыхн-iвхн);

0,997[Gг1(2710,88−427,71)+(22,53+16,07)•(530,76−427,71)] = 314,37(378,8−295).

Отсюда расход греющего пара на подогреватель 1-й ступени равен

Gпсво1ст = Gг1 = 9,83 кг/с.

Возврат дренажа из ПСВ в линию основного конденсата между ПНД-3 и ПНД-4. Температура конденсата в этом месте составляет 980С (см. таблицу 13.4), а температура дренажей 1020С (см. таблицу 1).

Расход воды в дренаже

Gпсв = Gпсвп + Gпсво2ст + Gпсво1ст = 22,53 + 16,07 + 9,83 = 48,43 кг/с.

3 Расход пара на собственные нужды и протечки Применительно к принятой в расчет установки расходы пара в соответствии с рекомендациями составляют:

Расход пара на собственные нужды — в расчет принято Gсн = 41 кг/с.

Отбор пара на СН — из отбора 3:

рот3 = 0,98 МПа; iсн = 2520,99 кДж/кг .

Возврат Gсн1= 14 кг/с — в деаэратор (горячие сливы):

рсн1 = 0,9 рот3 =0,9 0,98 = 0,882 МПа; tсн1 = 130 оС;

iсн1 = i (рсн1, tсн1) = 546,729 кДж/кг.

Возврат Gсн2 = 27 кг/с в главный конденсатор (холодные сливы):

рсн2 = ргк = 5 кПа; iсн2 = i (ргк) = 137,77 кДж/кг.

Расход пара на протечки — в расчет принято Gпр = 0,004Gт.

Отбор на протечки — свежий пар: i првых = iпг= 2778,8 кДж/кг.

Возврат протечек в главный конденсатор:

i првх = i (ргк) = 137,77 кДж/кг.

4. Уравнения материальных балансов рабочего контура Уравнения материальных балансов для каждого теплообменного аппарата составляют с учетом разработанной схемы рабочего контура. При этом целесообразно предварительно составить перечень значений расходов рабочего тела в соответствующих ветвях рабочего контура, которые подлежат определению. Обычно это расход пара на главную турбину Gт, расход греющего пара на пароперегреватель Gпп (если пароперегреватель двухступенчатый, то это Gпп1 и Gпп2) и расходы пара в отборах Gот i. Другие составляющие расходов сред в уравнениях материальных балансов следует выражать только через эти расходы, подлежащие определению.

При составлении уравнений материального баланса (а в последующем и при составлении уравнений теплового баланса) водоподогреватели, содержащие в своем составе охладители дренажа греющей среды, целесоообразно рассматривать как единое целое, т. е. уравнения баланса следует составлять для ВП и его ОД как уравнение баланса одного теплообменного аппарата.

Уравнения материальных балансов содержат расходы сред, используемые также в уравнениях тепловых балансов. Поэтому составление уравнений материальных балансов можно рассматривать как подготовительный этап для составления уравнений тепловых балансов.

Каждое уравнение материального баланса (и соответствующее уравнение теплового баланса) обычно включает в себя несколько значений расходов сред в ветвях рабочего контура как по греющей среде, так и по среде нагреваемой.

Некоторую сложность представляет собой составление выражения расхода нагреваемой среды в каждом теплообменном аппарате. Для решения этого вопроса целесообразно прежде всего записать расход среды на выходе из ЦНД (на входе в ГК), вычитая из расхода пара на турбину все отбираемые расходы:

Gвых цнд = Gвх гк = (GтGот i) хцвд — G птпн — Gот i .

При этом расход конденсата на выходе из ГК составит:

Gвых гк = Gвх гк + Gсн2 + Gпр + G птпн = (GтGот i) хцвд — Gот i + Gсн2 + Gпр Заметим, что количество неизвестных величин, подлежащих определению при расчете рабочего контура, всегда на одну больше количества теплообменных аппаратов, для которых можно составить уравнения тепловых балансов. Поэтому предлагается временно считать значение расхода пара на главную турбину Gт величиной известной. Это приведет к тому, что при разрешении системы уравнений балансов значения расходов пара в ветвях контура будут выражены через Gт. Значение Gт будет раскрыто на заключительном этапе расчета через заданную мощность генератора электроэнергии.

Обычно неизвестных величин расходов пара достаточно много — 10…12. Количество уравнений должно быть таким же. Поэтому система уравнений громоздка, а совместное решение ее трудоемко. В то же время многие из уравнений охватывают не все неизвестные величины. Иногда удается выявить группу уравнений, охватывающих небольшое количество одинаковых неизвестных величин. Тогда решение такой группы уравнений может быть выполнено автономно. В некоторых случаях удается выделить отдельное уравнение с одной неизвестной, которое может быть решено автономно. Его следует решить первым, в последующих уравнениях полученную величину можно использовать как известное значение. Анализ состава уравнений материальных балансов по перечню входящих в них неизвестных величин (расходов сред) позволит выявить рациональную последовательность составления и решения уравнений тепловых балансов.

