НИУ (МЭИ)

Кафедра атомных электростанций

Курсовой проект по дисциплине

«Атомные электрические станции»

Студент: Чан Тхи Фуонг Тхао

Группа: ТФ-11-07

Руководитель проекта: Зорин В.М.

Москва 2012г.

Аннотация

Настоящая расчетно-пояснительная записка к курсовой работе «Атомные электрические станции» содержит два раздела. В первом разделе расчет тепловой схемы АЭС с БН-800. Во втором разделе приводится описание вспомогательных технологических систем нормальной эксплуатации и систем безопасности.

Содержание.

Список используемых сокращений……………………………………………..	4
Введение………………………………………………………………………….	5
Расчет тепловой схемы энергоблока……..……………………………	8
Цель и основные этапы расчета тепловой схемы …………………….	8
Исходнные данные………………………………………………………..	9 8
Определение давления конденсации пара в конденсаторе……….........	9
Описание расчетной схемы……………………………………………….	10
Построение h,s-диаграммы процесса расширения пара в турбине……	11
Первое приближенное определение давлений в отборах………………	15
Уточнение давлений в отборах…………………………………………..	17
Напоры насосов конденсатно-питательного тракта, повышение энтальпии в насосах………………………………………………………	21
Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы……………….	23
Расчет сетевых подогревателей…………………………………………..	26
Определение расходов рабочего тела в элементах оборудования……..	28
Расчет мощности и показателей экономичности турбоустановк………	34
Выводы по расчету тепловой схемы ПТУ АЭС…………………………	36
Вспомогательные технологические системы нормальной эксплуатации и системы безопасности ………………	37
Системы очистки натриевого теплоносителя……………………………	38
Система приемки натриевого теплоносителя…………………………….	42
Система инертного газа…………………………………………………..	43
Система защиты парогенераторов………………………………………...	45
Система аварийной защиты реактора (САЗ)…………………………….	48
Система аварийного расхолаживания (САР)……………………………	50
Локализующие системы безопасности…………………………………..	51
Список используемой литературы……………………………………..	53

Список используемых сокращений

АЗ аварийная защита;

АЭС атомная электростанция;

БАЭС Белоярская атомная электростанция;

БН реактор быстрый натриевый;

БОУ блочная обессоливающая установка;

ГЦН главный циркуляционный насос;

К конденсатор;

КИУМ коэффициент использования установленной мощности;

КН конденсатный насос;

КПД коэффициент полезного действия;

ЛПН ловушка паров натрия;

МРУ мембранно-разрывное устройство;

ОД охладитель дренажа;

ОЭ основной эжектор;

ПВД подогреватель высокого давления;

ПГ парогенератор;

ПН питательный насос;

ПНД подогреватель низкого давления;

ПП пароперегреватель;

ПТО промежуточный теплообменник;

ПТУ паротурбинная установка

РУ реакторная установка;

САЗ-ПГ система аварийной защиты парогенератора;

САР система аварийного расхолаживания

СУЗ система управления защитой;

ТВС тепловыделяющая сборка;

ТВЭЛ тепловыделяющий элемент;

ХФЛ холодная фильтр-ловушка;

ЦВД цилиндр высокого давления;

ЦВСД цилиндр высокого среднего давления;

ЦНД цилиндр низкого давления;

ЭМН электромасляный насос;

Введение

Энергоблоки с реактором на быстрых нейтронах мощностью 800 МВт будут сооружаться на БАЭС и на других АЭС, что позволит в значительной степени улучшить обеспечение энергетики ядерным топливом.

Роль БН-800 в развитии технологии быстрых реакторов:

• Дальнейшая обработка вопросов повышения безопасности.

•Демонстрация возможности повышения конкурентоспособности технологии.

• Отработка элементов замкнутого топливного цикла для перспективной ядерной энергетики и технологической поддержки нераспространения.

• Эффективная реализация программы утилизации оружейного плутония с применением перспективной ядерной технологии, территориально локальной, существенно уменьша­ющей риск, связанный с переходом действующих реакторных установок на новое для них МОХ-топливо.

• Решение энергетических проблем региона.

В проекте энергоблока БН-800 Белоярской АЭС использованы основные научно-технические и конструктивные решения эксплуатирующегося энергоблока БН-600, подтвержденные его более чем 20-летней эксплуатацией и хорошими эксплуатационными характеристиками (КУИМ 80% при КПД-42%).

Энергоблок с реактором БН-800 предназначен в основном для выработки электроэнергии и производства тепла. Режим работы энергоблока в энергосистеме — базисный.

Характеристики и физические особенности реактора БН-800 определяют многоцелевой ха­рактер его использования, а именно как:

• энергетического источника электроэнергии и тепла;

• потребителя, а при необходимости и наработчика плутония;

•переработчика долгоживущих трансурановых элементов, накапливающихся в отработавшем ядерном топливе реакторов всех типов;

• наработчика изотопной продукции.

Такие комплексные свойства не могут быть обеспечены в реакторных установках других типов. Оборудование реактора и систем, связанных с обращением со сборками, содержащими изото­пы и трансурановые элементы, спроектировано исходя из условия реализации указанных функций.

Энергоблок состоит из реакторной установки на быстрых нейтронах с натриевым теплоноси­телем и одной турбоустановки.

Особенностью реакторной установки типа БН является интегральная компоновка первого кон­тура, когда основное оборудование и активный теплоноситель первого контура сосредоточены в баке реактора.

В данной работе проектируется тепловая схема энергоблока с реактором БН-800 — трехконтурная.

Первый контур включает три петли, каждая из которых имеет главный циркуляционный насос (ГЦН-1), управляемый обратный клапан и два промежуточных теплообменника (ПТО).

Второй контур (промежуточный) также включает три петли, каждая из которых состоит из двух ПТО, модульного парогенератора (ПГ), буферной емкости, ГЦН-2 и трубопроводов. Теплоносителем в промежуточном втором контуре является натрий.

Третий контур (паро-водяной) состоит из трёх секций модульного ПГ и одного турбоагрегата.

