Выбор конструктивной схемы турбины

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К курсовой работе .

(вид документа – проект дипломный, курсовой, исследовательская работа или часть и т.п)

«Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки АЭС с реактором ВПБЭР-440» .

(наименование темы или проекта)

Сергачёв А. С.

СТУДЕНТ

____________ ___________________

08-ТС

(подпись) (фамилия, и.о.)

____________

(группа или шифр)

Каратушина И.В.

РУКОВОДИТЕЛЬ

____________ ___________________

(подпись) (фамилия, и.о.)

Работа защищена «___» ______________2011 г.

с оценкой_____________________________

г. Н.Новгород, 2011 г.

Задание

Тип реактора АЭС ВПБЭР

Мощность N_эл, МВт 440

Давление в I контуре, Р₁ МПа 10,5

Температура теплоносителя на выходе из а.з., Т ⁰С t_s-5

Давление в конденсаторе, Р_к МПа 0,0045

Давление в деаэраторе, Р_д МПа 0,9

Тип турбины конденсационная

	У

каф АТС и МИ

Содержание

Введение 3

1 Выбор и обоснование расчетной схемы 6

1.1 Выбор конструктивной схемы турбины 6

1.2 Определение параметров пара перед турбиной 7

1.3 Описание построения i-s диаграммы процесса расширения

пара в турбине 8

1.4 Конденсатор 9

1.5 Конденсатный насос 10

1.6 Схема включения паровых эжекторов для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора 12

1.7 Регенеративные подогреватели 13

1.8 Смеситель 19

1.9 Охладитель дренажа 20

1.10 Испарительные и теплофикационные установки 21

1.11 Деаэратор 23

1.12 Питательные насосы 26

1.13 Редукционно-охладительные установки 27

1.14 Определение дифференциальных напоров конденсатного и

питательного насосов 28

1.15 Определение параметров нагреваемой среды 29

1.16 Параметры сопряженных точек 30

1.17 Параметры греющей среды 31

1.18 Параметры отборов 32

2 Определение потоков пара и воды в элементах тепловой схемы 33

2.1 Определение потоков рабочего тела в элементах тепловой схемы 33

2.2 Определение расхода пара на турбину 37

2.3 Определение расходов пара и воды 38

3 Показатели тепловой экономичности 40

3.1 Показатели тепловой экономичности турбоустановки 40

3.2 Показатели тепловой экономичности энергоблока АЭС 42

Выводы 43

Список использованной литературы 44

Приложение А i-s диаграмма 45

Приложение Б Решение уравнений теплового баланса в Mathcad 14 46

Приложение В Расчетная схема 47

Введение

Установка ВПБЭР-600 является ядерным энергоисточником для перспективного энергоблока АЭС нового поколения, кото­рые должны отличаться принципиально более высоким уровнем безо­пасности по сравнению с современными АЭС и обладать приемлемыми технико-экономическими характеристиками . При создании ВПБЭР-60О учитывается отечественный изарубежный опыт по эксплуатирующимся и разрабатываемым АЭС: ВВЭР-400, ВЗЭР-1000, НР-600, HР-1000,N-4, System-80, Коnvоу, АР-500, B-600, SIRи др.

В установке ВПБЭР-600 приняты перспективные, но прошедшие всестороннюю отработку и испытания технические решения, такие как герметичные главные циркуляционные электронасосы; в том числе прямо трубные парогенераторы; страховочный корпус, пассивно самосрабатывающие устройства.

Для понимания тенденций развития установок с ВВЭР, рассмотрим три основные варианта исполнения реакторной установки (РУ) ВПБЭР-600:

- Установка с реактором интегрального развития установок с шестью главными циркуляционными насосами, расположенными на днище реактора, размещаемая в страховочном корпусе – вариант 1.

- Установка с реактором блочного исполнения с двумя горизонтальными парогенераторами, четырьмя главными циркуляционными насосами, размещаемая в страховочном корпусе – вариант 2 .

- Установка с реактором блочного исполнения с четырьмя вертикальными парогенераторами, четырьмя главными циркуляционными насосами, размещаемая в защитной оболочке или в страховочном корпусе – вариант 3.