Кроме того, уравнение материального баланса деаэратора (аппарата смешивающего типа с большим количеством входов) может быть использовано для самопроверки правильности составления расходов сред во всех входах деаэратора. Для этого значения расходов сред на входах в деаэратор следует сложить и сумму сравнить со значением расхода воды на выходе из деаэратора. При этом значение расхода на выходе следует получить, двигаясь от парогенератора. Его массовая паропроизводительность обычно составляет сумму расходов пара на турбину Gт, на пароперегреватель Gпп (или на его вторую ступень Gпп2, если пароперегреватель двухступенчатый) и протечки пара Gпрот.

Ниже изложена последовательность составления уравнений материальных балансов рабочего контура применительно к принятому в расчет варианту установки.

Перечень расходов сред, определяемых из расчета рабочего контура:

Gт — расход пара на входе в ЦВД.

Gпп — расход греющего пара на пароперегреватель;

Gот1 — расход греющего пара отбора № 1 (на ПВД-7);

Gот2 — расход греющего пара отбора № 2 (на ПВД-6);

Gот3 — расход греющего пара отбора № 3 (на деаэратор и СH);

Gот4 — расход греющего пара отбора № 4 (на ПHД-5 и ПСВП);

Gот5 — расход греющего пара отбора № 5 (на ПHД-4 и ПСВО 2ст);

Gот6 — расход греющего пара отбора № 6 (на ПHД-3 и ПСВО 1ст);

Gот7 — расход греющего пара отбора № 7 (на ПHД-2);

Gот8 — расход греющего пара отбора № 8 (на ПHД-1);

Уравнение материального баланса ПHД-1:

Gвх1 + Gвх2 = Gвых ;

Gвх1 = Gот8 ;

Gвх2 = Gвых гк = (GтGот i) хцвдGот i + Gсн2 + Gпр;

Gвых = (GтGот i) хцвд — Gот i. + Gсн2 + Gпр Неизвестные расходы, входящие в уравнение:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gот5, Gот6, Gот7, Gот8.

Уравнение материального баланса ПHД-2:

Gвх1 + Gвх2 + Gвх3 = Gвых;

Gвх1 = Gот7;

Gвх2 = Gот5 + Gот6 — Gпсво2ст — Gпсво1ст;

Gвх3 = Gвых пнд1 = (GтGот i) хцвдGот i + Gсн2 + Gпр;

Gвых = (GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gпсво2ст — Gпсво1ст.

Неизвестные расходы, входящие в уравнение:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gот5, Gот6, Gот7.

Уравнения материальных балансов ПHД-3:

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых; Gнвх = Gнвых.

Gгвх1 = Gот6 — Gпсво1ст;

Gгвх2 = Gот5 — Gпсво2ст;

Gгвых = Gот6 — Gпсво1ст + Gот5 — Gпсво2ст;

Gн = Gвых пнд2 = (GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gпсво2ст — Gпсво1ст.

Неизвестные расходы, входящие в уравнения:

Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gот5, Gот6.

Уравнения материальных балансов ПHД-4:

Gгвх = Gгвых; Gнвх1 + Gнвх2 = Gнвых.

Gг = Gот5 — Gпсво2ст;

Gн вх1 = Gн пнд3 = (Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gпсво2ст — Gпсво1ст;

Gнвх2 = Gпсв = Gпсвп + Gпсво2ст + Gпсво1ст ;

Gнвых = (Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр + Gпсвп.

Неизвестные расходы, входящие в уравнения: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4, Gот5.

Уравнения материальных балансов ПHД-5:

Gгвх = Gгвых; Gнвх = Gнвых.

Gг = Gот4 — Gпсвп;

Gн = Gнвых пнд4 = (Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр + Gпсвп.

Неизвестные расходы, входящие в уравнения: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4.

Уравнение материального баланса деаэратора:

Gвх1 + Gвх2 + Gвх3 + Gвх4+ Gвх5+ Gвх6 = Gвых;

Gвх1 = Gот3 — Gсн; Gвх2 = Gсн1; Gвх3 = Gот1 + Gот2;

Gвх4 = Gот4 — Gпсвп; Gвх5 = Gс = (Gт — Gот i) (1 — хцвд);

Gвх6 = Gн пнд5 = (GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр + Gпсвп;

Gвых = Gт + Gпр.

Неизвестные расходы, входящие в уравнение: Gот1, Gот2, Gот3, Gот4.

Проверка правильности составления расходов на деаэратор:

Gвх = Gот3 — Gсн + Gсн1+ Gот1 + Gот2+ Gот4 — Gпсвп +(Gт — Gот i) (1- хцвд)+ (Gт-Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр + Gпсвп = Gт + Gпр = Gвых Уравнения материальных балансов ПВД-6:

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых; Gнвх = Gнвых.

Gгвх1 = Gот2; Gгвх2 = Gот1; Gгвых = Gот1 + Gот2;

Gн = Gнвых д = Gт + Gпр.

Неизвестные расходы, входящие в уравнения: Gот1, Gот2.

Уравнения материальных балансов ПВД-7:

Gгвх = Gгвых; Gнвх = Gнвых.

Gг = Gот1;

Gн = Gн пвд6 = Gт+ Gпр.

Неизвестный расход, входящий в уравнения: Gот1.

Уравнения материальных балансов пароперегревателя:

Gг вх = Gг вых; Gнвх = Gнвых.;

Gг = Gпп ;

Gн = Gвыхцвд хцвд = (Gт — Gот i) хцвд.

Неизвестные расходы, входящие в уравнения: Gпп, Gот1, Gот2, Gот3, Gот4.

