Дипломная работа: Энергоблок для Ленинградской атомной электростанции

Т. к. процесс происходит во влажном паре, необходимо ввести поправку на влажность

К_вл = = , значит

_,

В этом случае состояние в конце действительного процесса расширения (без учета потери с выходной скоростью последней ступени)

h = h” - (h”_h) = 2669 - (2669 - 2215,09) • 0,8013 =2337,79 кДж/кг

Паросодержание в этом состоянии хк^*= 0,9083

Примем потери с выходной скоростью hв = 30 кДж/кг.

Тогда состояние пара на выходе в конденсатор

h_к = h + hв = 2337,79 + 30 = 2367,79 кДж/кг .

Паросодержание в этом состоянии х_к = 0,9207 (влажность 7,93 %).

Действительный теплоперепад для турбины в целом

Н_i = (hо - h) + (hчнд - hк) = (2765,04 - 2420,43) + (2980 - 2337,79) = 957,15 кДж/кг.

На основании параметров, полученных выше, построим условный процесс расширения пара в турбине в hs-диаграмме (рис.2.1).

Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине К-1200-6.8/50 в h-S диаграмме.

2.4 Принципиальная тепловая схема турбоустановки

Принципиальная тепловая схема турбоустановки включает в себя четыре ступени подогревателей низкого давления, деаэратор, две ступени подогревателей высокого давления. Принятая схема предназначена для регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды в режимах нормальной эксплуатации.

Принципиальная тепловая схема турбоустановки представлена на рис. 2.2.

Рис. 2.2 Принципиальная схема второго контура.

Пар из парогенератора через блоки стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД турбины.

Из камер отбора за второй, третьей и пятой ступенями каждого из потоков пар отбирается на регенеративный подогрев в, соответственно, ПВД-6, ПВД-5, деаэратор (совмещен с отбором на ПСВ-3). Из выхлопа ЦВД пар отбирается на ПНД-4 (совмещен с отбором на ПСВ-2). Основной расход пара после ЦВД направляется на сепарацию и промперегрев в СПП. После СПП пар через блоки клапанов низкого давления (последовательно установленные стопорные и регулирующие поворотные заслонки) поступает в ЦНД.

Промперегрев - двухступенчатый. Греющий пар в первую ступень СПП подается из отбора за второй ступенью ЦВД, перегрев во второй ступени осуществляется свежим паром, отбираемым из трубопроводов свежего пара.

Отсепарированная вода откачивается из общего для четырех СПП сепаратосборника сливными насосами в тракт основного конденсата совместно с конденсатом греющего пара ПНД-4. Конденсат греющего пара первой ступени СПП из двух конденсатосборников сливается в ПВД-5, конденсат греющего пара второй ступени также из двух конденсатосборников закачивается в тракт питательной воды после ПВД-6.

Закачка конденсата греющего пара осуществляется высокотемпературным насосом с гидроприводом, впервые использованным в схеме турбоустановки К-1000-60/3000. Рабочим телом для гидропривода служит питательная вода, отбираемая после питательных насосов и сливаемая в деаэратор.

Из ЦНД осуществлен отбор пара на регенеративные подогреватели низкого давления: после четвертой ступени каждого из потоков каждого из ЦНД -- в четыре корпуса ПНД-1, встроенных в переходной патрубок каждого из четырех конденсаторов; после третьей ступени каждого из потоков каждого из ЦНД - в один ПНД-2 смешивающего типа; после второй ступени каждого из потоков каждого из ЦНД - также в один поверхностный ПНД-3 (совмещен с отбором на ПСВ-1).

Отвод конденсата греющего пара из подогревателей оптимизирован, исходя из требований высокой экономичности блока. Конденсат греющего пара ПВД-6 после охладителя дренажа сливается в паровое пространство ПВД-5, и далее общий поток конденсата через охладитель дренажа направляется в деаэратор.

Конденсат ПНД-4 вместе с сепаратом промперегрева насосами закачивается в тракт основного конденсата. Конденсат ПНД-3 каскадно сливается в ПНД-2. Конденсат из каждого корпуса ПНД-1 сливается в собственный конденсатор через гидрозатвор.

Система регенерации отвечает требованиям обеспечения максимальной надежности, удобства эксплуатации и компактного размещения в машинном зале при одновременно высоких показателях тепловой экономичности.

Теплофикационная установка теплопроизводительностью 300 МВт состоит из двух параллельных групп подогревателей сетевой воды (ПСВ), каждая из которых включает в себя три ступени подогревателей.

Для подогрева сетевой воды подводится пар из отборов турбины. Пиковые подогреватели имеют резервный подвод греющего пара из коллектора собственных нужд на случай, когда при снижении мощности турбины давление в третьем отборе не сможет обеспечить требуемую температуру сетевой воды.

Конденсат греющего пара каскадно сливается из подогревателя третьей ступени в подогреватель второй ступени, из него в подогреватель первой ступени. ПСВ первой ступени выполнен со встроенным охладителем конденсата. Охлажденный конденсат направляется в конденсатор турбины.

Структура системы регенерации

Структура системы регенерации: четыре подогревателя низкого давления первой ступени плюс подогреватель низкого давления второй ступени плюс подогреватель низкого давления третьей ступени плюс подогреватель низкого давления четвертой ступени плюс два подогревателя высокого давления пятой ступени плюс два подогревателя высокого давления шестой ступени (4ПНД1 + ПНД2 + ПНДЗ + ПНД4 + Д + 2ПВД5+ 2ПВД6).

