- •Содержание
- •1 Выбор и обоснование расчетной схемы
- •1.4.3 Регенеративные подогреватели низкого давления
- •1.4.6 Охладители дренажа и дренажные насосы
- •1.4.7 Смеситель
- •1.4.8 Выбор числа пнд и пвд
- •1.5 Описание деаэратора с системой охлаждения выпара
- •1.6.1 Питательные устройства
- •1.6.2 Редукционные и редукционно-охладительные установки
- •1.6.3 Расчет дифференциального напора конденсатного, дренажного и питательного насоса
- •1.7Испарительные установки и теплофикационные установки
- •1.7.1 Испарительные установки
- •1.7.2 Теплофикационные установки
- •2.1 Определение параметров нагреваемой среды
- •2.2 Определение параметров сопряженных точек
- •2.3 Определение параметров греющей среды
- •2.4 Сводная таблица параметров
- •2.5 Уравнения материального баланса
- •2.6 Уравнения теплового баланса
- •2.7 Определение расхода пара на турбину
- •2.7.1 Коэффициенты недовыработки электроэнергии паром отборов
- •2.6.2 Расход свежего пара на цвд
- •2.6.3 Расходы пара на отборы
- •2.7 Сравнение суммарной мощности потока пара с заданной
- •2.8 Полная мощность турбоагрегата
- •3.1.6 Расход электроэнергии на привод насосов турбины
- •3.1.7 Электрический кпд нетто турбоустановки
- •3.2 Показатели тепловой экономичности аэс
- •Приложение с
3.1.7 Электрический кпд нетто турбоустановки
ηэнт= ηэбр(1 -Nтусн)=0.43*(1-0,017)= 0,423=42,3% (2.23)
3.2 Показатели тепловой экономичности аэс
Для этого необходимо учесть потери тепла при транспортировке его от активной зоны до турбоагрегата и расход электроэнергии на собственные нужды станции.
КПД брутто энергоблока, ηэн.бл.б
ηэн.бл.б=ηэбηIηIIηрежηэксплηпг; (2.24)
где ηI= 0,99 – 0,998 – коэффициент, учитывающий потери тепла в реакторной установке, включая тепло отводимое в системе очистки теплоносителяIконтура (определяется типом реакторной установки);
принимаем ηI= 0,99;
ηII= 0,99 – 0,998 - коэффициент, учитывающий потери тепла воIIконтуре;
принимаем ηII= 0,99;
ηреж= 0,85 – 0,995 - коэффициент, учитывающий снижение КПД установки за счет переменных режимов и уменьшение КПД при работе на пониженных уровнях мощности (определяется режимами работы энергоблока);
принимаем ηреж= 0,99;
ηэкспл= 0,95 – 0,995 - коэффициент, учитывающий отклонения в состоянии оборудования (снижение вакуума в конденсаторе за счет отложения на теплопередающих поверхностях или за счет присосов воздуха и др.);
принимаем ηэкспл= 0,99;
ηпг= [1-(qпг.ох+qпг.пр)]/100)]= 0.989; (2.25)
ηпг- коэффициент, учитывающий потери тепла от парогенерирующей установки, включая потери с продувочной водой
qпг.ох= 0.05 – 0.2 % - величина тепловых потерь в окружающую среду через теплоизоляцию о опоры;
qпг.пр= 0.995 – 0.998 – потери тепла, связанные с продувкой ПГ
ηэн.бл.б=0.423*0.99*0.99*0.99*0.99*0.989=0.4=40%
Необходимая тепловая мощность реактораNр:
Nр=n*(N-Nтусн)/ ηэбр(2.26)
Nр=1*(1000000- 17587)/ 0,4=2456032[кВт];
Где n=1-число энергоблоков станции
Выводы
В результате работы, была изучена тепловая схема установки типа ВТГР.
Были рассчитаны необходимые элементы схемы:
Количество ПНД=5и ПВД=3.
Рассчитали напор насосов конденсатно-питательных трактов: ∆РПН=16,58[Мпа],∆РКНI=0,7 [Мпа], ∆РКНII=1,3[Мпа];
Определили параметры греющей и нагреваемой сред;
Построен процесс расширения пара в турбине и показан графиком на I-Sдиаграмме;
Определили расход свежего пара на турбоустановку D0=722,6 кг/с;
Определили необходимую тепловую мощность реактора (Nр=2456032[МВт]), при заданной электрической мощностиNэл =1000[МВт].
Провели сравнение суммарной мощности потоков пара с заданной:
Заданная мощность: Nэ= 1000000 [кВт].
Полная мощность турбоагрегата: N*= 971329,4 [кВт].
Рассчитали показатели тепловой экономичности турбоустановки:
-Электрический КПД брутто турбоустановки: ηэб= 0,43 (43%)
-Ориентировочно суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки: Nтусн=17587 [кВт];
- КПД брутто энергоблока =0,40(40%).
Список литературы
Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: учебник для вузов/ Т.Х. Маргулова. - М.: Высшая школа, 1978.-360 с.: ил.
Каратушина И.В. Курс лекций «Тепловые схемы АЭС и ТЭС»
Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и параМ.: Энергия, 1980. - 424 с.: ил.
Безносов А.В. Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки ТЭС и АЭС: указания к выполнению курсовой работы по курсу “Тепловые и атомные электростанции” для студентов 3 – го курса спец. 140404.65, 1404400.65/ НГТУ/ А.В. Безносов, И.В. Каратушина.- Н. Новгород: Нижегородский государственный технический университет, 2008.-35 с.
Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электричесике станции: Учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. – М. Издательство МЭИ, 2004. – 424с., ил.
ППП – промпароперегреватель; ЦВД – цилиндр высокого давления; ЦСД – цилиндр среднего давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; ЭГ – электрогенератор; ЭУ – эжектор уплотнения; ОЭ – основной эжектор; ПГ – парогенератор; Д – деаэратор; КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос; ПНД – регенеративные подогреватели низкого давления; ПВД – регенеративные подогреватели высокого давления; ОД – охладитель дренажа; ДН – дренажный насос; КО – конденсатоочистка ; СМ – смеситель
Рисунок А.- Расчетная схема
ППП – промпароперегреватель; ЦВД – цилиндр высокого давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; ЭГ – электрогенератор; ЭУ – эжектор уплотнения; ОЭ – основной эжектор; С – сепаратор; ПГ – парогенератор; Д – деаэратор; КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос; ПНД – регенеративные подогреватели низкого давления; ПВД – регенеративные подогреватели высокого давления; ОД – охладитель дренажа; ДН – дренажный насос; КО – конденсатоочистка ; СМ – смеситель
Рисунок 2.1- Расчетная схема