Контрольная работа: Расчет рабочего контура ядерной энергетической установки

Температурный режим системы теплофикации стандартизован. Температура сетевой воды на входе в подогреватель (возвращающаяся из отопительной сети вода) принята в 70оС.

Температура воды на выходе из нагревателя (вода, направляющаяся в отопительную сеть) принимается в расчет в двух вариантах: для сетей, обслуживающих только АЭС и небольшие близко расположенные поселки - 130оС; для сетей, обслуживающих АЭС и более крупные поселки, особенно поселки более удаленные от АЭС, - 150оС.

Схемно система теплофикации включает в себя несколько (два-три) последовательно включенных подогревателей, через которые прокачивается сетевая вода с помощью так называемого сетевого насоса (обычно это несколько параллельно включенных насосов). Подогреватели сетевой воды - поверхностные теплообменные аппараты, в которых в качестве греющей среды используется пар, отбираемый из некоторых промотборов системы регенерации. Заметим, что в технической литературе подогреватели сетевой воды иногда не совсем обоснованно называют бойлерами. Отводы конденсата греющего пара (дренаж подогревателей) обычно каскадно сливаются в полости греющей среды нижерасположенных подогревателей и, в конечном итоге, общим потоком могут отводиться безнасосным образом на главный конденсатор. При этом для уменьшения потерь тепловой энергии на последнем дренаже целесообразно устанавливать охладитель дренажа (обычно в виде отдельного теплообменного аппарата). Однако даже при наличии охладителя дренажа потери тепловой энергии значительны. Поэтому вместо охладителя дренажа может оказаться целесообразной установка специального дренажного насоса, который закачивает общий поток дренажных сливов в линию основного конденсата - в такую его точку, в которой температура конденсата примерно равна или несколько ниже температуры дренажной воды. Возможен также безнасосный слив в полость греющей среды поверхностного регенеративного подогревателя, в котором давление греющей среды меньше давления дренажа.

Принципы подключения отборов греющего пара и возврата конденсата термодинамически аналогичны принципам включения в цикл регенеративных подогревателей. Поэтому с точки зрения термодинамического совершенствования использования тепла в цикле ПТУ весьма актуальным является поиск более рациональных способов подключения системы теплофикации к рабочему контуру. При этом все рекомендации по более рациональному использованию регенеративных подогревателей применимы и к сетевым подогревателям системы теплофикации.

Первые по сетевой воде подогреватели являются основными (ПСВО), последний называют пиковым (ПСВП). Основных подогревателей может быть несколько - ПСВО I и ПСВО II (первой и второй ступени). Пиковый - обычно один. Он включается в работу только при полной тепловой нагрузке - при температуре наружного воздуха порядка -30оС).

Пиковый подогреватель подключают к такому отбору пара из турбины, в котором параметры греющей среды (давление и температура насыщения) могут обеспечить принятую в расчет температуру сетевой воды (150оС или 130оС). Место подключения к греющей среде основных подогревателей обычно подбирают таким, чтобы температура сетевой воды при неработающем пиковом подогревателе составляла 120...125оС если максимальная температура на выходе из ПСВП принята 150оС, и 100...105оС если температура на выходе из ПСВП принята 130оС. Такие значения температур вполне достаточны для нормальной работы системы теплофикации в обычных условиях, когда температура окружающей среды умеренная, и поэтому пиковый подогреватель отключен.

При подборе мест подключения системы теплофикации к промотборам турбоагрегата не следует корректировать теплоперепады по ступеням турбины (как это делалось при компоновке системы регенерации). В расчет могут быть приняты значительно увеличенные температурные напоры теплопередачи в теплообменных аппаратах системы теплофикации. Например, в ПТУ К-1000-60/3000 они составляют 20...25оС. Так как тепловая мощность системы теплофикации сравнительно небольшая, то можно допустить заметно неоптимальные значения температурных напоров. Это не приведет к значительному снижению тепловой экономичности рабочего контура в целом.

Давление сетевой воды можно принять в диапазоне от 1,5...2,0 МПа до 2,5...3,0 МПа. Давление сетевой воды должно быть выше давления греющего пара. Благодаря этому, даже в случае течи парогенератора, когда во второй контур может попадать радиоактивный теплоноситель, радиоактивное загрязнение сетевой воды исключено.

Для упрощения расчетных схем систему теплофикации представляют одной ветвью, хотя в действительности она может быть представлена несколькими параллельными ветвями в пределах одной ПТУ. В некоторых случаях система объединяет в себе теплофикационные системы нескольких блоков (например, система теплофикации блоков №1 и №2 РАЭС объединяет в себе 4 системы - по количеству турбоагрегатов К-220-44).