Все аппараты ПНД (кроме ПНД-2) и ПВД - поверхностного, камерного типа (с поверхностью теплообмена набранной U-образными трубками из нержавеющей стали).

Подогреватели низкого давления ПНД-1 встроены в переходные патрубки конденсатора; основной конденсат на этом участке разделяется на четыре нитки.

Трубная система ПНД, трубопроводы и арматура по тракту основного конденсата рассчитаны на полное давление конденсатных насосов в безрасходном режиме.

Система ПВД имеет две ступени выполненные в две нитки. Подогреватели оснащены быстродействующими защитными устройствами, отключающими аварийную нитку ПВД при повышении уровня воды в корпусах любого из них.

Допускается длительная работа турбины при отключении одной или двух ниток ПВД. Все подогреватели спроектированы с учетом ремонтопригодности и удобства в обслуживании.

Номинальное давление пара в деаэраторе - 0,81 МПа.

Помимо регенеративных подогревателей в тепловой схеме предусмотрен еще один теплообменный аппарат - конденсатор пара уплотнений (КПУ). В КПУ отсасывается паровоздушная смесь из последних камер концевых уплотнений турбины и уплотнений штоков клапанов парораспределения турбины.

Конденсатные насосы для откачки основного конденсата устанавливаются в две ступени. Насосы первой ступени забирают конденсат из конденсатора и прокачивают его через КПУ, БОУ и ПНД-1 в ПНД-2; насосы второй ступени забирают конденсат из ПНД-2 и закачивают конденсат через ПНД-3, ПНД-4 в деаэратор. Устанавливается по три конденсатных насоса в каждой ступени подъема, два рабочих, один резервный.

Для режима пуска и останова блока, а также для режима байпаса турбины при резком сбросе электрической нагрузки используются БРУ-К. Общая производительность БРУ-К составляет 60% суммарной паропроизводительности парогенераторов. Сброс пара по байпасу турбины производится в каждый из четырех конденсаторов через пароприемные устройства. В пароприемном устройстве предусмотрен впрыск воды для охлаждения сбрасываемого пара.

Разработка теплообменного и насосного оборудования системы регенерации осуществляется на основе конструкций соответствующих видов оборудования, примененного в турбоустановках К-1000-60/3000 для Тяньваньской АЭС и АЭС «Куданкулам».

2.5 Расчет тепловой схемы турбоустановки К-1200-6.8/50

Целью расчета тепловой схемы является определение параметров и значений потоков через все элементы схемы.

Расчет тепловой схемы проводится в три этапа:

- разработка расчетной схемы;

- подготовка исходных данных и кодировка схемы;

- расчет схемы на ПВЭМ.

Исходные данные для теплового расчета схемы берем из расчета реального блока и методических указаний по моделированию тепловых схем паротурбинных установок. Расчет произведен на ЭВМ с использованием специальной программы «SХЕМА».

Рис. 2.3 Тепловая схема с типовыми расчетными узлами.

Правила составления расчетной схемы

Схема состоит из расчетных узлов, которым соответствуют типовые подмодели, содержащие арифметические и логарифмические операции, являющиеся частью общего расчета.

Каждому узлу присваивается порядковый номер j. Нумерация узлов может быть произвольной, не зависящей от расположения в схеме. Номеру узла j соответствует код узла - ряд логических и физических параметров с индексом j. Логическими параметрами будем называть целочисленные переменные, характеризующие тип, структурные или вариантные признаки узла; физическими - вещественные переменные, содержащие конструктивные, расходные, термодинамические и энергетические характеристики.

Качественное отличие узла задается признаком типа узла INDj. В модели предусмотрены следующие типы:

0. фиктивный

1. подвод/отвод тепла

2. изменение энтальпии, дросселирование

3. сепаратор/расширитель

4. отсек турбины

5. конденсатор

6. поверхностный подогреватель

7. деаэратор (смешивающий подогреватель)

8. массообмен

9. насос

10. ответвление

11. преобразование потока

12. охладитель пара (дренажа)

13. контактный теплообменник

14. насос с приводной турбиной

При обозначении потоки разделяют на «Т» (обозначается сплошными линиями) и на «К» (штриховая линия). При этом обозначение параметров потоков:

· для потока «Т»: Gтj, Pтj, hтj, tтj, Xтj

· для потока «Т»: Gкj, Pкj, hкj, tкj, Xкj

Расчетная схема представлена на рис. 2.3

Сначала заполняют параметры: INDj (тип узла), Nтj (для потока «Т»), Nк1j (для первого потока «К»), Nк2j (для второго потока «К») и Nwj (подвод или отвод тепла/мощности). Затем добавляют остальные параметры узла.

Исходные данные для расчета представлены в таблице. В этой таблице представлены как логические параметры, описывающие состав и структуру схемы, так и физические параметры узлов, приведенные в системе СИ. При составлении расчетной схемы были сделаны следующие элементарные преобразования:

Многопоточные ЦВД и ЦНД заменены на однопоточные. Из схемы выключены БОУ. Эжекторы заменены одним узлом типа 2.

В таблицах 2.3 и 2.4 приведены характеристики турбины К-1200-6.8/50, которые потребуются в дальнейших расчетах, а на рисунке 2.1 процесс расширения пара в h,s-диаграмме.

Таблица 2.3 Параметры пара в отборах

Таблица 2.4 Исходные данные для расчета в программе SXEMA