Курсовая №4127 Расчет тепловой схемы энергоблока с реактором ВВЭР-1500

Содержание
1. Расчетные режимы для электростанции.
2. Графики тепловой нагрузки и температур сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха, а также график продолжительности тепловых нагрузок.
3. Анализ тепловой схемы блока и исходных данных.
4. Выбор метода расчета тепловой схемы блока.
5. Расчет принципиальной тепловой схемы (ПТС) заданного блока.
6. Определение расхода топлива и других показателей работы электростанции в целом.
7. Выбор состава основного и вспомогательного оборудования электростанции.
8. Расчет показателей системы технического водоснабжения электростанции.

Работа № 4127. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты

Введение
Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Схема включает основное и вспомогательное оборудование, входящее в состав второго контура теплоносителя. Основная цель расчета заключается в определении технических характеристик тепломеханического оборудования, обеспечивающих заданный график электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических и технико-экономических показателей электростанции.
Исходные данные
Турбина К-750-65/3000
p0 = 6,37 МПа — ;
pразд=0,485 МПа;
tпп=263 °C,
tпв=223 °C.
Расчетные режимы для электростанции.
1.1 Характеристики турбины
Энергоблок 1500 МВт имеет две одновальных быстроходных конденсационных турбин К-750-65/3000. Турбина мощностью 750 МВт рассчитана на начальные параметры пара Р0=6,37 МПа, tпв =223°С и должна работать с промежуточным перегревом пара при Рр=0,485 МПа до tпп=263°С. Давление в конденсаторе Рк =3,5 кПа. Частота вращения турбины n=50с-1. В турбине использованы некоторые конструктивные решения, принятые для модернизированного варианта турбины К-750-65/3000.
Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: первый — из ЦВД; второй — из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева; третий, четвертый, пятый, шестой — из ЦСД; седьмой, восьмой, девятый — из ЦНД.
Имеются три регенеративных подогревателя высокого давления ПВД № 1, 2, 3; деаэратор повышенного давления; пять регенеративных подогревателя низкого давления ПНД № 4, 5, 6, 7, 8. Турбина имеет три цилиндра.
Свежий пар Р=6,37 МПа, t=223 °С поступает в ЦВД. Первые ступени ЦВД размещены во внутреннем корпусе. ЦВД расположен таким образом, что поток пара направляется от генератора к переднему подшипнику. Пар к турбине подается по двум паропроводам. Паровпуск трехстенный — наружный корпус, внутренний корпус и сопловые коробки. Всего в ЦВД 10 ступеней активного типа, первая из которых регулирующая. За регулирующей ступенью давление пара равно 17,05 МПа, а температура – 495°С. За восьмой ступенью ЦВД производится отбор пара на регенерацию. Затем ЦВД при Р=0,485 МПа, t=263°С по двум трубам диаметром 500 мм пар следует в парогенератор, где осуществляется промперегрев. Далее, пройдя отсечные и регулирующие клапаны, пар поступает в цилиндр среднего давления с Р=3,61 МПа и t=243 °С .
Первые четыре ступени ЦСД расположены во внутреннем корпусе; диафрагмы остальных устанавливаются в трех обоймах. Всего в ЦСД 11 ступеней. Первые пять из них имеют рабочие лопатки с цельнофрезерованным бандажом. Все рабочие лопатки ЦСД закрученные, переменного по высоте профиля. Ротор ЦСД цельнокованый, корпус сварно-литой. После ЦСД пар, при давлении Р= 0,311 МПа и t=210 °С, двумя ресиверными трубами, проходящими ниже плоскости горизонтального разъема, подается в два двухпоточных ЦНД. Из ЦСД в четвертом отборе пар отводится на деаэратор, и используется для турбины привода питательного насоса ТПН.
Из ЦНД пар направляется в два конденсатора. Роторы низкого давления жесткие, сварно-кованые с шейками под подшипники диаметром 520 мм. В каждом потоке ЦНД по пять ступеней. Последние ступени выполнены, как и в турбине К-750-65/3000, с лопатками длиной L=1050 мм. Эти модернизированные лопатки имеют улучшенные профили, оптимальные в периферийной части относительные шаги и выполнены заодно с бандажом. В последней ступени организована внутриканальная сепарация влаги из сопловых лопаток. Некоторая разгрузка ступеней низкого давления достигается применением конденсационной турбины для привода питательного насоса. Эта турбина питается паром низкого давления из промежуточного отбора главной турбины, и отбираемый пар не возвращается в основной агрегат, а конденсируется в отдельном конденсаторе.
