Автор работы: Пользователь скрыл имя, 15 Апреля 2014 в 20:00, реферат
Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.
На чертеже, изображающем ПТС, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, т.е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС 1 раз.
РЕФЕРАТ
по дисциплине «Общая энергетика»
« Атомные электростанции (тепловая схема) »
Екатеринбург 2013 г.
Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.
На чертеже, изображающем ПТС, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, т.е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС 1 раз.
В зависимости от вида сжигаемого топлива в тепловую схему включают: калориферную установку предварительного подогрева котельного воздуха на отборном паре или с использованием горячего конденсата ПНД; линии отвода пара на разогрев топлива и на его предварительную подсушку.
При составлении ПТС решают вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об использовании в деаэраторах питательной воды постоянного или скользящего давления и выборе этого давления, об использовании протечек пара из уплотнений роторов турбины, стопорных и регулирующих клапанов, протечек уплотнений питательных и бустерных насосов в системе регенеративного подогрева воды.
Принципиальная тепловая схема атомной электростанции содержит ряд элементов общего характера для любой тепловой электростанции, какой является и АЭС. Вместе с тем в схеме отражены и элементы, свойственные технологическому процессу и работе турбоустановок на насыщенном или слабоперегретом паре. Облик тепловой схемы АЭС в значительной мере определяется типом ядерного реактора.
При использовании созданных в СССР реакторов канального типа большой мощности РБМК-1000, РБМК-1500 формируется одноконтурная тепловая схема с работой турбоустановки на насыщенном или перегретом водяном паре, являющемся радиоактивным. Это, в частности, требует дополнительной установки испарителя для выработки нерадиоактивного пара, подаваемого на концевые уплотнения турбины, использования электроприводов питательных насосов.
Установка на АЭС водо-водяных корпусных реакторов типов ВВЭР-1000, ВВЭР-2000 предполагает применение двухконтурной тепловой схемы, где к первому контуру относят сам ядерный реактор с его установками по обеспечению надежной и бесперебойной эксплуатации, главные циркуляционные насосы (ГЦН), парогенераторы и связывающие их с реактором водяные трубопроводы в виде самостоятельных петель, количество которых обычно выбирают от трех до шести. Второй контур питается паром парогенераторов и включает турбогенераторные установки с их вспомогательными элементами.
Применение реакторов на быстрых нейтронах (бридеров) с целью совершенствования топливного цикла АЭС связано в настоящее время с использованием жидкого натрия в качестве теплоносителя и с внедрением на таких АЭС трехконтурной тепловой схемы.
При определенном значении разделительного давления за ЦВД турбоустановки АЭС устанавливается сепаратор влаги и одноступенчатый или двухступенчатый паровой промежуточный перегреватель пара (СПП).
Система регенеративного подогрева питательной воды включает от четырех до пяти ПНД, деаэратор и от одного до трех ПВД. В новых тепловых схемах турбоустановок АЭС намечен переход к одноступенчатому промежуточному перегреву пара, что упрощает и удешевляет СПП, но сопровождается энергетической потерей. Для снижения этой потери дренаж греющего пара из СПП вводят в смеситель после ПВД. Повышение давления пара в деаэраторе с 0,7 до 1,3 МПа позволяет сократить число ПВД с трех до одного, а в отдельных случаях и отказаться от них. Первые ПНД по ходу конденсата рекомендуется выполнять смешивающего типа.
На рис. 11.5 показан пример принципиальной тепловой схемы АЭС с конденсационной турбиной и реактором ВВЭР-1000.
Методика расчета схемы турбоустановки АЭС с сепарацией влаги и паровым промежуточным перегревом имеет свои особенности, в значительной мере отличающие ее от методики расчета ПТС ТЭС на органическом топливе. Особенность методики расчета АЭС обусловливается вводом дренажей из сепаратора влаги и промежуточных перегревателей в регенеративную схему ПВД и ПНД турбоустановки, процессом работы пара в турбине в области влажного пара. Это существенно осложняет применение обычной методики расчета ПТС и особенно оптимизацию параметров тепловой схемы. Ниже приведена методика расчета ПТС АЭС с использованием в качестве определяющей величины доли расхода рабочего пара через промежуточные перегреватели α п.п.
Первые три этапа расчета ПТС выполняют аналогично расчету ПТС КЭС. Основной исходной величиной расчета является мощность генератора Nэ. Начальное давление пара и температуру питательной воды, так же как и конечное давление пара, определяют по данным технико-экономических расчетов. Для современных АЭС эти параметры находятся в пределах: p0 = 6 7 МПа, pк = 4 6 кПа, tп.в = 220 230°С (двухконтурные АЭС с ВВЭР и АЭС с реакторами на быстрых нейтронах). Разделительное давление перед сепарацией влаги и промежуточным перегревом зависит от начального давления. Его оптимальное значение, МПа, можно определить из выражения pс = 0,675 + 0,12(p0 – 4,5).