Перечень неизвестных расходов, входящих в уравнения материальных балансов, целесообразно для наглядности свести в таблицу (см. таблицу 2).

Таблица 2 — Неизвестные расходы, входящие в уравнения

С учетом перечня неизвестных расходов, входящих в уравнения материальных балансов, принята последовательность решения уравнений тепловых балансов:

— ПВД-7 — определяется Gот1;

— ПВД-6 — определяется Gот2;

— деаэратор и ПHД-5 решаются совместно: определяются Gот3 и Gот4;

— ПHД-4 — определяется Gот5;

— ПHД-3 — определяется Gот6;

— ПHД-2 — определяется Gот7;

— ПHД-1 — определяется Gот8;

— пароперегреватель — определяется Gпп.

5. Параметры теплообменивающихся сред рабочего контура Нагреваемая среда в поверхностных теплообменных аппаратах рабочего контура — однофазная среда, находящаяся вне линии насыщения (недогретая вода или перегретый пар). Для определения энтальпии такой среды требуется знание ее температуры и давления.

Температурный режим в конденсатно-питательной системе рассмотрен ранее и отражен в таблицах 13.3 и 13.4. Температурный режим перегреваемого пара также рассмотрен ранее в подразделе 12.7.

Температура нагреваемой среды на входе в поверхностный подогреватель системы регенерации принимается равной температуре среды на выходе из предыдущего подогревателя. При совместном рассмотрении всех поверхностных подогревателей можно таким образом оценить значения принимаемых в расчет температур нагреваемой среды для всех подогревателей на входе и на выходе из них.

Что касается давления нагреваемой среды в подогревателях, то оно определяется давлением в начальной и конечной точках участка конденсатно-питательной системы, давлением соответствующего насоса (КН1, КН2, ПН) и гидравлическими сопротивлениями элементов системы. Все эти параметры конденсатно-питательной системы входят составными слагаемыми в расчетные выражения для определения давления соответствующего насоса. Имея значения давлений насосов и значения их составляющих можно оценить давления среды на входе и выходе каждого водоподогревателя (ВП).

Давление каждого насоса определяется разностью давлений в точке, куда подается перекачиваемая жидкость, и в точке забора жидкости, гидравлическими сопротивлениями тракта, а также геодезической составляющей — разностью давлений на концевых участках тракта, вызванной разностью высот их расположения. Гидравлические сопротивления конденсатной системы от главного конденсатора до деаэратора преодолеваются конденсатными насосами, после деаэратора — питательным насосом.

Конденсатных насосов может быть два: первого подъема КН1 (преодолевает гидравлические сопротивления от главного конденсатора до выхода из блочной обессоливающей установки) и второго подъема КН2 (преодолевает гидравлические сопротивления участка конденсатного трубопровода, охватывающего все подогреватели низкого давления поверхностного типа). Питательная система для АЭС обычно компонуется по одноподъемной схеме. Питательный насос АЭС преодолевает гидравлические сопротивления всех подогревателей высокого давления, питательного трубопровода, питательного регулирующего клапана, парогенератора.

Применительно к варианту принятой в расчет энергоустановки определение давления насосов конденсатно-питательной системы и давлений среды в ее характерных точках изложено ниже.

Давление конденсатного насоса первого подъема

ркн1 = рпнд-1 — ргк + рбоу + ропу + рк. тр + ррку гк + ргеод = 0,0162 — 0,005 + 0,3 + 0,055 + 0,12 + 0,3 + 0,15 = 0,9362 МПа.

В расчет принято ркн1 = 0,95 МПа.

Давление конденсатного насоса второго подъема

ркн2 = рд — рпнд-2 + рк. тр + рпнд + ррку пнд2 + ргеод = 0,7 — 0,4 095 + 0,2 + 30,1 + 0,4 + 0,3 = 1,85 905 МПа.

В расчет принято ркн2 = 1,9 МПа.

Давление питательного насоса

рпн = рпгрд + рпг + рп. тр + рпк + рпвд + ррку д + ргеод = 6,4 — 0,7 + 0,3 + 0,3 + 1,0 + 20,5 + 0,4 + 0,0 = 8,7 МПа.

В расчет принято рпн = 8,7 МПа.

Для большей наглядности распределения температур и давлений нагреваемой среды по тракту конденсатно-питательной системы (того ее участка, который охватывает подогреватели поверхностного типа) целесообразно показать ее схему и совместить схему с графиком изменения давления и температуры нагреваемой среды.

Применительно к рассматриваемому варианту энергоустановки схема и график изменения параметров показаны на рисунке 1.

Рисунок 1 — График изменения давления и температуры нагреваемой среды в поверхностных водоподогревателях системы регенерации Численные значения давления и температуры нагреваемой среды представлены также в таблице 3.

Таблица 3 — Параметры нагреваемой среды поверхностных теплообменных аппаратов

Энтальпию среды на входе и выходе подогревателей системы определяем по сочетанию значений давления и температуры в соответствующих точках.

Греющая среда поверхностных теплообменных аппаратов рабочего контура — конденсирующийся пар (как правило, влажный пар). Если в теплообменном аппарате предусмотрен охладитель дренажа конденсирующегося пара, то на части поверхности теплопередачи в качестве греющей среды выступает вода.