Все четыре ротора турбины соединены между собой жесткими муфтами. Каждый из роторов опирается на два опорных подшипника, выполненных самоустанавливающимися. Некоторые из них — сегментные. Упорный подшипник сегментного типа с одним упорным гребнем располагается между цилиндрами высокого и среднего давления. Несмотря на противоположное направление потоков пара в ЦВД и ЦСД и двухпоточные конструкции ЦНД в турбине предусмотрены разгрузочные диски, необходимые для уравновешивания осевых усилий во время переходных процессов. В крышках корпусов подшипников имеются масляные бачки, емкость которых рассчитана на обеспечение маслом подшипников при остановке турбоагрегата с отключенными масляными насосами. В турбине предусмотрено валоповоротное устройство, находящееся между двумя ЦНД.
Турбина имеет два фикс-пункта (мертвые точки) в точках пересечения вертикальной плоскости турбины, проходящей через продольные шпонки под осью агрегата, с линиями поперечных шпонок под боковыми опорами первого и третьего выходных патрубков ЦНД (под осями левых опорных подшипников ЦНД).
Рабочей жидкостью гидродинамической системы регулирования турбины является конденсат. Конденсат турбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ, пяти регенеративных подогревателях низкого давления. После деаэратора конденсат питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления. Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Из ПНД № 4 дренаж сливается в ПНД № 5 и дренажным насосом подается в смеситель СМ. Дренаж ПНД № 6 сливается в ПНД № 7 и дренажным насосом ДН подается в СМ. Дренаж из ПНД № 8 и из охладителя уплотнений ОУ и эжектора ОЭ подается в конденсатор К.
Централизованная масляная система снабжает маслом подшипники турбины и генератора и состоит из масляного бака, двух главных и одного резервного насосов и маслоохладителей. Масляные насосы приводятся электродвигателями (основные электродвигатели переменного тока, аварийные — постоянного).
Общая длина турбины равна 29,5 м, а всего турбоагрегата с генератором и возбудителем — 46,3 м. Агрегаты размещаются поперек машинного зала.
Таблица 1 – Параметры пара и воды регенеративных подогревателей высокого давления
Из конструктивных соображений принимаем толщину трубной доски Sт.д. = 40 мм.
2 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА
К оборудованию пароводяного тракта относятся основные агрегаты (котлы и турбины) и вспомогательное теплообменное и насосное оборудование.
2.1 Питательные насосы
Выбираются на подачу питательной воды при макси¬мальной мощности блока с запасом не менее 5 %. Расчетный напор питательного на¬соса должен превышать давление пара на выходе из котла с учетом потерь давления в
тракте и необходимой высоты подъема воды. Приближенно можно принять Рпн (1.25-1.35)-Р0, где Р0 — номинальное давление пара перед турбиной
В мощных блоках перед питательными насосами устанавливаются предвключенные низкооборотные бустерные насосы. Назначение бустерных насосов — предотвращение кавитации и повышение надежности питательных насосов (особенно высокооборот¬ных с турбоприводом).
На мощных блоках ТЭС со сверхкритическим давлением пара и на двухконтур¬ных АЭС с энергоблоками 500 и 1000 МВт устанавливают питательные насосы с тур¬боприводом: один подачей 100 % или два подачей по 50 % (если принят к установке один турбонасос, то дополнительно устанавливается пускорезервный насос с электро¬приводом подачей 30-50 %).
При использовании турбонасосов для первоначального пуска станции необхо¬дима установка хотя бы одного электронасоса.
Для блоков КЭС на давление пара 12.75 МПа, энергоблоков одноконтурных АЭС и на ТЭЦ (кроме энергоблоков Т-250-240) применяют питательные электронасо¬сы. На блок устанавливают, как правило, один рабочий насос с подачей, равной 100 % полной, а на складе предусматривается один резервный насос для всей электростан¬ции.
На КЭС неблочной структуры, входящих в энергосистему, общая подача пита¬тельных насосов выбирается такой, чтобы при выходе из строя наиболее крупного из них, оставшиеся обеспечили номинальную паропроизводительность всех котлов.
Для аварийного питания парогенераторов на АЭС предусматривают дополни¬тельно аварийные насосы с электроприводом с подачей 2-3 % номинальной.
При выборе питательных насосов должны быть определены их количество, ти¬поразмер и основные характеристики: подача, напор, КПД, частота вращения, мощ¬ность и типоразмер привода, завод-изготовитель; при наличии бустерного насоса не¬обходимо также найти передаточное число редуктора.
В результате расчета тепловой схемы найдены значения: напор, развиваемый пита¬тельным насосом Рпн=31.5 МПа; расход питательной воды GnB=264 кг/с; мощность привода равна 12150 кВт.