При построении процесса работы пара в h, S–диаграмме исходят из значений КПД ступеней при их работе на перегретом или сухом насыщенном паре ηoi=82 84%. Построение процесса в области влажного пара осуществляют методом последовательных приближений, учитывая его начальную и конечную влажность.
В тепловой схеме турбоустановки на насыщенном или слабо перегретом паре охладители пара из отборов турбины не требуются.
Оптимальное распределение между ступенями регенеративного подогрева питательной воды в турбоустановках АЭС можно выполнить, используя аналитический метод решения задачи. Соотношение подогревов воды между узловыми смежными «холодной» и «горячей» ступенями, обогреваемыми отборным паром при разделительном давлении и после парового промежуточного перегрева, в соответствии с результатами аналитической оптимизации следует принимать β = 1,20 1,30.
Подогрев воды в остальных ступенях распределяют по геометрической прогрессии или по методу равного деления энтропии воды по ступеням.
В турбоустановках на насыщенном паре АЭС, так же как и на ТЭС, возможен другой путь определения оптимальных соотношений τr в узловых ступенях при наличии промежуточного перегрева пара — метод индифферентной точки (ИТ). Для этого рассчитывают теплоперепад, соответствующий разности между энтальпиями пара на входе в ЦНД турбины и в индифферентной точке Hи с учетом количества отбираемого в ЦВД пара (α1, α2, α3), и определяют положение ИТ.
В четвертом этапе расчета ПТС на основе решения уравнений теплового и материального балансов элементов тепловой схемы турбоустановки определяют расходы пара на них в долях расхода свежего пара на турбину. Первоначально рассчитывают сепаратор-промперегреватель (СПП), используя в качестве определяющей величины долю расхода пара через промежуточные перегреватели αп.п : отвод влаги из сепаратора
расход греющего пара на промежуточные перегреватели:
Расчет подогревателей высокого давления, деаэратора питательной воды и подогревателей низкого давления ведут обычным способом, учитывая конкретный вид тепловой схемы, наличие смешивающих ПНД, сетевой подогревательной установки, испарителей, расширителей продувки парогенераторов АЭС. В расчете используется составленная на предыдущих этапах таблица параметров пара и воды.
В зависимости от разделительного давления часть уравнений теплового и материального балансов теплообменников тепловой схемы АЭС определяет соответствующие доли расхода пара на них в функции от αп.п, что связано с вводом в тепловую схему дренажей из сепаратора и пароперегревателя. После расчета всех подогревателей, питаемых паром из ЦВД, определяют расход пара на сепаратор αcпп в виде
где α0 = 1; αiцвд — доля i-го отбора пара из ЦВД турбины; αу.цвд — доля протечек пара из уплотнений ЦВД. Определяем долю расхода пара αп.п
Пятый и шестой этапы расчета ПТС турбоустановок АЭС, так же как и для ТЭС, состоят из контроля материального баланса пара и конденсата в основном конденсаторе турбины и из решения энергетического уравнения турбоустановки. После этого определяют расход свежего пара на турбину D0, кг/ч, и удельный расход пара d0 ≈ 6,1÷6,2 кг/(кВт∙ч ) .
Энергетические показатели АЭС (седьмой этап):
1. Полный расход теплоты на турбоустановку, кДж/ч,
При отсутствии расширителя продувки
)
2. Расход теплоты турбоустановки на производство электроэнергии, кДж/ч,
где Qот — теплота, отпускаемая турбоустановкой на отопительные нужды; Qс.н — теплота отборного пара, используемая для собственных нужд
энергоблока и АЭС.
3. Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии, кДж/(кВт∙ч), и соответствующий КПД равны
где Nет.п.п.н — эффективная мощность приводной турбины питательной установки.
4. Абсолютный
электрический КПД
5. Тепловая нагрузка парогенераторов энергоблока АЭС, кДж/ч,
6. КПД транспорта
теплоты (во втором контуре
7. КПД энергоблока АЭС определяют в зависимости от числа контуров. При двухконтурной АЭС.
8. Тепловая мощность реактора, МВт,
9. КПД энергоблока АЭС нетто
где эс.н = 0,06÷0,07 — доля расхода электроэнергии на собственные нужды. Основные потребители электроэнергии на АЭС: циркуляционные насосы (ГЦН) первого контура; циркуляционные насосы охлаждающей воды конденсаторов турбин, питательные насосы, конденсатные и сетевые насосы и т. п.
10. Удельный расход выгоревшего ядерного топлива, г/(МВт∙ч),
11. Годовая потребность энергоблока АЭС в ядерном топливе (общий расход ядерного топлива), т/год,
где К и Туст выбирают в соответствии с рекомендациями.