Параметры основного потока греющей среды на входе в теплообменный аппарат определены ранее (см. таблицы 13.3 и 13.4). Для подогревателей системы регенерации — это параметры пара, отбираемого из проточной части турбины, для пароперегревателя — параметры свежего пара.

На входе в теплообменный аппарат давление греющей среды несколько снижается, однако процесс дросселирования среды можно считать адиабатическим и, следовательно, изоэнтальпийным. Таким образом, энтальпия основного потока греющей среды на входе в каждый теплообменный аппарат к этому этапу расчета известна (см. таблицы 13.3 и 13.4).

Параметры греющей среды на выходе из теплообменных аппаратов являются параметрами воды на линии насыщения, если теплообменный аппарат не имеет зоны охлаждения дренажа, или это параметры переохлажденной воды, если предусмотрен охладитель дренажа. В последнем случае для оценки температуры воды на выходе из такого ВП можно принять температуру дренажа на величину от 3 до 10 оС выше температуры нагреваемой среды на входе в ВП — см. диаграмму t-q водоподогревателя с охладителем дренажа, показанную на рисунке 2.

Рисунок 2 — Диаграмма t-q водоподогревателя с охладителем дренажа (а — зона ОД) Особо следует отметить порядок определения значений параметров греющей среды дополнительных входов в ВП. Обычно это каскадные сливы от соответствующих вышерасположенных ВП.

Здесь также следует руководствоваться одним из фундаментальных положений термодинамики, в соответствии с которым адиабатическое дросселирование среды (снижение давления без теплообмена с окружающей средой) можно считать изоэнтальпийным.

Таким образом, энтальпия греющей среды в дополнительном входе может быть принята равной энтальпии греющей среды на выходе из того аппарата, из которого осуществляется каскадный слив.

Численные значения энтальпии греющей среды применительно к рассматриваемому варианту энергоустановки представлены в таблице 4.

Таблица 4 — Параметры греющей среды поверхностных теплообменных аппаратов

Параметры теплообменивающихся сред на входах в теплообменные аппараты смешивающего типа определяются как параметры сред, подвергающихся изоэнтальпийному дросселированию. Вследствие этого значения энтальпии этих сред принимаются равными энтальпии в точках истечения сред. На выходе из аппарата смешивающего типа среда обычно находится на линии насыщения при давлении в теплообменном аппарате.

Применительно к рассматриваемому варианту энергоустановки значения параметров сред представлены в таблице 5.

Таблица 5 — Параметры теплообменивающихся сред теплообменных аппаратов смешивающего типа

Заметим, что значения энтальпий теплообменивающихся сред для таблиц 3, 4 и 5 определялись с помощью комплексных программ пособия. Методические рекомендации по работе с программами интерполяции свойств воды и водяного пара приведены в приложении Е.

6. Уравнения тепловых балансов рабочего контура Уравнения тепловых балансов составляют на базе уравнений материальных балансов. При этом значения расходов сред умножают на соответствующие значения энтальпии этих сред. Целесообразная последовательность рассмотрения уравнений теплового баланса также определена в результате анализа системы уравнений материального баланса (см. п. 4.12). Уравнения тепловых балансов теплообменных аппаратов, содержащих в своем составе охладители дренажа греющего пара, следует составлять как единое уравнение, охватывающее и основной теплообменный аппарат и его охладитель дренажа. В уравнениях тепловых балансов необходимо учесть рассеяние тепла в окружающую среду. Как уже отмечалось, коэффициент удержания тепла в теплообменных аппаратах можно оценить по эмпирической зависимости = 1 — r 10−3, где r — номер подогревателя. Применительно к варианту принятой в расчет энергоустановки уравнения тепловых балансов можно составить и разрешить в рассмотренной выше последовательности.

Коэффициенты удержания тепла теплообменных аппаратов можно определить по зависимости = 1-r 10 -3. Значения составляют:

Заметим, что используемая эмпирическая зависимость дает приемлемые значения величины и хорошо отражает физическую сущность вопроса: по мере увеличения номера теплообменного аппарата растет температура его корпуса и вследствие этого уменьшается коэффициент удержания тепла.

Уравнение теплового баланса ПВД-7

пвд-7 Gот1(iвхг — iвыхг) = (Gт + Gпр) (iвыхн — iвхн);

0,992 Gот1(2629,24 — 843,68) = 1,004Gт (897,7 — 815,4);

Gот1 = 0,4 665 Gт.

Уравнение теплового баланса ПВД-6

пвд-6 [Gот2(iвх1гiвыхг) + Gот1(iвх2г — iвыхг)] = (Gт + Gпр) (iвыхн — iвхн);

0,993[Gот2 (2576,64 — 728,22) + 0,4 665 Gт (843,68 — 728,22)] =

= 1,004Gт (815,5 — 702,0);

Gот2 = 0,5 915 Gт.

Уравнение теплового баланса деаэратора д•{(Gот3 — Gсн iвх1 + Gсн1• iвх2 + (Gот1 + Gот2) iвх3 + (Gот4 — Gпсвп) iвх4 +

+ (GтGот i)(1 — хцвд) iвх5 + [(Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр +

+ Gпсвп] iвх6} = (Gт + Gпр) iвых;

0,994 {(Gот3 — 41 2520,99 + 14 • 546,73 + 0,1058 Gт • 728,22 +

+ (Gот4 — 22,53) • 659,98 + (0,8942Gт — Gот3 — Gот4) • (1 — 0,856) 664,7 +

+ [(0,8942Gт — Gот3 -Gот4) • 0,856 + 27 + 0,004Gт + 22,53] 645,51} =

= 1,004Gт • 697,1;

Gот3 = 0,2392 Gт — 0,6251Gот4 + 41,973.