ГЦН-1 каждой петли подает натрий в напорную камеру реактора и далее в тепловыделяющие сборки (ТВС) активной зоны и зоны воспроизводства, а также на охлаждение корпуса реактора, ней­тронной защиты и внутрибаковой биологической защиты. Натрий, нагретый в активной зоне реакто­ра до температуры 550 °С, поступает в ПТО каждой петли, где передает тепло натрию второго конту­ра, и возвращается на вход ГЦН-1. Натрий второго контура, нагретый в ПТО данной петли до темпера­туры 505 °С, поступает в модульный ПГ, где генерирует и перегревает пар.

Сепарация и промежуточный перегрев пара, отработавшего в цилиндре высокого давления турбины, осуществляется в СПП.

Для исключения попадания радиоактивного натрия первого контура во второй контур давле­ния натрия второго контура принято выше давления натрия первого контура.

Поддержание разности давлений в контурах как за счет создания соответствующего давления в газовых полостях контуров, так и за счет компоновки оборудования.

1. Расчет тепловой схемы энергоблока.

   1. Цель и основные этапы расчета тепловой схемы.

2. Целью расчета тепловой схемы АЭС является определение показателей тепловой экономичности, а так же термодинамических параметров и значений расходов рабочего тела через все элементы схемы (отсеки турбины, теплообменники, насосы, эжекторы и т.д.), включая регенеративные и сетевые подогреватели.

3. Основные этапы расчета тепловой схемы :

4. 1)Составление расчетной схемы турбоустановки.

5. В схему включаются все элементы, в которых должны быть рассчитаны параметры и расходы рабочего тела, а также линии, по которым рабочее тело подается от элемента к элементу. При составлении расчетной схемы используются данные схемы стандартной турбоустановки, близкой по своим параметрам к рассчитываемой.

6. 2)Построение h-s-диаграммы процесса.

7. 3)Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы, мощности турбины и основных показателей тепловой экономичности. Расчет выполняется в следующей последовательности:

8. а) составляется материальный баланс рабочего тела турбоустановки в целом, на основе которого по заданным значениям расхода пара на турбину D₀, подводимых или отводимых от турбоустановки, определяется расход питательной воды D_ПВ;

9. б) определяются параметры пара и воды в расчетных точках, необходимые для составления уравнений теплового баланса элементов схемы;

10. в)определяются необходимые напоры насосов конденсатного и питательного тракта, давление питательной воды и основного конденсата в точках схемы, подлежащих расчету, повышение энтальпии в насосах.

11. г) составляется система из уравнений материального и теплового балансов, определяются величины потоков пара и воды, проверяется правильность вычислений.

12. д) определяется мощность установки, показатели тепловой экономичности установки и станции в целом.

    1. Исходнные данные

13. 1)Реактор БН-800;

14. 2) Давление пара перед турбоустановкой P₀=12.75 МПа;

15. 3)Температура пара перед турбоустановкой t₀=485 ^oC;

16. 4) Расход пара на турбину D₀=910 кг/с;

17. 5) Давление в деаэраторе Р_Д=1.18 МПа;

18. 6) Тепловая мощность,отдаваемая в теплосеть Q_ТУ=80 МВт;

19. 7) Температуры сетевой воды t_с.в.=160 ^oC, t_о.в.=60 ^oC ;

20. 8) Характеристики окружающей среды t_прир.в.=10^oC.

    1. Определение давления конденсации пара в конденсаторе.

21. Назначение конденсатной установки (КУ) –конденсация отработавшего в турбине пара и возврат конденсата в цикл станции. Основной элемент оборудования КУ- конденсатор.

22. В результате конденсации пара охлаждающая вода нагревается на Δt_В от t_ОХ1 до t_ОХ2 . Превышение температуры конденсации над температурой охлаждающей воды на выходе Δt_ОХ2 в конденсаторах поверхностного типа определяется минимальным значением температурного напора t_К .

23. Определим температуру конденсации пара по формуле (12.5) [2]:

24. t_К = t_ОХ1 + Δt_В + t_К

25. Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор определяется по формуле (11.4) [2]: t_ОХ1=

26. Здесь –теоретический предел охлаждения,- относительный предел охлаждения=5...10^оС. Значения может быть принято равным температуре природной воды в предполагаемом районе строительства АЭС. Примем :=10 ^оС и =6 ^оС тогда t_ОХ1=16 ^оС.

27. Нагрев воды Δt_в зависит от кратности охлаждения m. Для градирен m = 40-60, примем m=60. Тогда подогрев воды в конденсаторе определиться по формуле (12.4) [2]: Δt_В =523/m 9^оС

28. При уменьшении минимального температурного напора также возрастает тепловая экономичность ПТУ, но возрастает теплообменная поверхность конденсатора и его стоимость. Рекомендуемые в настоящее время значения t_К =3…6 ^оС , примем t_К =3 ^оС .

29. t_К =16+9+3=28 ^оС.

30. Откуда P_к=3,8 кПа. Определим температуру воды после конденсатора:

31. t_ОХ2 = t_ОХ1 + Δt_В =16+9=25 ^оС.

33. t,⁰С

36. t_к =28⁰C

37. t= 3⁰C

38. 

46. t_ох=16⁰C

49. Q,кДж/кг

51. Рис.1.1 t,Q – диаграмма конденсатора.

    1. Описание расчетной схемы

52. Для данной ПТУс параметрами пара перед турбоустановкой р₀= 12.75 МПа, t₀=485 ^oC , конечное давление р_к=3,8 кПа проектируем турбину

53. К-800-12.8-3 с разделительным давлением 0.44 МПа и температурой пара после СПП 250 °С. Частота враще­ния n=50 1/с.

54. Конструкция турбины - четы­рехцилиндровая. Парораспределение — дрос­сельное. В первом цилиндре ЦВСД совмещены части высокого и среднего давления с подво­дом пара в середину цилиндра и противоно ложным

55. направлением потоков. Ротор первого цилиндра — цельнокованый, на нем располо­жены рабочие лопатки 11 ступеней с облопачиванием активного типа.

56. После первого цилиндра осуществляется внешняя сепарация и промежуточный перегрев. В отличие от турбин на­сыщенного пара использование свежего пара для промежуточного перегрева не только не необходимо, но и экономически нецелесообраз­но из-за его высокой энтальпии. В связи с этим для промперегрева используется пар после ЧВД при давлении 6 МПа. Цилиндры низкого давления повторяют ЦНД турбины К-1000-5.9/3 ЛМЗ.

