- •Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Эксплуатация атомных электрических станций»
- •1. Задание. Исходные данные.
- •2. Расчет параметров пара в узловых точках тепловой схемы ту в режиме частичной нагрузки
- •2.1. Расчет параметров пара в камерах отборов цвд
- •Пересчет кпд цвд для частичной нагрузки (oi 0цвд)
- •3.2. Расчет параметров пара в спп при частичной нагрузке
- •3.3. Расчет параметров пара в камерах отборов цсд в режиме чн
- •3.4. Расчет параметров пара в камерах отборов цнд в режиме чн
- •3.4.1. Расчет давления в конденсаторе при заданной температуре охлаждающей воды
- •3.4.3. Расчет параметров пара в камерах отборов цнд при частичной нагрузке и заданной tов1
- •3.4.4. Расчет параметров греющего пара на входе в пнд и пвд
- •3.4.5. Расчет параметров ок и пв в узловых точках системы регенерации
- •3.4.6. Сводная таблица параметров пара и пв в узловых
- •4. Определение расходов пара, ок и пв в элементах ту при частичной нагрузке
- •4.1. Составление уравнений теплового и материального баланса элементов тепловой схемы в режиме чн.
- •Уравнения материальных и тепловых балансов для ту к-1000-60/1500-2
- •4.2. Решение системы линейных уравнений методом Крамера
- •4.3. Составление материальных и тепловых балансов для части нд (линия ок)
- •Сводная таблица параметров пара в отборах турбины и расходы пара в отборах в режиме чн
- •5. Определение основных показателей блока аэс и ту в режиме чн (внутренняя мощность турбины, мощность ту (нетто), кпд ту, кпд блока, удельный расход теплоты на выработку 1 кВтч).
- •Список рекомендуемой литературы
4.3. Составление материальных и тепловых балансов для части нд (линия ок)
После получения данных для расхода пара в конденсаторы турбины, можно легко определить расходы греющего пара и расходы ОК в линии ЧНД. Это удобно сделать с помощью ручного счета.
ПНД-4 (П4)
hП4= 2824,24 кДж/кг
tS,П4= 149,1 °С
hсл п4=h'=f(pп4)= 628,50 кДж/кг
DIV(hП4–hсл п4)=G'okΔhok4
DIV=G'okΔhok4/(hП4–hсл п4)
DIV= 44,3кг/с
ПНД-3 (П3)
hП3= 2735,91 кДж/кг
tS,П3= 126,9561203 °С
hсл п3=h'=f(pп3) = 533,40 кДж/кг
DV.hП4+DIVhсл п4–(DV+DIV)hсл п3=(G'ok-DV-DIV)Δhok3 DV=G'okΔhok3–DIV(hсл п4–hсл п3+Δhok3)/(hп3–hсл п3+Δhok3)
DV= 71,5 кг/с
ПНД-2 (П2)
hП2= 2569,6 кДж/кг
tS,П2 = 87,0 °С
hсл п2 =h' =f(pп2) = 364,31кДж/кг
DVI(hП2 –hсл п2)=(G'ok-DV-DIV)Δhok2
DVI=(G'ok–DV–DIV)Δhok2/(hП2–hсл п2)
DVI= 54,7 кг/с
ПНД-1 (П1)
hП1= 2420,32 кДж/кг
tS,П1= 55,7 °С
hсл п1 = h'= f(pп1) = 233,06 кДж/кг
DVIIhП1+DVIhсл п2–(DVI+DVII)hсл п1=(G'ok–DV–DIV–DVI–DVII)Δhok1
DVII=(G'ok–DV–DIV)Δhok1–DVI(hсл п2–hсл п1+Δhok1)/(hп1–hсл п1+Δhok1)
DVII = 32,4 кг/с
Из полученных данных можно определить расход ОК на входе в П1, Dтп, D0ЦНД.
Gok=G'ok–DVII–DVI–DV–DIV
Gok= 872,7 кг/с
Dтп= 17,7 кг/с
D0ЦНД=(Dпс–Gc)–DТП= 978,3 кг/с
Сводная таблица параметров пара в отборах турбины с расходами пара в отборах приведена в табл. 4.
Таблица 4.
Сводная таблица параметров пара в отборах турбины и расходы пара в отборах в режиме чн
5. Определение основных показателей блока аэс и ту в режиме чн (внутренняя мощность турбины, мощность ту (нетто), кпд ту, кпд блока, удельный расход теплоты на выработку 1 кВтч).
Определим расходы рабочего тела через элементы тепловой схемы с учетом потерь пара, используя данные табл.4:
Расход пара перед СРК составляет D = 1438,9 кг/c
Протечки пара через уплотнения штоков клапанов турбины
DпрКл= 1,8 кг/c.