Уравнение теплового баланса ПНД-5

пнд-5(Gот4 — Gпсвп)•(iвхг — iвыхг) =

= [(Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр + Gпсвп] • (iвыхн — iвхн);

0,995 (Gот4 — 22,53) • (2456,02 — 659,98) =

= [(0,8942Gт — Gот3 — Gот4)•0,856 + 27 + 0,004Gт + 22,53] (645,51 — 517,16);

Gот4 = 0,05206Gт — 0,5 792 Gот3 + 24,576.

Совместное решение выражений для Gот3 и Gот4:

Gот3 = 0,2 392 Gт — 0,6 251 (0,05206Gт — 0,05792Gот3 + 24,576) + 41,973;

Gот3 = 0,0236Gт + 41,8345.

Gот4 = 0,05206Gт — 0,5 792 (0,0236Gт + 41,8345) + 24,576;

Gот4 = 0,5 069 Gт + 22,153.

Уравнение теплового баланса ПНД-4

пнд-4(Gот5 — Gпсво2ст)(iвхг — iвыхг) = [(Gт — Gот i) хцвд + Gсн2 + Gпр-Gпсво1ст ;

— Gпсво2ст] (iвыхн — iвх1н) + Gпсв (iвыхн — iвх2н);

0,996(Gот5 — 16,07)(2834,82 — 440,27) = [(0,8199Gт — 63,9875)0,856 + 27 + 0,004Gт — 16,07 — 9,83] (517,18- 411,54) + 48,43(517,18 — 427,71);

Gот5 = 0,03126Gт + 15,5094.

Уравнение теплового баланса ПНД-3

пнд-3[(Gот6 — Gпсво1ст)(iвх1г — iвыхг) + (Gот5 — Gпсво2ст)(iвх2г — iвыхг)] = [(GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gпсво1 — Gпсво2](iвыхн — iвхн);

0,997[ (Gот6 — 9,83) (2710,88 — 349,49) + (0,03126Gт + 15,5094;

— 16,07)(440,27 — 349,49)] = [(0,8199Gт — 63,9875)0,856 + 27 +

+ 0,004Gт — 9,83 — 16,07](411,57 — 321,2);

Gот6 = 0,02589Gт +7,7913.

Уравнение теплового баланса ПНД-2

пнд-2{Gот7 iвх1 +(Gот5 + Gот6 — Gпсво2стGпсво1ст) iвх2 +[(Gт — Gот i) хцвд +Gсн2 + GпрGот i] iвх3} = [(Gт — Gот i) хцвд +Gсн2 + Gпр — Gпсво2 — Gпсво1] iвых;

0,998 {Gот7 2586,11 + (0,5 715 Gт + 23,3007 — 16,07- 9,83)349,49 +

+ [(0,8199 Gт — 63,9875)0,856 + 27 + 0,004Gт — 0,5 715 Gт — 23,3007 ;

— Gот7]232,67} = [(0,8199 Gт — 63,9875)0,856 + 27 + 0,004Gт — 16,07 ;

— 9,83]320,0;

Gот7 = 0,02355Gт — 1,8773.

Уравнение теплового баланса ПНД-1

пнд1{Gот8iвх1 + [(GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gот i]iвх2} =

= [(GтGот i) хцвд + Gсн2 + Gпр — Gот i] iвых;

0,999{Gот8 2473,33 + [(0,8199 Gт — 63,9875)0,856 + 27 + 0,004Gт ;

— 0,0807Gт -21,4234 — Gот8] 150,757} =[(0,8199 Gт — 63,9875) 0,856 +

+ 27 + 0,004Gт — 0,0807Gт — 21,4234] 232,67;

Gот8 = 0,2 211 Gт — 1,74.

Уравнение теплового баланса пароперегревателя ппGпп (iвхгiвыхг) = (GтGот i) хцвд (iвыхнiвхн);

0,99Gпп (2778,8−1207,16) = (0,8199 Gт — 63,9875) 0,856 (2968,29 — 2755,0);

Gпп = 0,9 6209Gт — 7,50 846.

7. Расход пара на турбину турбопитательного насоса Применительно к варианту принятой в расчет энергоустановки определение расхода пара на турбину ТПН выполнено следующим образом.

Параметры конденсатного насоса пароперегревателя.

Насос принят с гидротурбинным приводом (ГП), питающимся водой отбора от напорного патрубка ТПН. Тип насоса конденсатный гидротурбонасос КГТН.

Мощность КГТН

Nкгтн = pкгтнGкгтнvкгтн / (кгтн1000), кВт, где ркгтн — давление насоса; pкгтн = рвых пвд-7 — рвых пп + ртр ;

рвых пвд-7 = 8,12 МПа — давление нагреваемой среды на выходе из ПВД-7 (таблица 3);

рвых пп = 5,88 МПа — давление греющей среды на выходе из ПП

(таблица 4);

ртр = 0,05(рвых пвд-7 — рвых пп) — сопротивление трубопровода

(принято в расчет);

pкгтн = (8,12 — 5,88)1,05 = 2,352 МПа;

Gкгтн = Gпп = 0,96 208 Gт — 7,508 335 кг/с — массовая подача насоса;

vкгтн = v (р=5,88 МПа) = 0,13 148 м3/кг — удельный объем перекачиваемой жидкости кгтн = 0,8 — КПД насоса (принято в расчет).