57. Турбина К-800-12.8-3 имеет 8 регенеративных отборов ( 2 отбора для ПВД, 1 отбор для деаэратора, 5 отборов для ПНД ).Отборы пара из турбины пронумерованы римскими цифрами по ходу пара в турбине. Все подогреватели системы регенерации пронумерованы арабскими цифрами напротив хода нагреваемой воды (от П1 до П8).

58. Расчетная схема приведена на рис. 1.2.

    1. Построение h,s-диаграммы процесса расширения пара в турбине.

59. По начальным параметрам пара (P₀ = 12.75 МПа, t₀=485 ^oC) находится точка О, соответствующая состоянию пара перед паровпускными клапанами ЦВСД турбины: h₀ = 3298.71 кДж/кг ,S₀ = 6.39821 кДж/(кг  К).

60. Принимается потеря давления в паровпускных клапанах равной 3% давления свежего пара [6]. Тогда давление пара перед первой ступенью ЦВСД:

61. = 0,97P₀ =12.37 МПа. Значения параметров в точке О: =3298.71кДж/кг, = 483.1 ^оС, = 6.4107 кДж/(кг  К). Процессу дросселирования в паровпус-кных клапанах соответствует отрезок ОО.

62. Строится адиабатный (изоэнтропийный) процесс расширения пара в ЦВCД от до разделительного P_ЦВCД (отрезок ОА). Значения параметров в точке А: =2552.09 кДж/кг, =6.4107 кДж/(кг  К), = 147.081 ^оС, =0.91.

63. Энтальпия пара в конце действительного (с учетом потерь энергии в проточной части) процесса расширения пара в ЦВД можно определить по формуле (4) [6]: =h₀ – (h₀ –),

64. 

65. где – внутренний относительный КПД проточной части ЦВCД турбины [4]: =

66. -коэффициент, учитывающий потери от влажности [4] : где а_вл=0,72 (есть в наличии отборы) – коэффициент, определяющий степень влияния влаги [1]; =0 и =1-влажность пара в начале и в конце расширения;(=2793.6 кДж/кг - энтальпия точки пересечения линий ОА и насыщенной ); .

67. ; см. стр. 11[4]);

68. Значения параметров в точке А: = 2634.2кДж/кг, = 0.44 МПа, = 6.6061 кДж/(кг  К), =147.08 ^оС, =0.94.

69. Линия ОA соответствует действительному процессу расширения пара в ЦВСД.

70. Состоянию пара на выходе из СПП соответствует точка B. Параметры пара после СПП: P_В= Р_РАЗД  (1-Р_РЕС) = 0.418 МПа (принимаем Р_РЕС= 0,05– относительное гидравлическое сопротивление СПП, отсеченного клапана и ресивера , [6] ) ; h_В = 2963.64кДж/кг, S_В= 7.3584 кДж/(кг  К),t_B= 250 ^оС.

71. Аналогично производится построение действительного процесса расширения пара в ЦНД (отрезок ВЕ). Значение давления после последней ступени турбины может быть принято равным давлению в конденсаторе P_К=3.8 кПа .

72. Строится адиабатный (изоэнтропийный) процесс расширения пара в ЦНД от P_B до давления в конденсаторе P_К (отрезок ВЕ). Находится энтальпия отработавшего пара при изоэнтропном расширении в ЦНД (= 2210.7 кДж/кг), при этом энтальпия пара в конце действительного процесса расширения (на выходе из последней ступени точка Е) :

73. = h_B – (h_B –) ,

74. = 

75. =0 и =1-;(=2675 кДж/кг - энтальпия точки пересечения линийBE и насыщенной ); .

76. ; см. стр. 11[4]);

77. Значения параметров в точке E: = 2328.9 кДж/кг, = 0.0038 МПа, = 7.75107 кДж/(кг  К), =28.078 ^оС, = 0.9083.

78. Cогласно стр. 12 [4] потерь с выходной скоростью кДж/кг, принемкДж/кг, параметры пара с учетом влияния потерь с выходной скоростью : = 2368.9 кДж/кг, = 0.0038 МПа, = 7.88386 кДж/(кг  К), =28.078 ^оС, = 0.92.

79. На рис. 1.3 представлена h,s-диаграмма процесса расширения пара для данной турбоустановки.

80. 

81. Рис. 1.3. h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине

    1. Первое приближенное определение давлений в отборах

82. Система регенерации подогрева питательной воды –это совокупность оборудования со связями между ними, основное значение которой –подогрев воды за счет теплоты конденсации пара, частично отработавшего в турбине, и подача подогретой воды в паропроизводительную установку.

83. Суммарное число ступеней регенеративного подогрева n=8, включая число подогревателей высокого n_ПВД=2 и низкого n_ПНД=5 давлений. ПВД -поверхностного типа, ПНД 7 и 8–смешивающего типа. В системе регенерации присутствует деаэратор, давление в нем берется из исходных данных и равно Р_Д=1.18 МПа.

84. Температура t_вх.в8 и давление P_вх.в8 основного конденсата после конденсационной установки на входе в систему регенерации теплоты рассчитываются следующим образом :

85. t _{вх. в8}= t_К+ Δt_КН + Δt_ТО;

86. Температура на входе в систему регенерации (на выходе из КУ – t _{вх. в8}) больше температуры конденсата t_К , забираемого из конденсатора, на величину его подогрева в конденсаторном насосе Δt_к.н и в теплообменном оборудовании, входящем в состав КУ, Δt_ТО. Подогрев в конденсаторах пара пароструйных эжекторов, основного и уплотнений, как правило, невелик принимаем Δt_ТО=2 ^оС; подогрев в насосах принимается Δt_КН =1^оС. Тогда температура воды на входе в систему регенерации будет равна : t _{вх. в8}= 28 + 1 + 2=31 ^оС.

87. Значение температуры питательной воды может быть принято в соответствии с формулой (5.8) [1]:

88. 

89. где =31^оС – температура на входе в ступень регенеративного подогрева с самым низким давлением; =329.348 ^оС –температура насыщения в ПГ;=0,75–0,85 –коэффициент, учитывающий снижение оптимальной по общей экономичности степени регенерации по сравнению с термодинамически оптимальной ( для АЭС =0,85) [1] ). Получим : ^оС .