Расход сетевой воды в системе теплофикации можно определить из уравнения теплового баланса для системы в целом

ст = hст ×Gсв ×ср ×(tсввых - tсввх) (31)

Отсюда расход сетевой воды

св = Qст / [hст ×ср ×(tсввых - tсввх)] (32)

где Qст - принятая в расчет тепловая нагрузка системы теплофикации, кВт;

hст - коэффициент удержания тепла в системе теплофикации в целом. В расчет можно принять hст = 0,90...0,95;

ср - теплоемкость сетевой воды (ср = 4,25 кДж/кг);сввх, tсввых - принятая в расчет температура сетевой воды, оС.

Для определения расходов греющего пара необходимо составить уравнения теплового баланса для каждого элемента системы теплофикации. Первым целесообразно рассмотреть уравнение теплового баланса для пикового подогревателя - первого по каскадному сливу дренажа

hпсвп ×Gг ×(iвхг - iвыхг) = Gн ×(iвыхн - iвхн) (33)

Отсюда

г = Gн ×(iвыхн - iвхн) / [hпсвп ×(iвхг - iвыхг)] (34)

где Gн - расход сетевой воды, определяемый по формуле(32);

hпсвп - коэффициент удержания тепла ПСВП. Его значение можно принять таким же, что и для регенеративного водоподогревателя, питающегося паром того же отбора;выхн - энтальпия сетевой воды на выходе из ПСВП, кДж/кг. Определяется как функция давления сетевой воды и ее температуры на выходе из ПСВП;вхн - энтальпия сетевой воды на входе в ПСВП, кДж/кг. Значение iвхн определяется по температуре сетевой воды на выходе из предыдущего подогревателя (ПСВО) и давлению сетевой воды;вхг - энтальпия греющей среды на входе, кДж/кг. Принимается в расчет как энтальпия пара в соответствующем отборе турбины; вхг - энтальпия греющей среды на выходе, кДж/кг. Принимается как энтальпия воды на линии насыщения при давлении греющей среды в ПСВП (равно давлению отбора за вычетом гидравлических сопротивлений подводящего трубопровода);

Для основного сетевого подогревателя совместно с его охладителем дренажа ОД, если он предусмотрен, диаграмма t-q показана на рисунке 5.

Рисунок 5 - Диаграмма t-q основного подогревателя сетевой воды и охладителя дренажа

Уравнение теплового баланса такого подогревателя может быть записано так:

hпсво ×(Gвхг1 ×iвхг1 + Gвхг2 ×iвхг2 - Gвыхг ×iвыхг) = Gн ×(iвыхн - iвхн) (35)

выхг = Gвхг1 + Gвхг2;

вхг1, iвхг2 - значения энтальпий потоков греющей среды, определяемые аналогично тому, как это рассматривалось в уравнении (34);выхг - энтальпия греющей среды на выходе из ОД. Определяется как функция давления и температуры греющей среды на выходе из ОД. При этом давление среды принимается равным давлению в ПСВО за вычетом гидравлических сопротивлений тракта слива дренажа (5...8% от давления в ПСВО); температура среды принимается больше температуры сетевой воды на входе (обычно 70оС) на величину температурного напора dt (в расчет можно принять величину порядка 15...20оС);н - расход сетевой воды (определяемый по формуле (32);выхн - энтальпия сетевой воды на выходе из ПСВО. Ее значение определялось при рассмотрении уравнения (34);вхн - энтальпия сетевой воды на входе в ПСВО (точнее говоря - на входе в охладитель дренажа). Определяется по принятой в расчет температуре сетевой воды и ее давлению.

В этом уравнении одна неизвестная величина - Gвхг1 (расход греющего пара на ПСВО).

В качестве примера приведем параметры системы теплофикации ПТУ К-1000-60/1500-2.

Тепловая мощность - 200 Гкал/ч.

Температура сетевой воды tсввх / tсввых = 70 / 150оС.

Расход греющей среды на ПСВП - 121,6 т/ч (р = 5,9 кГс/см2);

на ПСВО II ст. - 184,9 т/ч (р =3,0 кГс/см2);

на ПСВО I ст. - 52,1 т/ч (р = 0,81 кГс/см2).

Особенностью системы теплофикации одноконтурных ЯЭУ является то, что сетевая вода получает тепло через промежуточный контур. Принципиально расчет такой системы теплофикации остается таким же, однако в практической реализации он несколько сложнее.

6. Расчет параметров системы пара собственных нужд. Учет расхода пара на протечки

Количество пара, отбираемого на технологические нужды двухконтурных АЭС (расход пара на собственные нужды СН), определяется мощностью АЭС, особенностями принципа действия принятой в расчет ЯЭУ АЭС и АЭС в целом. Анализ данных различных двухконтурных блоков АЭС показывает, что в расчет ЯЭУ можно приближенно принять расход пара на собственные нужды примерно в 100...150 т/ч (27,..41,7 кг/с) для АЭС с электрической мощностью в 1000 МВт. Если мощность станции иная, то расход пара на собственные нужды можно принять пропорционально ее мощности. Как уже отмечалось (см. п. 7.4) возврат конденсата пара собственных нужд можно принять в следующем виде: одна треть конденсата с температурой около 130оС и давлением 0,8…1,0 МПа (горячие сливы) можно направить в деаэратор (СН1), а две трети (холодные сливы) в ГК с параметрами конденсата ГК (СН2).