Nкгтн = 2,35 2106(0,96 209 Gт — 7,50 846)0,13 148 / (0,81 000) =

= 0,3719 Gт — 29,024 кВт.

Расход силовой воды на гидропривод (см. п. 8.4.2)

Gгп = 1000Nкгтн/(vгпргпгп), кг/с.

Здесь Nкгтн — мощность гидропривода равная мощности насоса, кВт;

vгп — удельный объем силовой воды, м3/кг;

vгп = v (р=9,7 МПа, t=164,96 оС) = 0,11 015 м3/кг;

р=9,7 МПа — давление воды на выходе из питательного насоса (рисунок 1);

t=164,96 оС — температура воды на выходе из деаэратора

(таблица 13.4);

ргп — перепад давлений срабатываемый на гидроприводе, Па;

ргп = рпн — ртр;

рпн = 8,7 МПа — давление питательного насоса (п. 5.1);

ртр = 0,3 МПа — гидравлические сопротивления трубопровода силовой воды (принято в расчет);

гп = 0,8 — КПД гидропривода (принято в расчет).

Gгп = 1000(0,3719 Gт — 29,024)/[0,1 1015(8,7 — 0,3)1060,8] =

= 0,502 426 Gт — 3,921, кг/с/

Параметры турбопитательного насоса Массовая подача ТПН

Gтпн = Gвых. д + Gгп = Gт + 0,004Gт + 0,502 426 Gт — 3,921 =

= 1,542 426 Gт — 3,921 кг/с.

Давление ТПН ртпн = 8,70 МПа (п. 5.1).

Удельный объем перекачиваемой воды

vтпн = 0,11 015 м3/кг (равен удельному объему силовой воды гидропривода).

тпн = 0,8- КПД турбопривода (принято по прототипу).

Мощность ТПН

Nтпн = pтпнGтпнvтпн / (тпн1000) =

= 8,7106(1,542 426 Gт — 3,921) 0,11 015 / (0,8 1000) =

= 12,62 858 Gт — 46,9689, кВт.

Расход пара на ТПН

G птпн = Nтпн / (мех.тпнН i тпн),

где мех. тпн = 0,98 — механический КПД турбопривода (принято по прототипу);

Н i тпн = 573,39 кДж/кг — внутренний теплоперепад, срабатываемый на турбине ТПН (п. 12.8).

G птпн =(12,62 858 Gт -46,9689)/(0,98 573,39)=0,22 474 Gт — 0,83 586 кг/с.

8. Расход пара на главную турбину Как уже отмечалось, в результате разрешения системы уравнений тепловых балансов получены значения расходов среды во всех ветвях рабочего контура, но все они выражены через расход пара на главную турбину Gт. Для определения численного значения величины Gт составляют уравнение баланса механической энергии комплекса «главная турбина — генератор электроэнергии» .

Применительно к варианту принятой в расчет энергоустановки определение расхода пара на главную турбину выполнено следующим образом.

Внутренняя мощность турбины

N i т = Рг/(ген мех. т) = 1 000 103/(0,980,98) = 1041,2 327 103 кВт.

Значения КПД генератора электроэнергии и механического КПД турбоагрегата в расчет приняты по 0,98. Величины этих КПД могут быть и существенно большие — до 0,985…0,99 (например, для ЮУАЭС ген = = 98,92%).

h1стЦВД = iвх1ст — iвых1ст = 75,58 кДж/кг;

h2стЦВД = iвх2ст — iвых2ст = 73,98 кДж/кг;

h3стЦВД = iвх3ст — iвых3ст = 52,6 кДж/кг;

h4стЦВД = iвх4ст — iвых4ст = 55,65кДж/кг;

h5стЦВД = iвх5ст — iвых5ст = 64,97 кДж/кг;

h1стЦНД = iвх1ст — iвых1ст = 133,47 кДж/кг;

h2стЦНД = iвх2ст — iвых2ст = 123,94 кДж/кг;

h3стЦНД = iвх3ст — iвых3ст = 124,77 кДж/кг;

h4стЦНД = iвх4ст — iвых4ст = 112,78 кДж/кг;

h5стЦНД = iвх5ст — iвых5ст = 139,93 кДж/кг;

Расходы пара через ступени турбины

G1стЦВД = Gт кг/с;

G2стЦВД = G1стЦВД = Gт кг/с;

G3стЦВД = G2стЦВД — Gот1 = 0,95 335 Gт кг/с;

G4стЦВД = G3стЦВД — Gот2 = 0,8942 Gт кг/с;

G5стЦВД = G4стЦВД — Gот3 = 0,8706 Gт — 41,8345 кг/с;

Gс = (G5стЦВД — Gот4) (1 — хЦВД) = 0,118 067 Gт — 9,2142 кг/с;

G1стЦНД = (G5стЦВД — Gот4) хЦВД — G птпн = 0,67 937 Gт — 54,6897 кг/с;

G2стЦНД = G1стЦНД — Gот5 = 0,64 811 Gт — 70,1991 кг/с;

G3стЦНД = G2стЦНД — Gот6 = 0,62 222 Gт — 77,9904 кг/с;

G4стЦНД = G3стЦНД — Gот7 = 0,59 867 Gт — 76,1131 кг/с;

G5стЦНД = G4стЦНД — Gот8 = 0,57 656 Gт — 74,3731 кг/с.