90. Температура насыщения воды в деаэраторе при давлении Р_Д=1.18 МПа, равна t_Д =187.207 ^оС. При нормальном режиме работы подогрев воды в деаэраторе составляет t_Д =14–16 ^оС( по §5.6 [1]), примем подогрев равным t_Д =15 ^оС. Температура на выходе из подогревателя П4: t_в4 =t_Д –t_Д =172.207 ^оС.

91. Принимаем равномерное распределение подогревов в подогревателях ПНД: Δt_ПНД = (t_в4 - t _{вх. в8})/5=28.24 ^оС.

92. Принем подогрев воды в ПН: t_ПН =4 ^оС. Температура на входе в подогревателя П2: t_вх.в2 =t_Д +t_ПН =191.207 ^оС. Определим распределение подогревов в ПВД : Δt_ПВД = (t_П.В. - t_вх.в2)/2=32.6 ^оС.

93. Минимальный температурный напор в подогревателях в первом приближении можно принимать следующие значения t_П:

94. – для ПНД из аустенитной нержавеющей стали t_П = 2,5 - 4 °С (меньшие цифры относятся к подогревателям с меньшим давлением) [1];

95. – для ПВД из углеродистой стали t_П =4–6 °С [1].

96. ΔР_{отб_i} –относительная величина потери давления в паропроводе от турбины до подогревателя : ΔР_{отб_i} =(11-r)/100 (по формуле (15) [6] ), где r-номер подогревателя по ходу воды, включая деаэратор .

97. Давление в третьем отборе, который идет на деаэратор:

98. Р_{отб 3} ≥( Р_Д+р_Д) (по формуле (13) [6] ) ,

99. где р_Д=0,1 МПа –падение давления в паропроводе отборного пара на деаэратор с учетом сопротивления клапана- регулятора давления; - коэффициент запаса. Принем=1.2 т.е считаем, что Р_Д будет постоянным при изменение нагрузки ТГ от 80% до 100% [6].

104. Таблица 1. Первое приближенное определение давлений в отборах

     Параметры	П1	П2	П3 (Д)	П4	П5	П6	П7	П8
     ,°С	7	6	-	4	6	2	0	0
     ,°С	263.4	229.8	187.2	176.2	149.9	117.7	87.4	59.2
     ,МПа	4.958	2.787	1.18	0.918	0.475	0.184	0.063	0.019
     	0.03	0.04	0.05	0.06	0.07	0.08	0.09	0.1
     ,МПа	5.107	2.898	1.487	0.973	0.509	0.199	0.069	0.021

105. 1. Уточнение давлений в отборах

106. Порядок уточнения положений точек отбора может быть следующим:

1. По точкам пересечения построенных изотроп с изобарами находятся располагаемые теплоперепады для каждого отсека турбины ( группы ступеней между отборами), где верхний индекс означает первое приближение.

2. Распологаемый теплоперепад какого-либо цилиндра дожен быть распределен по ступеням,для чего необходимо знать число ступеней в каждом отсеке.

162. Оценку числа ступеней в отсеке можно производить,ориентируясь на теплоперепады в ступенях спроектированных и эксплуатируемых турбин (см. стр. 212 [1] ).

163. Зная число ступеней в отсеке и ,находят теплоперепады для каждой ступени.

3. Полученные значения наносят на график в зависимости от номера ступени по ходу пара в турбине и строят осредняющую плавную кривую так,чтобы сумма распологаемых теплоперепадов ступеней какого-либо цилиндра турбины равнялась распологаемому теплоперепаду этого цилиндра, полученному ранее.

164. При значительных отклонениях нанесенных на график точек от осредняющей кривой необходимо призвести коррекцию результатов : по значениям ,соответствующим плавной кривой,находяти далеепоh-s диаграмме.

165. График распределения распологаемых теплоперепадов по ступеням турбины приведен на рис. 1.3.

166. Таблица 2. Первое приближенное определение располагаемых теплоперепадов для каждого отсека турбины

     Пара-метр	П1	П2	П3 (Д)	П4	П5	П6	П7	П8	Приме- чание
     , МПа	5.107	2.898	1.487	0.973	0.509	0.199	0.069	0.021	Из табл.1
     , кДж/кг	3049.42	2913.63	2774.02	2693.1	2552.09	2802.05	2614.42	2434.19	Опр. поиS0
     , кДж/кг	41.88	135.79	139.61	80.92	141.01	161.59	187.63	180.23

167. Таблица 3. Уточненные значения давлений в отборах

     Параметр	ЦВСД
     № ступени	1	2	3	4	5		6		7	8		9		10		11
     , кДж/кг	51.5	51.75	52	52.16	77		77		77	77		77		77		77.21
     , кДж/кг	207.41					77		154			77		77		154.21
     , кДж/кг				3091.3	3014.3				2860.3	2783.3		2706.3				2552.09
     , МПа				6	4.44073				2.27202	1.55875		1.04442				0.44
     ,МПа				5.82	4.311388				2.184635	1.18		0.985302				0.41121
     ,°С				273.606	254.842				216.894	187.207		179.243				144.612
     № отбора				ПП	1				2	Д(3)		4				5
     ,°С				23.606	7				6	0		4				6
     t воды,°С				250	247.842				210.894	187.207		175.243				138.612
     Подогрев, °С				102.919	36.948				23.687	11.964		36.631				39.602

168. Таблица 3. Уточненные значения давлений в отборах (продл.)

     Параметр	ЦНД
     № ступени	12	13	14	15	16
     , кДж/кг	132	135	140	150	195.94
     , кДж/кг	267		140	150
     , кДж/кг		2696.64	2556.64	2406.64
     , МПа		0.11354	0.048288	0.017409
     ,МПа		0.10513	0.0443	0.015826
     ,°С		101.01	78.3313	55.0856
     № отбора		6	7	8
     ,°С		2	0	0
     t воды,°С		99.01	78.3313	55.0856
     Подогрев, °С		20.6787	23.2457	24.0856

170. 

171. Рис. 1.4. Распределение распологаемых теплоперепадов по ступеням турбины

173. Нанесем полученные уточнные значения давления на h-S диаграмму, предварительно рассчитав:

174. 1)параметры отборов (идеальные)

175. 2)положение действительных отборов,используя формулу вида :

176. 