Расход пара в протечках паропроводов и паровых устройств по опытным данным можно принять Gпрот = (0,003…0,005) Gт, где Gт - расход пара на турбину (на вход в ЦВД).

Потери пара с протечками обычно относят к свежему пару, возврат потерь - в главный конденсатор с параметрами конденсата.

Такой подход несколько занижает расчетные показатели экономичности установки, но весьма незначительно.

Для одноконтурной ЯЭУ пар на собственные нужды обычно делят на две составляющие:

а) условно чистый пар ("чистый пар"), которым обеспечиваются концевые уплотнения турбины, эжекторные установки (если для них принята рабочая среда - пар) и некоторые другие потребители машзала. Этот пар генерируется из воды рабочего контура, предварительно очищенной от радиоактивных примесей;

б) чистый пар, которым обеспечивается химический цех, горячее водоснабжение станции, пуско-резервная котельная и другие внешние по отношению к ЯЭУ потребители. Этот пар генерируется из воды, поступающей от внешних источников и поэтому полностью свободной от радиоактивных примесей.

В расчет можно принять, что примерно две трети от потребностей в паре собственных нужд составляет условно чистый пар и одну треть - чистый пар.

Список литературы

1. Инструкция о порядке допуска в эксплуатацию новых и реконструированных энергоустановок; Харьков, агентствоХарьков-новости - Москва, 2003. - 915 c.

. Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Пособие для изучения и подготовки к проверке знаний; НЦ ЭНАС - Москва, 2005. - 310 c.

. Программа (типовая) комплексного обследования энергоустановок электростанций; СПб: Ювента, М.: Прогресс-Универс - Москва, 2003. - 370 c.

. Техническая термодинамика и теплотехника; Академия - Москва, 2008. - 272 c.

. Устройство, ремонт и обслуживание электрооборудования в сельскохозяйственном производстве; Академия - Москва, 2003. - 368 c.

. А. да Роза Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы; Интеллект, МЭИ - Москва, 2010. - 704 c.

. Афанасьев В.В., Кидин Н.И. Диагностика и управление устойчивостью горения в камерах сгорания энергетических установок; Capital Books - Москва, 2008. - 176 c.

. Беликов С. Е., Котлер В. Р. Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы; Аква-Терм - Москва, 2008. - 212 c.

. Богославчик П. М., Круглов Г. Г. Гидротехнические сооружения ТЭС и АЭС; Вышэйшая школа - Москва, 2010. - 272 c.

. Быстрицкий Г. Ф. Основы энергетики; КноРус - Москва, 2011. - 352 c.

. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Севостьянов А. А. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике; Академия - Москва, 2010. - 224 c.

. Виссарионов В. И., Дерюгина Г. В., Кузнецова В. А., Малинин Н. К. Солнечная энергетика; МЭИ - Москва, 2011. - 276 c.

. Гуляев В. А., Вороненко Б. А., Корнюшко Л. М., Пеленко В. В., Щеренко А. П. Теплотехника; Издательство "РАПП" - Москва, 2009. - 348 c.

. Жернаков А.П., Алексеев В. В., Лимитовский А. М., Меркулов М. В., Шевырев Ю.В., Косьянов В. А., Ивченко И. А. Экономия топливно-энергетических ресурсов при проведении геологоразведочных работ; ИнФолио - Москва, 2011. - 352 c.

. Зайцев С. А., Толстов А. Н., Грибанов Д. Д., Меркулов Р. В. Метрология, стандартизация и сертификация в энергетике; Академия - Москва, 2009. - 224 c.

. Игнатов П.А., Верчеба А. А. Радиогеоэкология и проблемы радиационной безопасности; ИнФолио - Москва, 2010. - 256 c.

. Кудинов В.А., Карташов Э. М., Стефанюк Е. В. Техническая термодинамика и теплопередача; Юрайт - Москва, 2011. - 560 c.

. Макеев Г.Н., Манухин С. Б., Нелидов И. К. Электрические схемы типовых лифтов с релейно-контакторными НКУ; Академия - Москва, 2010. - 223 c.

. Меркулов М.В., Косьянов В. А. Теплотехника и теплоснабжение геологоразведочных работ; ИнФолио - Москва, 2009. - 272 c.

. Панкратов Г.П. Сборник задач по теплотехнике; Либроком - Москва, 2009. - 252 c.

. Свидерская О.В. Основы энергосбережения; ТетраСистемс - Москва, 2009. - 176 c.