Внутренние мощности ступеней турбины:

N i1стЦВД = h1стЦВДG1стЦВД = 75,58 Gт кВт;

N i2стЦВД = h2стЦВДG2стЦВД = 73,98 Gт кВт;

N i3стЦВД = h3стЦВД G3стЦВД = 50,14 621 Gт кВт;

N i4стЦВД = h4стЦВД G4стЦВД = 49,76 223 Gт кВт;

N i5стЦВД = h5стЦВД G5стЦВД =56,56 288 Gт — 2717,9875 кВт;

N i1стЦНД = h1стЦНДG1стЦНД = 90,6755 Gт — 7299,4342 кВт;

N i2стЦНД = h2стЦНД G2стЦНД = 80,3268 Gт — 8700,4764 кВт;

N i3стЦНД = h3стЦНД G3стЦНД = 77,6344 Gт — 9730,8622 кВт;

N i4стЦНД = h4стЦНД G4стЦНД = 67,518 Gт — 8584,0354 кВт;

N i5стЦНД = h5стЦНД G5стЦНД = 80,67 804 Gт — 10 407,028 кВт.

Суммарная внутренняя мощность турбины

N i = N i ст j = 702,86 406 Gт — 47 439,823 кВт.

Расход пара на турбину

1041,2 327 103 = 702,86 406 Gт — 47 439,823;

Gт = 1548,909 кг/с = 5576,0724 т/ч Определив значение Gт, можно получить в численном виде значения расходов рабочего тела во всех ветвях рабочего контура.

Для этого в выражения, полученное в результате решения системы уравнений тепловых балансов, подставляют полученное численное значение расхода пара на турбину Gт.

Расходы пара на потребители:

Gт = 1548,909 кг/с;

Gпр = 0,004 Gт = 6,19 564 кг/с;

Gпп = 0,9 6209Gт — 7,50 846= 141,5105 кг/с;

Gот1 = 0,4 665 Gт = 72,2566 кг/с;

Gот2 = 0,5 915 Gт = 91,618 кг/с;

Gот3 = 0,0236Gт + 41,8345= 78,3889 кг/с;

Gот4 = 0,5 069 Gт + 22,153 = 100,67 кг/с;

Gот5 = 0,03126Gт + 15,5094 = 63,9283 кг/с;

Gот6 = 0,02589Gт +7,7913 = 47,8926 кг/с;

Gот7 = 0,02355Gт — 1,8773 = 34,5995 кг/с;

Gот8 = 0,2 211 Gт — 1,74= 32,5064 кг/с;

Gптпн = 0,22 474 Gт — 0,83 586 = 34,7266 кг/с;

G1стЦВД = Gт = 1548,909 кг/с;

G2стЦВД = G1стЦВД = 1548,909 кг/с;

G3стЦВД = 0,95 335 Gт = 1476,6524 кг/с;

G4стЦВД = 0,8942 Gт = 1385,0344 кг/с;

G5стЦВД = 0,8706 Gт — 41,8345 = 1306,6457 кг/с;

Gс = 0,118 067 Gт — 9,2142 = 173,6608 кг/с;

G1стЦНД = 0,67 937 Gт — 54,6897 = 997,5926 кг/с;

G2стЦНД = 0,64 811 Gт — 70,1991 = 933,6643 кг/с;

G3стЦНД = 0,62 222 Gт — 77,9904 = 885,7718 кг/с;

G4стЦНД = 0,59 867 Gт — 76,1131 = 851,1723 кг/с;

G5стЦНД = 0,57 656 Gт — 74,3731 = 818,666 кг/с;

Gгкп = G5стЦНД = 818,666 кг/с;

Gпг = Gт + Gпр + Gпп = 1696,6151 кг/с;

Gсн= 41 кг/с;

Gсн1= 14 кг/с;

Gсн2 = 27 кг/с;

Gпсвп = 22,53 кг/с;

Gпсво2ст = 16,07 кг/с;

Gпсво1ст = 9,83 кг/с;

Gпсв = 48,43 кг/с.

Проверка правильности вычислений расходов пара в проточной части турбины может быть выполнена путем вычисления расхода пара в конце проточной части турбины как разности между расходом пара на входе в турбину и всеми отборами пара

G5стЦНД = GтGот i — Gс — Gптпн =1548,909 — 72,2566 — 91,618 ;

— 78,3889 — 100,667 — 63,9283 — 47,8926 — 34,5995 — 32,5064 ;

— 173,6608 — 34,7266 = 818,6643

Погрешность расчета составляет

818,666- 818,6643 100 / 818,666= 0,0002%.

Сравнивая полученный результат с результатом вычислений в п. 8.8 можно сделать вывод, что погрешность вычислений находится в приемлемых пределах. Различие в результатах можно объяснить тем, что для простоты расчетов численные значения в процессе вычислений снимались с калькулятора с ограниченным количеством значащих цифр.