177. где : -действительная энтальпия отбора;-энтальпия отбора, соответствующая идеальному адиабатному процессу;-энтальпия начала процесса;-внутернний КПД ЦВСД или ЦНД.

178. Все расчитанные величины сведены для удобства в таблицу 4.

179. Таблица 4.Параметры пара в точках отборов

     Точка	Р	H	S	Точка	Р	H	S	T	X
     O	12.75	3298.71	6.39821
     O`	12.37	3298.71	6.41069	O`	12.37	3298.71	6.41069	483.096
     П`	6	3091.3	6.41069	П	6	3114.115	6.4461	375.498
     1`	4.44073	3014.3	6.41069	1	4.44073	3045.5851	6.46258	335.671
     2`	2.27202	2860.3	6.41069	2	2.27202	2908.5251	6.50332	256.512
     3`	1.55875	2783.3	6.41069	3	1.55875	2839.9951	6.52872	217.321
     4`	1.04442	2706.3	6.41069	4	1.04442	2771.4651	6.55393	181.783	0.99637
     A`	0.44	2552.09	6.41069	5=A	0.44	2634.2182	6.60612	147.081	0.94905
     				B	0.418	2963.64	7.35841	250
     6`	0.11354	2696.64	7.35841	6	0.11354	2738.5821	7.46479	131.54
     7`	0.04829	2556.64	7.35841	7	0.04829	2620.5741	7.53921	80.4514	0.98995
     8`	0.01741	2406.64	7.35841	8	0.01741	2494.1371	7.62336	57.0902	0.95364
     E`	0.0038	2210.7	7.35841	E	0.0038	2328.9766	7.75107	28.0778	0.90834
     				K	0.0038	2368.9766	7.88386	28.0778	0.92477

180. 1. Напоры насосов конденсатно-питательного тракта, повышение энтальпии в насосах.

181. Этот этап позволяет определить, пока отсутствуют характеристики планируемого к установке оборудования, такие параметры, как давления насосов, подогревы воды в них, а также давления основного конденсата и питательной воды после каждого подогревателя в системе регенерации.

182. Питательный насос (ПН).

183. 1) Напор питательного насоса [6]:

184. P_ПН = P₀ – P_Д + P_ПАР + P_ПГ + P_ТР + P_РКП +P_ПВД +P_Г ,

185. где P₀ = 12.75 МПа; P_Д = 1.18 МПа; P_ПАР = 0.05  P₀ = 0.6375 МПа – гидравлическое сопротивление паропроводов; P_ПГ = 0.3 МПа – сопротивление парогенератора; P_ТР = 0.3 МПа – сопротивление питательного трубопровода; P_РКП = 1МПа – сопротивление регулирующего клапана; P_ПВД = 0.4 МПа – сопротивление групп ПВД; P_Г =0.2 МПа - геодезический подпор.

186. Получим : P_ПН = 14.4 МПа

187. 2) Повышение энтальпии в питательном насосе [6]:

188. h_ПН =P_ПН _ПН 10³ /_ПН ,

189. где _ПН = 1.11510^-3 м³/кг – удельный объем перекачиваемой воды; _ПН = 0,82 [6] – КПД питательного насоса.

190. Получим : h_ПН = 19.327 кДж/кг.

191. Конденсатный насос первого подъема (КН1).

192. 1) Напор конденсатного насоса [6]:

193. P_КН1 = P_{ВС_ КН2}­ ­– P_К +P_ОЭ +P_ОГ + P_БОУ + P_ТР +P_РКУ­ ,

194. где P_{ВС_КН2}­=0.2 МПа – давление на всасе насоса второго подъема, исключающее кавитацию [6]; P_К=0.0038 МПа- давление в конденсаторе; P_ОЭ=0.05 МПа – сопротивление охладителей эжекторов; P_ОГ = 0.1 - гидравлическое сопротивление охладителя генератора; P_БОУ=0.5 МПа – сопротивление БОУ; P_ТР=0.1 МПа – сопротивление трубопроводов; P_РКУ =0.2 МПа – сопротивление регулирующего клапана уровня.

195. Получим : P_КН1=1.046 МПа

196. 2) Повышение энтальпии в конденсатном насосе первого подъема :

197. h_КН1 =P_КН1 _КН1 10³ / _КНI ,

198. где _КН1 = 110^-3 м³/кг – удельный объем перекачиваемой воды; _КН1 =0,76 – КПД конденсатного насоса первого подъема [6].

199. Получим : h_КН1 = 1.377 кДж/кг.

200. Конденсатный насос второго подъема (КН2).

201. 1)Напор конденсатного насоса [6].

202. P_КН2 = P_Д+P_ПНД + P_ТР +P_РКУ­ +P_Г­ – P_{ВС_КН2}­ ,

203. где  P_ПНД=0.3 МПа – сопротивление группы ПНД; P_ТР = 0.2 МПа – сопротивление трубопроводов; P_РКУ =0.2 МПа – сопротивление регулирующего клапана уровня; P_Д = 1.18 МПа – давление в деаэраторе; P_{ВС_КН2}­ = 0.2 МПа – давление на всасе насоса второго подъема; P_Г­=0.2 – геодезический подпор.

204. Получим : P_КН2=1.88 МПа

205. 2) Повышение энтальпии в конденсатном насосе второго подъема :

206. h_КН2 =P_КН2 _КН2 10³ /_КН2 ,

207. где _КН2 = 1,1110^-3 м³/кг – удельный объем перекачиваемой воды; _КНI2 =0,78– КПД конденсатного насоса второго подъема.

208. Получим : h_КН2 = 2.675 кДж/кг.

209. Дренажный насос (ДН):

210. 1)Напор дренажного насоса.

211. P_выхП5= P_КН2 + P_{ВС_КН2}­ - P_РКУ-2/3P_ПНД =­1.58 МПа

212. P_ДН= P_выхП5-Р_П5=1.17 МПа

213. где P_выхП5-давление конденсата на выходе из ПНД 5; Р_П5=0.4112 МПа -давление в ПНД 5.

214. 2) Повышение энтальпии в дренажном насосе.