Определяется максимальная подача питательного насоса
V= 1.05-GnB- v 3600= 1.05 -264-0.0011 -3600=1097.7 м3/ч, здесь удельный объем воды v=f (Рпн, Ц) = f (31.5 МПа, 164.2 °С) = 0.0011 м3/кг.
Выбираем питательный насос типа ОСПТ-1150М . Его характеристики: подача 1100 м3/ч; напор 34 МПа (3400 м); частота вращения 6000 об/мин; КПД на¬соса 80 %; тип привода ОР12ПМ ПО КТЗ; завод-изготовитель ПОТ JIM3.
Выбираем пуско-резервный насос типа СВПЭ-320-550 на нагрузку 50% Его характеристики: производительность 600 м3/ч; напор 32 МПа (3200 м); час¬тота вращения 7500 об/мин; КПД насоса 78 %; тип привода АГД, 8000 кВт ПОТ J1M3.
Основной питательный насос включен последовательно с бустерным насосом, который приводится в работу от вала приводной турбины через редуктор. Выбираем бустерный насос типа Д1250-125 (14Д-6) [11, с.368]. Его характеристики: подача 1250 м3/ч; напор 1.25 МПа (1253200 м); допустимый кавитационный запас 7.5 м; частота вращения 1480 об/мин; КПД насоса 76 %; потребляемая мощность 620 кВт; завод- изготовитель ПО «Ливгидромаш».
При числе оборотов основного питательного насоса 6000 об/мин требуется ре¬дуктор с передаточным числом i =6000/1480=4.05.
2.2 Конденсатные насосы
Выбирают с одним резервным насосом: два насоса с по¬дачей, равной 100% полной или три насоса с подачей, равной 50 %. Расчетная подача конденсатных насосов определяется по формуле GK=(l.l … l.2)-GKMax, где GKMax — макси¬мальный расход пара в конденсатор (для теплофикационных турбин расчет произво¬дится по конденсационному режиму работы).
Для турбин с блочной обессоливающей установкой (БОУ) во избежание нарушения целостности её фильтров применяют две ступени конденсатных насосов. Конденсат¬ные насосы первой ступени устанавливаются после конденсатора, они прокачивают конденсат через БОУ с небольшим (менее 0.9 МПа) напором. Конденсатные насосы второй ступени устанавливаются после БОУ и подают конденсат в деаэратор. Напор конденсатных насосов второй ступени должен быть равен сумме давления в деаэрато¬ре, разности геометрических высот БОУ и деаэратора, гидравлического сопротивления тракта низкого давления.
При наличии в схеме смешивающих ПНД, которые компонуются без гидроста¬тического подпора, для перекачки конденсата требуется установка конденсатных на¬сосов, выбираемых с резервом.
2.3 Дренажные (сливные) насосы.
Для отвода из регенеративных подогревателей поверхностного типа дренажа устанавливают дренажные насосы без резерва с приме¬нением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.
2.4 Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников
Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи и др.), а также насосы бакового хозяйства выбираются преиму¬щественно централизованно на всю ТЭС или часть ее секций с одним резервным насо¬сом.
2.5 Сетевые насосы
Установка сетевых насосоввозможна в виде наоссной группы без привязки к конкретным турбинам. В этом случае резервный насос устанавливается при числе рабочих насосов не более трех. При большем числе работающих насосов ре¬зервный не требуется.
При блочной утсановке сетевых насосов их размещают по 2 у каждой турбины подачей по 50 % полной.
2.6 Деаэраторы питательной воды
Суммарная производительность деаэраторов выбирается по максимальному расходу питательной воды. На каждый блок устанавливается по возможности один деаэратор с одной или двумя колонками с рабочим давле¬нием 0.59-1.29 МПа. Емкость баков деаэраторов должна быть на 15% больше запаса питательной воды, который составляет: для блочных электростанций не менее 3.5 ми¬нут, для электростанций с поперечными связями — не менее 7 минут работы при оста¬новке конденсатных насосов.
2.7 Деаэраторы добавочной воды и подпитки тепловой сети
Деаэраторы добавочной воды и подпитки тепловой сети атмосферного ти¬па. Их устанавливают централизованно для всей ТЭС или ее очередей.
2.8 Испарительные установки
На ТЭС устанавливаются индивидуально у каждой турбины без резерва. На АЭС устанавливаются по два параллельно работающих испа-рителя на блок, их производительность выбирается по количеству пара, необходимого для уплотнения вала турбины, штоков клапанов, для эжекторов уплотнений и пуско¬вых эжекторов.
2.9 Редукционно-охладительные установки
Редукционно-охладительные установки (РОУ), предназначенные для резерви¬рования регулируемых отборов пара, идущего на производство, устанавливаются по одной для соответствующих параметров пара; производительность их равна расходу пара из отбора одной турбины.