Зная расходы пара через ступени турбины и теплоперепады, срабатываемые на них, можно графически представить внутреннюю мощность турбоагрегата. Она равна площади фигуры, представляющей собою сумму площадей Gст jh i ст j

Применительно к рассматриваемому варианту установки величина внутренней мощности турбоагрегата показана на рисунке 3.

Рисунок 3 — Графическое представление суммарной внутренней мощности турбоагрегата Заметим, что в ЦНД заметно больше срабатываемый теплоперепад. Поэтому Анализ данных, представленных на рисунке 3, позволяет количественно определить доли внутренней мощности турбоагрегата, выработанных в ЦВД и ЦНД, от общей мощности ТА:

для ЦВД:

(117,067+114,588+77,672+77,077+84,893)100/1041,2327=45,26%;

для ЦНД: (133,148+115,718+110,518+95,995+114,556)100/1041,2327=54,74%;

даже при существенно меньшем расходе пара мощность, вырабатываемая в ЦНД соизмерима с мощностью, вырабатываемой в ЦВД. Однако, мощность вырабатываемая в одном цилиндре низкого давления значительно меньше мощности цилиндра высокого давления. Если в составе ТА четыре ЦНД (как в прототипном ТА), то внутренняя мощность, выработанная в одном ЦНД, составляет 54,74 / 4 = 13,69% от общей мощности ТА. Это значительно меньше мощности ЦВД.

9. Паропроизводительность ПГ и тепловая мощность ЯР. КПД ЯЭУ брутто На заключительном этапе расчета рабочего контура определяют паропроизводительность парогенератора и тепловую мощность ядерного реактора. При этом следует иметь в виду, что если на выход из последнего ПВД подается по какой-либо ветви рабочего контура дополнительный поток рабочего тела (например, в ПТУ с турбиной К-1000−60/3000 из пароперегревателя насосом КГТН на выход из ПВД-7 подается конденсат греющего пара), то для такой точки смешения необходимо дополнительно составить уравнение теплового баланса, из которого можно определить энтальпию питательной воды на выходе из точки смешения (она же на входе в парогенератор).

По заданной мощности генератора Рг и полученной тепловой мощности ядерного реактора Qяр определяют КПД энергоустановки брутто ЯЭУбрутто.

Применительно к принятой в расчет энергоустановки заключительный этап расчета рабочего контура представлен следующим образом.

Паропроизводительность парогенераторов Gпг = 1696,6151 кг/с.

Энтальпия пара на выходе из ПГ iпг = 2778,8 кДж/кг (п. 12.5).

Уравнение теплового баланса в точке смешения воды на выходе из ПВД-7

G нвых. пвд-7 i нвых. пвд-7 +G гпп i гвых. пп = G пг i пв.

Отсюда i пв = (G нвых. пвд-7 i нвых. пвд-7 +G гпп i гвых. пп)/ G пг;

G нвых. пвд-7 = G пг — G гпп = 1696,6151 — 141,5105 = 1555,1046 кг/с;

i нвых. пвд-7 = 897,7 кДж/кг (таблица 3);

G гпп = 141,5105 кг/с;

i гвых. пп = 1207,16 кДж/кг (таблица 4);

i пв = (1555,1046 897,7+141,5105 1207,16)/ 1696,6151= 923,5113 кДж/кг.

Параметры питательной воды

tпв= t (рпв = 8,12 МПа, iпв = 923,5113 кДж/кг)= 215,19 оС.

Тепловая мощность ядерного реактора

Qяр = G пг (i пг — i пв)/ тпк = 1696,6151 (2778,8 — 923,5113)/0,985 =

=3195,645 103 кВт.

В расчет в соответствии с рядом предпочтительных чисел (ГОСТ 8032−84) принят ЯР номинальной тепловой мощностью

Qяр = 3200 МВт.

КПД ЯЭУ брутто ЯЭУбрутто = Рг / Qяр = 1000/3195,645 = 0,3129.

турбина насос баланс парогенератор Список литературы

1. Стерман Л. С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции.- М.: Энергоиздат, 2005.

2. Стерман Л. С., Шарков А. Т., Тевлин С. А. Тепловые и атомные электростанции. -М.: Атомиздат, 2005.

3. Сычев Е. Н. Комплекс программ для интерполяции табличных данных термодинамических свойств воды и водяного пара. — Севастополь, СИЯЭиП, 2000.

4. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под общ.ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина.- М.: Энергоатомиздат, 2002.

5. Трояновский Б. М. Турбины для атомных электростанций. 2-е изд.- М.: Энергия, 2008.

6. Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 2005.

7. Чеповский М. А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по курсу «Атомные электрические станции» /Обнинский филиал МИФИ.- Обнинск, 2010.

8. Шальман М. П., Плютинский В. И. Контроль и управление на атомных станциях. -М.: «Энергия», 2009.

9. Шляхин П.H., Бершадский М. Л. Краткий справочник ПТУ.-М.: Энергия, 2010.

10. Эксплуатация реакторных установок Hово-Воронежской АЭС. -М.: Атомиздат, 2022.

11. Ядерные энергетические установки/ Под общ. ред. H.А. Доллежаля. 2-е изд.- М.: Энергоатомиздат, 2010.

.ur