215. h_ДН =P_ДН_ДН 10³ /_ДН

216. где _ДН=0.001 м³/кг; _ДН=0.76. Получим : h_ДН=1.54 кДж/кг;

     1. Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы

217. Значения параметров рабочего тела, необходимые для составления уравнений теплового баланса элементов схемы сведены в таблицу 5. В горизонтальных строках таблицы приведены основные параметры, а в вертикальных столбцах, в последовательности номеров отборов, даны условные обозначения элементов схемы. Данные в строках 1,2,3,4 – номера отборов, давления в отборах, энтальпии и давления насыщения в подогревателях. В строку 5 вносятся температуры насыщения, отвечающие давлениям в подогревателях.

218. Недогрев (строка 10) принимается в зависимости от материалов, из которых изготовляется теплообменная поверхность подогревателя. Температура нагреваемого конденсата на выходе из подогревателя определяется по температуре насыщения t_I в подогревателе и принятому недогреву (t^К_i = t_i – t_i) и заносится в строку 11.

219. Температура конденсата греющего пара t_ДРi для подогревателей без охладителей дренажа равна температуре насыщения при соответствующем давлении t_ДРi = t_i(P_i). Температуры t_ДРi вносятся в строку 7. Энтальпия дренажа определяется как f (P_i, t_ДРi).

220. Давления воды за подогревателями (строка 9) находится по напору питательного и конденсатных насосов с учетом гидравлических потерь по водяной стороне подогревателей в процессе расчета. Энтальпия нагреваемого конденсата (строка 12) находится как f(t^К_i,P^К_i).

221. № строки	Параметры среды	К	П8	П7	П6	П5	С	П4	Д(П3)	П2	П1	ПП
     1	Номер отбора	К	8	7	6	5	5	4	3	2	1	0
     Греющий пар
     2	Давление в отборе, МПа	---	0.017	0.048	0.114	0.44	0.44	1.044	1.559	2.272	4.447	6
     3	Энтальпия, кДж/кг	2369	2494.1	2620.6	2738.6	2634.2	2634.2	2771.5	2840	2908.5	3045.6	3114.1
     4	Давление в подогревателе, МПа	0.0038	0.016	0.044	0.105	0.411	0.411	0.985	1.18	2.185	4.311	5.82
     5	Температура насыщения в подогревателе, °С	28	55.1	78.3	101	144.6	144.6	179.2	187.2	216.9	254.8	273.6
     Дренаж греющего пара
     6	Недогрев, °С	---	---	---	---	---	---	---	---	12	14	---
     7	Температура, °С	28	---	---	101	144.6	144.6	179.2	---	204.9	240.8	273.6
     8	Энтальпия, кДж/кг	117.7	---	---	423.4	609	609	759.8	---	868.7	966.8	1203.5
     Обогреваемая среда на выходе
     9	Давление, МПа	---	0.016	0.044	1.98	1.83	---	1.68	1.18	14.338	14.088	0.427
     10	Недогрев, °С	---	0	0	2	6	---	4	---	6	7	23.6
     11	Температура, °С	---	55.1	78.3	99	138.6	---	175.2	187.2	210.9	247.8	250
     12	Энтальпия, °С	---	230.6	327.9	416.3	584.2	2721.2	724.6	795.6	906.3	1075.8	2963.6

     Таблица 5. Параметры рабочего тела в элементах расчетной схемы паротурбинной установки К-800-12.8-3

222. 1. Расчет сетевых подогревателей

223. В рассчитываемой схеме предусмотрена теплофикационная установка (ТУ) для отпуска теплоты внешним потребителям. В ней последовательно установлены 3 сетевых подогревателя. Температурный график сетевой воды принят 60160⁰С (60⁰Стемпература воды, возвращаемой в ТУ; 160⁰Стемпература воды, направляемой в теплосеть). Значение подогрева воды в каждом сетевом подогревателе определено параметрами соответствующего отбора турбины и минимальным температурным напором (недогревом) в подогревателе (см. табл. 6).

224. Таблица 6. Параметры среды в подогревателях теплосети

     № строки	Параметры среды	Т1	Т2	Т3
     1	номер отбора	6	5	4
     Греющий пар
     2	Давление в отборе, МПа	0.11354	0.44	1.04442
     3	Энтальпия, кДж/кг	2738.58	2634.22	2771.47
     4	Давление в подогревателе, МПа	0.10446	0.4092	0.98175
     5	Температура насыщения в подогревателе, °С	100.829	144.434	179.087
     Дренаж греющего пара
     6	Недогрев, °С
     7	Температура, °С	100.829	144.434	179.087
     8	Энтальпия, кДж/кг	422.599	608.258	759.157
     Обогреваемая среда на выходе
     9	Давление, МПа	1.2	1.1	1
     10	Недогрев, °С	6	5	19.087
     11	Температура, °С	94.829	139.434	160
     12	Энтальпия, °С	398.15	587.255	675.797
     	Подогрев, °С	34.829	44.605	20.566

226. Количество теплоты, отдаваемое в теплосеть, равно Q_ТУ=80 МВт. Тогда расход сетевой воды G_Т определяется по формуле:

227. =188.9 кг/с

228. Здесь =675.8 кДж/кг энтальпия воды на выходе из последнего сетевого подогревателя (определяется при 1 МПа,160 ⁰С) и h_вхТ1=252.2 кДж/кг энтальпия воды на входе в первый сетевой подогреватель (определяется при 1.3 МПа, 60 ⁰С).

229. Примем коэффициенты, учитывающие потери теплоты, равными =0.998.

230. Для любого ( i-го ) сетевого подогревателя уравнение теплового баланса имеет вид : ,

231. где - энтальпия сетевой воды на выходе из i-го сетевого подогревателя;- расход греющего пара;- энтальпия греющего пара;- энтальпия дренажа i-го подогревателя.

232. 

233. Для подогревателя Т3:

234. 

235. Для подогревателя Т2:

236. 

239. Для подогревателя Т1:

240. 

241. Расходы греющих паров рассчитываем последовательно по подогревателям, учитывая каскадный слив дренажей .

242. Результат расчета : =9.89 кг/с ;=17.045 кг/с ;=8.327 кг/с.

243. Суммарный расход теплоты из отборов турбины на теплофикационную установку:

     1. Определение расходов рабочего тела в элементах оборудования.

