- •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
1.7.2 Теплофикационные установки
Подачи потребителю горячей воды производится для отопления посёлка, зданий и помещений АЭС, теплоснабжения калориферов вентиляционных установок, горячего водоснабжения и др. Помещения первого контура и машинный зал отапливаются за счёт подогрева приточного воздуха.
Сетевая вода сетевым насосом прокачивается по замкнутому контуру, соединяющему электростанцию с потребителем посредством подающей и обратной магистралей. Вода подогревается в основном подогревателе сетевой воды паром из отбора
турбины. При низких температурах наружного воздуха сетевая вода дополнительно подогревается в пиковом подогревателе сетевой воды за счёт теплоты редуцированного острого или отборного пара турбины более высокого давления, чем для основного
сетевого подогревателя. Для восполнения потерь сетевой воды предусмотрены подпиточный насос и установка полготовки воды для подпитки теплосети. Совокупность оборудования, устанавливаемого на электростанции (рисунок 2.15 поз.1, 2, 4, 9, 10), называют теплофикационной установкой.
Подающая и обратная магистрали сетевой воды и относящиеся к ним вспомогательные устройства образуют тепловую сеть. Горячую воду, выходящую с
электростанции к потребителю, называют прямой сетевой водой, а возвращающуюся на станцию – обратной сетевой водой.На рисунке 19 представлена схема теплоснабжения АЭС.
1 – сетевой насос; 2 – основной подогреватель сетевой воды; 3 – пар из турбины; 4 – пиковый подогреватель сетевой воды; 5 – редуцированный пар из парогенерирующей установки или отбора турбины; 6 – подающая магистраль сетевой воды; 7 – тепловой потребитель; 8 – обратная магистраль сетевой воды; 9 – подпиточный насос; 10 – установка подготовки добавочной воды
Рисунок 19 – Схема теплоснабжения на АЭС
Определение потоков пара и воды в элементах тепловой схемы
2.1 Определение параметров нагреваемой среды
Параметры нагреваемой среды представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Параметры нагреваемой среды
точка |
Р, МПа |
t, °С |
i, кДж/кг |
А |
PA=PK= 0,006 |
tА= tК =tSPк=36 |
151 |
B |
PВ=PА+ΔPкн1–ΔPвс кн1 -ΔPтр*1/n=0,006+0,7 – 0,1-0,15/12 = 0,596 |
tB= tA+ ΔtКН1= 36 + 2=38 |
159 |
C |
PС=PВ–ΔPКО –ΔPТР*1/n= 0,596 – 0,4 –*0,015/12 = 0,186 |
tC= 38 |
159 |
D |
PD= PC–ΔPОЭ –ΔPТР*1/n= 0,186– 0,06 – 0,15/12 = 0,116 |
tD = tC+ ΔtОЭ = 38+4= 42 |
175 |
E |
PЕ = PD–ΔPЭУ –ΔPТР+ΔPвскн2= 0,116 – 0,06 – 0,15/12+0,1 = 0,046 |
tЕ = tD+ ΔtЭУ= 42 + 4 = 46 |
192 |
F |
PF= PЕ – ΔPвскн2 –ΔPТР*1/n+ΔPкн2= 0,046+1,3– 0,15/12 – 0,1 = 1,24 |
tF = tE + ΔtКН2=46+ 2 =48 |
201 |
G |
PG = PF- ΔPПНД1– ΔPТР*1/n = 1,23– 0,08-0,15/12 = 1,14 |
tG = tF + ΔtПНД1=48+21,16= 69,16 |
288,8
|
H |
PH = PG – ΔPПНД2 – ΔPТР*1/n = 1,14– 0,08 – 0,15/12 = 1,05 |
tH = tG + ΔtПНД2= 69,16 + 21,16 = 90,32 |
376,9 |
H’ |
PH’ = PH= 1,05 | ||
L |
PL = PH’ – ΔPПНД3 – ΔPТР*1/n’= 1,05-0,08-0,01=0,96 |
tL = 110,2 |
461,3 |
L’ |
PL’ = 0,96 |
tL’’’ =110,2 |
461,3 |
L’’ |
PL’’ = 0,96 |
tL’’’ =110,2 |
461,3 |
Продолжение таблицы 2. | |||
L’’’ |
PL = PL’’ – ΔPОД– ΔPТР*1/n = 0,96– 0,04 – 0,15/12 = 0,91 |
tL’’’ =112,2 | |
L’’’’ |
PL’’’’= = 0,94 |
tL’’’’ |
iL’’’’ |
M |
PM = PL’’’’ – ΔPПНД4 – ΔPТР*1/n=0,845 |
tK’= t+2=146,9-21,2=125,7 |
525,5 |
N |
PN = PM – ΔPПНД5 – ΔPТР*1/n=0,755 |
tN = tSPд-15=161,9-15=146,9 |
619,6
|
T |
PT = PД = 0,65 |
tR = tSPд = 161,9 |
684 |
O |
PO= PT + ΔPПН– ΔPтр*1/n’= 0,65 + 16,58 – 0,15/4 = 17,13 |
tN = tM + ΔtПН =161,9+2= 163,9 |
692
|
P |
PP = PO – ΔPПВД1 – ΔPТР*1/n’ = 17,13 – 0,07 – 0,15/4 = 17,05 |
tO = tN+ΔtПВД1= 163,9+23,16=187 |
794,4
|
Q |
PQ = PO - ΔPПВД2 - ΔPтр*1/n’ = 17,05- 0,07 - 0,15/4 = 16,97 |
tP = tO + ΔtПВД2 =187+23,16=210,8 |
902,3
|
R |
PR = PP - ΔPПВД3 - ΔPтр*1/n’ = 16,97 - 0,07 - 0,15/4 = 16,89 |
tR = tP + ΔtПВД3= 210,8+ 23,16= 234,2 |
1009,2
|
Энтальпия по температуре [3, стр.7 табл. I]
Точки из расчётной тепловой схемы [Приложение А]