Расход пара через СПП: DПП2 = 58,1 кг/c
DПП1 = 55,6 кг/c
Gс = 116,3 кг/c
Расход пара на выходе из ЦВД: Dпс = 1112,3 кг/c
Расход пара на деаэратор: Dпд = 33,4 кг/c
Протечки пара через уплотнения ЦНД : DуплКл-ЦНД = 2,4 кг/c
Расход пара на входе в ЦНД: D0ЦНД = 978,3 кг/c
Определим расходы пара через отсеки турбины:
Dотс1 = D–DПП2–DпрКл = 1379,0 кг/c
Dотс2 = Dотс1–DПП1–DI= 1246,9 кг/c
Dотс3 = Dотс2–DII= 1189,5 кг/c
Dотс4 = Dотс3–DIII–Gс–Dтп–Dпд–DуплКлЦНД= 974,1кг/c
Dотс5 = Dотс4–DIV = 929,8 кг/c
Dотс6 = Dотс5–DV = 858,3 кг/c
Dотс7 = Dотс6–DVI = 803,6 кг/c
Dотс8 = Dотс7–DVII = 771,2 кг/c
Определим теплоперепады в отсеках турбины:
Δhотс1 = h0–hI = 103,4 кДж/кг
Δhотс2 = hI–hI = 66,8 кДж/кг
Δhотс3 = hII-hIII = 58,3 кДж/кг
Δhотс4 = hПП2–hIV = 109,3 кДж/кг
Δhотс5 = hIV–hV = 91,4 кДж/кг
Δhотс6 = hV–hVI = 174,5 кДж/кг
Δhотс7 = hVI-hVII = 146,8 кДж/кг
Δhотс8 = hVII–hk = 148,6 кДж/кг
здесь: h0 = 2778,0 кДж/кг
h0-ЦНД = 2944,9 кДж/кг
hk = 2274,2 кДж/кг
Внутренняя мощность отсека турбины определяется, как DотсjΔhотсj.
Внутренняя мощность отсеков равна (в кВт):
1 142592,4473
2 83238,3589
3 69289,52411
4 106507,5787
5 85026,04068
6 149808,6889
7 118001,8133
8 114591,5906
Внутренняя мощность турбины составит:
Wi =Σ(DотсjΔhотсj) = 869,1 МВт
Расчетная электрическая мощность турбины (брутто, нетто) составит:
Nэ.расч = Wiηмехηг= 850,04 МВт
ηмех= 0,99; ηг= 0,988
Nэ нетто = Nэ бр – Nсн
Nсн для ТУ с турбоприводом питательных насосов оценивается величиной 3÷4 % от Nэ бр. Для ТУ с электроприводом питательных насосов к этой величине следует добавить суммарную мощность электроприводов.
Nэ нетто = 850,040,97 = 824,54 МВт
Полученный результат отличается от задания на величину
δ=|(Nзад–Nэ.н)|/Nзад 100 = |(850–824,54)|/850100 = 2,995 %
Допускаемое расхождение составляет величину 0,1 %.
Это означает, что следует выполнить перерасчет тепловой схемы, изменив отношение D0/D00, в данном случае, в сторону увеличения.
При выполнении расчетов с помощью ЭТ Excel это сделать совершенно не сложно.
Полученное значение величины расхождения копируем в начало расчетов, где записано начальное приближение D0/D00 . В ячейке, где была запись «начальное приближение значения D0/D00» , вносим соответствующее изменение. При этом тут же получаем новое расхождение. Таким образом, несколькими изменениями D0/D00 корректируем результат с целью получения величины расхождения 0,1 %.
Показатели тепловой экономичности ТУ и блока АЭС:
Расход теплоты на производство электроэнергии:
QЭ=(D0+DПП2)(h0–hПВ)= (1380,8+58,13)(2778,0–941,7) = 2642,31 МВт = 2642,313600 = 9512305,2 МДж/ч
КПД ТУ (брутто)
ηэ_бр=Nэ_бр /Qэ= 850,04/2642,31 = 0,3217 = 32,17 % *)
КПД ТУ (нетто)
ηэ_нетто= Nэ_нетто/ Qэ = 824,54/2642,31 = 0,3121 = 31,21 %*)
КПД блока АЭС (нетто)
АЭС нт= ηэ_неттортр 1ктр 2кпг ,
ηэ_нетто – КПД ТУ (нетто);
р – КПД реактора (характеризует потери теплоты реактором в ОС) ;
тр 1к– КПД трубопроводов 1-го контура (характеризует потери теплоты трубопроводом в ОС);
тр 2к– КПД трубопроводов 2-го контура (характеризует потери теплоты трубопроводом 2-го контура в ОС);
пг– КПД ПГ (характеризует потери теплоты парогенератором в ОС).
АЭС нт= 0,31210,990,9880,9850,985 = 0,29618=29,62 %
Электрическая мощность, отдаваемая в сеть блоком АЭС:
Nэ_бл = QэАЭС нт = 2642,310,29618 = 782 МВт *)
*) – с этой мощностью надо сравнивать заданную мощность (нагрузку), и по ней корректировать расход пара на ТУ и другие показатели.
Например, заданная нагрузка составляет 75 % от номинальной. Тогда по заданию мощность блока должна составлять 750 МВт. Расхождение с заданием составляет
= |Nзад – Nр| / Nзад = (782 – 750)/750 = 0,043= 4,3 %
Допустимое расхождение составляет 0,1 %.
Требуется корректировка D0 !!!
Удельный расход теплоты на производство 1 кВтч:
qЭ = QЭ/NЭ_бл = 9512305,2 /782 = 12,164 МДж/ кВтч
Вывод
Номинальная электрическая мощность блока АЭС с турбоустановкой ____________составляет ______ МВт.
Заданная величина частичной нагрузки N/Nном= ____ %.
Для обеспечения заданной мощности при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор ____ С и минимальном температурном напоре между дренажом греющего пара в ПВД и питательной водой на входе в ПВД ___ С, необходимо обеспечить расход пара на входе в ЦВД ______ кг/с, что составляет по отношению к номинальному расходу пара на турбину ____ %.
Сопоставляя полученный результат с заданием, имеем расхождение в значениях ____ %, что меньше допускаемого (0,1 %) .
э нт составляет ___________
АЭС нт составляет ___________
q АЭЕ нт составляет ___________