244. В расчете принято, что потери рабочего тела во третем контуре отсутствуют. В этих условиях расход питательной воды равен расходу пара на турбину: D_ПВ = D_0.

245. Коэффициент, учитывающий тепловые потери, рассчитываемый по формуле: гдеr номер подогревателя по ходу нагреваемой воды, исключая деаэратор.

246. Согласно [ 10 ] примем расход пара из уплотнений ЦВД в ПВД 2 , расход пара из деаэратора на эжекторы и уплотнения, протечки пара через уплотнения ЦВД, а протечки пара через уплотнения штоков клапанов турбины.

247. Для решения системы уравнений баланса используется блок  given – Find пакета Mathcad. Функция Find ищет точное решение системы уравнений , записанных после слова given.

248. Составление и решение системы уравнений теплового и материального баланса для элементов тепловой схемы приведены ниже в табл. 7 и 8 соответственно.

     Таблица 7. Уравнения теплового и материального баланса для элементов тепловой схемы
     	Схема	Уравнения материального и теплового баланса
     ПВД 1
     ПВД 2
     ТП
     Д (П3)
     ПНД 4
     СМ
     ПНД 5
     ПНД 6
     ПНД 7
     ПНД 8
     С
     ПП

250. Таблица 8. Окончательные результаты расчета расходов пара

     Элемент	Расход, кг/с
     Отбор 0 ( в пром.перегрев)	=71.689
     Отбор 1	=66.535
     Отбор 2	в ПВД 2 : =31.569	38.008
     	в привод ПН : =6.439
     Отбор 3	15.064
     Отбор 4	в ПНД 4 : 55.738	64.065
     	в Т3 : 8.327
     Отбор 5	в ПНД 5 : 45.733	62.778
     	в Т2 : 17.045
     Отбор 6	в ПНД 6 : 22.259	32.149
     	в Т1 : 9.89
     Отбор 7	21.989
     Отбор 8	23.269
     Расход пара после ЦВСД	586.856
     Расход пара после СПП	562.58
     Расход пара в конденсатор	485.172

251. 1. Расчет мощности и показателей экономичности турбоустановки

252. Расчет внутренних мощностей отсеков турбины дан в табл.9. Суммируя их, получаем внутреннюю мощность турбины :

253. 

254. Расчетная мощность на клеммах генератора:

255. 

256. где КПД механический и генератора приняты по [6] исоответственно.

257. Гарантированная электрическая мощность:

258. 

259. Таблица 9. Внутренние мощности отсеков

     Расход пара через отсек ,кг/с	Теплоперепад отсека ,кДж/кг	Внутренняя мощность ,кВт
     Dотс1 = D0- = 908.18	h 0 - h отб0= 184.6	167645
     Dотс2= Dотс1-DПП = 836.491	h отб0 - h отб1=68.5	57324
     Dотс3= Dотс2 – D1= 769.956	h отб1 - h отб2= 137	105530
     Dотс4= Dотс3- D2= 731.947	h отб2 - h отб3	50160
     Dотс5= Dотс4- D3= 716.883	hотб3 - h отб4= 68.53	49128
     Dотс6= Dотс5- D4= 652.819	h отб4 - h отс5= 137.2	89597
     Dотс7= Dотс6- D5--= 563.035	h В - h отс6= 225.1	126715
     Dотс8= Dотс7- D6= 530.886	h отб6 - h отс7 = 118	62648
     Dотс9 = Dотс8- D7= 508.896	h отб7 - h отс8 = 126.4	64343
     Dотс 10 = Dотс9- D8= 485.627	h отб8 - hК= 125.2	60781
     	= 833 875 кВт

261. Расход электроэнергии на приводы насосов конденсатно-питательного тракта расчитываются по формуле (25) [6]. КПД электроприводов всех насосов приняты пр=0.86

262. Конденсатный насос первого подъема (КН-1):

263. 

264. Конденсатный насос второго подъема (КН-2):

265. 

266. Дренажный насос (ДН):

267. 

269. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки:

270. Питательный насос (ПН):

271. 

272. Показатели тепловой экономичности.

1. Расход теплоты на ПТУ для производства электроэнергии:

874. Q_Э=D₀ (h₀-h_ПВ) – Q_Т =2019.2 МВт

875. 2) Удельный расход теплоты брутто на производство электроэнергии.

876. q_Э= Q_Э/(N_Э+)=2.47 кВт/кВт

877. 3) Электрический КПД брутто.

878. =100N_Э+ N_ТП) / Q_Э=40.5 %

879. 3) Электрический КПД нетто.

880. =100 (N_Э-)/ Q_Э=39.4 %

881. 4) КПД АЭС.

882. 

883. где =0.999- оценивает потери тепла в реакторе;- потери тепла в трубопроводах первого, второго и третьего контуров соответственно;- потери тепла в промежуточном теплообменнике;- потери тепла в парогенераторе.

884. 

885. где – коэффициент, учитывающий собственные нужды [2].

     1. Выводы по расчету тепловой схемы пту аэс.

886. Основные характеристики ПТУ:

887. ; D₀=910 кг/с ; Q_P =2099.4 МВт

888. _0i^ЦВСД =89.1 % - относительный внутренний КПД ЦВСД.

889. _0i^ЦНД =84.3 % - относительный внутренний КПД ЦНД.

890. - электрическое КПД АЭС брутто

891. -электрический КПД АЭС нетто.

892. Данный КПД высок по сравнению с КПД АЭС с ВВЭР из-за использования пара более высоких параметров (перегретый пар).

904. 2.Спецвопрос : Описание вспомогательных технологических систем нормальной эксплуатации и систем безопасности.

906. Нормальная эксплуатация АЭС с БН-800 и безопасность в аварийных режимах обес­печивается рядом вспомогательных технологических систем.

907. Рассмотрим подробнее вспомогательные системы, необходимость которых обусловлена применением натриевого теплоиосителя. К ним относятся в первую очередь системы очистки теплоносителя первого и вто­рого контуров, система приемки и приготовления натрия. Затем для систем безопасности рассмотрим подробнее систему защиты парогенераторов, систему аварийной зашиты реактора, систему ^{аварийного расхолаживания.} Включение перечисленных систем в состав принципиальной схемы установки БН-800 показано на рис. 2.1.