2.10 Основные сетевые подогреватели
Основные сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбин без резервных корпусов (их ремонт предусматривается в неотопительный период). Площадь поверхности нагрева сетевых подогревателей определяется при максималь¬ном отпуске теплоты из отборов турбины.
Пиковые сетевые подогреватели на ТЭЦ с пиковой водогрейной котельной не применяются.
В комплекте с турбоагрегатом заводом-изготовителем поставляются без резер¬ва: конденсатор турбины, регенеративные подогреватели, конденсатные и сливные на¬сосы, сепараторы-пароперегреватели и сепараторы-конденсатосборники АЭС, масло¬охладители, эжекторы (пароструйные или водоструйные).
2.11 Регенеративные подогреватели
Как правило, применяется однониточная схе¬ма подогревателей; на каждый регенеративный отбор должен устанавливаться один корпус подогревателя. В энергоблоках ТЭС и АЭС применяются поверхностные и смешивающие регенеративные подогреватели; смешивающие используются в качестве подогревателей низкого давления.
Регенеративные подогреватели выбираются в соответствии с давлением по па¬ровой и водяной стороне, расходом воды и поверхностью нагрева, которая определя¬ется в результате теплового расчета подогревателя на основании данных расчета теп¬ловой схемы.
Вспомогательные теплообменники. Сальниковые подогреватели, охладители дренажей, пара эжекторов и другие устройства поставляются без резерва и выбирают¬ся в зависимости от площади поверхности теплообмена и расхода охлаждающего кон¬денсата.
Описание схемы ПГУ с двухступенчатым испарением
Рассматривается парогенераторная установка АЭС с реактором ВВЭР-1500. Установка будет состоять их 4-ех парогенераторов ПГВ-1500, включенных параллельно.
2.12 Типовая схема парогенераторной установки ВВЭР-1500.
С учетом постоянной и периодической продувки примем продувку парогенератора ПГВ-1500 равной р = 0.01
На основании изложенного в [1] материала, на сегодняшний день влажность пара, выходящего из ИГ = 0.003
Коэффициент распределения примесей между паром и водой (средневзвешенное по компонентам значение) (в дальнейшем как для «чистого», так и для «солевого» отсеков) на данном этапе расчета можно принять = 0
При этих условиях, относительная концентрация примесей в продувке составит
ЛИТЕРАТУРА
1. Седнин А.В. Атомные электрические станции [Электронный ресурс]: курсовое проектирование. Учебное пособие/ Седнин А.В., Карницкий Н.Б., Богданович М.Л.— Электрон. текстовые данные.— Минск: Вышэйшая школа, 2010.— 150 c.— Режим доступа: http://www.iprbookshop.ru/20054.— ЭБС «IPRbooks», по паролю
2. Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции [Текст] : учеб. для вузов / В. Я. Рыжкин. – Москва : Арис, 2014. – 328 с. : ил.
3. Якубенко, И.А. Технологические процессы производства тепловой и электрической энергии на АЭС [Электронный ресурс] : учебное пособие для вузов / И. А. Якубенко, М. Э. Пинчук. — Москва : НИЯУ МИФИ, 2013. — Режим доступа: http://library.mephi.ru/Data-IRBIS/book-mephi/Yakubenko_Tehnologicheskie_processy_proizvodstva_teplovoj_2013.pdf
4. Безопасность при эксплуатации атомных станций [Электронный ресурс] : учебное пособие для вузов / ред. : Н. Н. Давиденко. — Москва : МИФИ, 2007. — Режим доступа: http://libcatalog.mephi.ru/cgi/irbis64r/cgiirbis_64.exe?C21COM=F&I21DBN=pdf&P21DBN=BOOK&path=book-mephi/Davidenko_Bezopasnost_pri_ekspluatacii_atomnyh_2007&page=1&Z21ID=1115185761955714315138
5. Ривкин СЛ., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. — М-Л.: Энергия, 1969. — 400 с.
10. Вукалович М.П. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара. — М-Л.: Энергия, 1969. — 400 с.
11. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ.ред. В.А.Григорьева, В.М.Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
12. Энергетические установки электростанций. МУ к курсовой работе для студентов заочного обучения специальностей 10.01, 10.02, и 21.04. Томск, изд. ТПИ им.С.М.Кирова, 1996. — 28 с.
13. Тепловые и атомные электрические станции: Диплом. Проектирование:
Учеб. Пособие для вузов / Под общ. ред. А.М.Леонкова, А.Д.Качана. — Мн.:
Выш. шк., 1990.-336 с.
14. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ.ред. А.В. Клименко, В.М.Зорина. — М.: Изд.МЭИ, 2004. — 648 с.