Компановка оборудования

В защитной оболочке диаметром 36,0 и расположено следующее оборудование реакторной установки (рис. 1 ): интегральный ре­актор, расположенный в страховочном корпусе; блок системы очист­ки и борной компенсации реактивности, размещенный в страховочном корпусе; перегрузочная машина; комплекс шахт и помещения, необ­ходимых для эксплуатации реакторной установки; грузоподъемные механизмы для перемещения крышек реактора к страховочного корпуса; шахты, постаменты и площадки для хранения перегрузочного обо­рудования, для дезактивации ревизий и ремонта оборудования.

В обстройке вокруг защитной оболочки расположено оборудова­ние системы

аварийного отвода тепла: блоки теплообменников; компенсаторы давления системы пассивного отвода тепла; компенса­торы давления системы непрерывного отвода тепла; промежуточные теплообменники системы непрерывного отвода тепла.

Страховочный корпус размещен в бетонной шахте и раскреплен на опорном поясе с восемью лапами посредством шпилечно-шлоночных соединений. Реактор внутри страховочного корпуса устанавливается на опорную поверхность и раскрепляется посредством шпилечно-шпоночных соединений. Доступ внутрь страховочного корпуса обеспечивается через специальный люк-лаз диаметром 800 мм, внутри страхо­вочного корпуса предусмотрены лестницы и площадки, обеспечивающие доступ к оборудованию при проведении регламетных и ремонтных работ. Внутренняя поверхность страховочного корпуса покрыта теплоизоля­цией для поддержания температуры металла не выше100°С.

Приводы арматуры, расположенной в пределах страховочного корпуса, вынесены для удобства обслуживания через герметичные проходки за пределы страховочного корпуса и шахты в специальные помещения.

В реакторном зале расположены две емкости с раствором борной кислоты системы ввода борного поглотителя.

1 – тележка, 2 – циркуляционный насос 1-ого контура, 3 – реактор, 4 – страховочный корпус, 5 – контейнер перегрузочный, 6 – защитная оболочка, 7 – бак с раствором бора, 8 – перегрузочная машина, 9 – приводы СУЗ, 10 – кран, 11 – система очистки и борного регулирования, 12 – блок теплообменников

Рис. 1 Реакторное отделение

1 Выбор и обоснование расчетной схемы

Выбор конструктивной схемы турбины

Подавляющее большинство АЭС с водным теплоносителем имеет турбины на насыщенном паре. Основные конструктивные особенности таких установок связаны с их относительно низкой экономичностью (большие расходы пара) и нарастающей влажностью по ступеням (организация сепарации между цилиндрами).

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины, вызывая эрозию ее лопаток. Существуют разные методы предотвращения этого. Один из них – отвод влаги из проточной части турбины при помощи различных сепарационных устройств. К этим устройствам относятся прежде всего внешние турбинные сепараторы, устанавливаемые между корпусами турбины.

Рабочие процессы турбин насыщенного пара показывают, что допустимые влажности в последних ступенях турбины требуют применения сепарации, а иногда и промежуточного перегрева пара между цилиндрами турбины.

Промежуточный перегрев пара, частично сработавшего перепад в ЦСД и осушенного в сепараторе, производится только в поверхностных перегревателях (греющая среда – острый пар).

Одна из важных задач при разработке сепаратора и промпароперегревателя – выбор давления в этих устройствах. Зависимости выигрыша в тепловой экономичности установки от величины разделительного давления имеют некоторый оптимум, величина которого для обычно применяемой сепарации и однократного промежуточного перегрева дает оптимальную величину разделительного давления, составляющую около 15% от начального. При выборе давления промежуточного перегрева следует иметь ввиду, что поверхность нагрева пароперегревателя тем меньше, чем больше давление и перепад температур греющего и перегреваемого пара.

При постоянной температуре греющего пара выбор более высокой конечной температуры промежуточного перегрева повысит тепловую экономичность, но и приведет к увеличению потребной поверхности нагрева за счет падения температурного напора, что

увеличивает поверхность нагрева ППП и удорожает установку. Оптимальная величина температурного напора, равная разности температур острого пара и конечной температуры перегреваемого пара - 15-25°С. Такие параметры дают возможность получить наиболее высокую температуру перегреваемого пара и наибольший выигрыш в

тепловой экономичности турбины. Конструктивная схема турбины показана на рис. 2.

Рисунок 2- Конструктивная схема турбины