908. 

909. Рис. 2.1.Технологическая схема АЭС с БН-800

910. 1-система очистки натрия первого контура; 2-ГЦН первого контура; 3-ПТО; 4-реактор; 5-ПГ; 6-ГЦН второго контура; 7-буферная емкость; 8-сбросные (аварийные) баки; 9-баки чистого конденсата; 10-баки грязных и обмывочных вод; 11-система очистки натрия второго контура; 12-система очистки аргона; 13-система выдержки активного аргона; 14-система очистки активного аргона; 15-система газового разогрева; 16,18-баки-накопители (дренажные баки) первого и второго контуров; 17-транспортная натриевная емкость.

1. Системы очистки натриевого теплоносителя.

911. Качество натриевого теплоно­сителя, требующееся для нормальной работы реактора и оборудования, обеспечивается целым комплексом технологических и организационных ме­роприятий, таких как поддержание высокой чистоты внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов при изготовлении и монтаже; высокая чистота натрия исходной поставки; оптимальный режим приемки натрия из транспорт­ных емкостей и заполнения контуров; герметичность натриевых систем и обору­дования после заливки натрия и в процессе эксплуатации; эффективная работа систем очистки теплоносителя в процессе эксплуатации установки; изоляция контура от окружающей среды при проведении ремонтных работ.

912. Общее количество примесей, вносимых в контур, задается следующими ис­точниками: 1) начальным загрязнением Р_нач, которое приблизительно прямо пропорционально поверхности контура. 2) примесями, систематически вносимыми при загрузке све­жих ТВС (Р_загр); 3) поступлением продуктов коррозии конструк­ционных материалов (Р_кор). Интенсивность этого источника примесей определя­ется главным образом концентрацией кислорода в теплоносителе и рабочей тем­пературой .

913. При работе реактора с негерметичными твэлами в контур попадают также продукты деления: ^l37Cs, ^l34Cs, ¹³¹I, ¹³²Те и некоторые другие, а в случае силь­ного повреждения твэлов (контакт топлива с натрием): ¹⁴⁰Ва—¹⁴⁰La, ⁹⁵Zr — ⁹⁵Nb, а также Pu и Am. Газообразные продукты деления — нуклиды Хе и Кr не растворяются в натрии и выходят в газовые полости реактора. Для второго кон­тура следует учитывать такие дополнительные источники примесей, как попадание воды в натрий при течах ПГ (в аварийных режимах может достигать де­сятков килограмм, однако такие ситуации редки) и диффузию коррозионного водорода из третьего контура.

914. Значительное снижение растворимости основных примесей при уменьшении температуры натрия, а также его хорошие теплотехнические харак­теристики способствовали тому, что наибольшее распространение в БН получи­ла очистка методом «холодного улавливания». Фильтрационные устройства, основанные на этом методе, так называемые «холодные фильтр-ловушки» (ХФЛ).

915. ХФЛ состоит из рекуператора с регулируемой температурой, охлаж­даемого отстойника и нескольких параллельных секций фильтра из проволочной стружки с увеличивающейся по ходу очищаемого металла плотностью набивки (рис.2.2 ).

916. 

     Рис. 2.2 . Схема холодной фильтр-ловушки проточного типа:

     1-рекуператор;

     2-зона фильтрации;

     3-зона охлаждения;

     4-зона останования.

918. Охлаждение натрия, поступающего на очистку, осуществляется ав­тономным контуром с Na — К теплоносителем. При охлаждении до состояния насыщения и дальнейшем снижением температуры натрия примеси выкристал­лизовываются из раствора, осаждаются в отстойнике и отфильтровываются по ходу движения теплоносителя. Поддерживая достаточно низкую температуру в ХФЛ, можно очищать натрий от окислов до уровня по­рядка 10^-4 %. Для обеспечения максимальной емкости ХФЛ по примесям ско­рость натрия в зоне фильтрации поддерживается в диапазоне 1—3 мм/с, а время пребывания его в ловушке должно составлять ие менее 20 мин.

919. Окись натрия — основная форма примесей, улавливаемых ХФЛ. Кроме окислов, ХФЛ частично выводят из натрия радио­нуклиды (тритий, йод, теллур, сурьму), снижают на 20—50% активность в контуре цезия, улавливают нерастворенные продукты коррозии, частицы топ­лива.

920. Зная емкость ХФЛ, можно определить число ловушек, которые должны быть установлены в системе очистки контура: , где-емкость ловушки по примесям, кг; К-коэффициент запаса (обычно принимается1.3);m-число возможных регенераций ХФЛ;-срок службы установки,лет;-ресурс ловушки, лет.

921. При расчете числа ловушек в системе очистки второго контура следует учитывать также, что значительную часть примесей, попадающих во второй кон­тур, составляют водородные соединения, емкость по которым у ХФЛ в 1,5 раза ниже, чем по окислам. Диффундирующий через стенки труб 11Г коррозионный водород может резко ускорять исчерпание емкости ловушек в результате за­бивания их гидридами.

922. Схема включения ХФЛ в контур должна обеспечивать поддержание в них постоянного режима циркуляции и температуры натрия независимо от работы ГЦН. Каждый контур оснащен своей системой очистки, причем в пер­вом контуре ХФЛ работают непрерывно, а во втором — эпизодически, включаясь по сигналам системы индикации прнмесей. Индикация примесей (окислов) в нат­рии, так же, как очистка, основана иа температурной зависимости растворимо­сти .Обычно индикаторы действуют по принципу контроля тем­пературы натрия, при которой происходит забивание выпавшими из раствора примесями калиброванного сужающего устройства (принцип «пробкового индикатора»). Между температурой забивания индикатора и содержанием примесей в натрии имеется однозначное соответствие.

923. На систему очистки отбирается <=0,1 % расхода теплоносителя в каждой петле. Отбор натрия первого контура в систему очистки осуществляется из напорной камеры реактора по стояку, выходящему через крышу корпуса, во втором контуре —по байпасной ветке от основного трубопровода. Циркуля­ция натрия через систему очистки второго контура осуществляется за счет напора ГЦН, а в первом контуре — специальным ЭМН. Все ХФЛ после их за­полнения натрием постоянно поддерживаются в разогретом состоянии. С этой целью они помещаются в электропечах.