Содержание расчетной части курсового проекта включает составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС, построение h,S-диаграммы процесса расширения пара в турбине (ЧВД, ЧСД, ЧНД), определение параметров рабочего тела (пара, основного конденсата, ОК, питательной воды, ПВ) в элементах ТУ, определение расходов пара в отборах турбоагрегата (Т), определение внутренней мощности Т, и показателей тепловой экономичности ТУ и блока в целом.

Таким образом, цель расчета тепловой схемы ТУ – определение параметров и расходов сред, которые проходят через все элементы схемы, а также мощности установки и показателей тепловой экономичности (КПД, удельного расхода теплоты и пара). Наряду с этим определяются мощности насосов конденсатно-питательного тракта.

При поверочных расчетах существующей ТУ расчеты выполняются для других режимов ее работы, отличных от номинального. Результаты такого расчета необходимы для определения возможности работы всех элементов ТУ в диапазоне заданных режимов, показателей тепловой экономичности, а также для выбора различного регулирующего оборудования и арматуры.

При построении h,S-диаграммы процесса расширения пара в турбине используются заводские данные о внутренних относительных КПД цилиндров или отсеков Т (hoi). При этом в задании могут быть внесены некоторые изменения в типовую тепловую схему. Если эти изменения не приводят к изменениям расходов пара в отсеках Т более чем на 5 %, то пересчитывать заводские данные по hoi нет необходимости. Можно также пренебречь небольшими изменениями давлений в точках отбора пара в Т. В этом случае расчет ТУ на номинальном режиме сводится к определению расходов пара в отборах, расходов пара в отсеках Т и мощности, которую развивают новые потоки пара.

Исходные данные

Тип ТУ К-1000-60/1500-1

РК, кПа 4,5

tпв, °С 225

Δtмин ПВД, °С 7

Δtмин ПНД, °С 4

QТП, МВт 115

ВВЕДЕНИЕ

Ядерная энергетика, базирующаяся на использовании ядерного топлива, используется во многих технически развитых странах мира, и, естественно, в Украине. Это объясняется прежде всего экономическими преимуществами АЭС, главным из которых являются меньшие затраты на производство электроэнергии по сравнению с тепловыми электростанциями, работающими на органическом топливе. Для Украины, как и для ряда других Европейских государств, характерна недостаточность или отсутствие собственных запасов органического топлива, которые целесообразно использовать в качестве горючего для тепло- и электроснабжения. В то же время по оценкам геологов запасов сравнительно недорогого урана в Украине достаточно для удовлетворения потребности атомной энергетики в топливе на несколько столетий с учетом возрастающих темпов производства электроэнергии и теплоты.

Пониженная по сравнению с ТЭС на органическом топливе стоимость вырабатываемой электроэнергии, также определяет преимущества АЭС перед ТЭС на угле, мазуте и газе.

Более благоприятно, чем на ТЭС, и экологическое воздействие АЭС на окружающую среду. АЭС не дают вредных химических выбросов в виде золы, окислов серы, азота и других, в том числе канцерогенных соединений. Даже радиоактивные выбросы АЭС существенно меньшие, чем на ТЭС.

Вместе с тем АЭС обладают по сравнению с ТЭС и рядом недостатков. Сооружение их (затраты на 1 кВт установленной мощности) обходится существенно дороже, требует больших трудозатрат, в том числе высококвалифицированного персонала. К оборудованию АЭС предъявляются повышенные требования по надежности, особые требования по безопасности. Предъявляются также высокие требования к качеству эксплуатации и ремонта оборудования АЭС. И, наконец, имея более низкий КПД, чем ТЭС (это относится к АЭС с водоохлаждаемыми реакторами), создают большее тепловое загрязнение водоемов и требуют большего расхода охлаждающей воды.

За последнее десятилетие практически во всех странах мира, где эксплуатируются АЭС, происходит заметное снижение прогнозируемой мощности ядерной энергетики. Причины этого сложны и многочисленны. Однако главная причина этого - объективные экономические факторы, связанные, прежде всего с введением более строгих норм эксплуатации АЭС, обусловленных требованиями высокой степени надежности, безопасности и защиты окружающей среды. Чтобы удовлетворить этим требованиям, пришлось существенно увеличить число вспомогательных систем, дополнительного оборудования, использовать новые дорогостоящие материалы, усовершенствовать технологию эксплуатационного обслуживания оборудования АЭС, внедрить новые способы контроля, усовершенствовать методы подготовки, переподготовки и периодического контроля персонала. Все это привело к увеличению трудозатрат, затрат времени и средств на строительство и эксплуатацию АЭС, резко возросли и без того большие удельные капитальные затраты на сооружение АЭС.

Вследствие указанных и ряда других причин программы развития ядерной энергетики во многих

странах были пересмотрены в сторону сокращения. Так например, в США, Японии и в странах-членах ЕЭС темп и объемы ввода новых мощностей в ядерной энергетике сократились на 30-40 % по сравнению с ранее планируемыми.

Аналогичные тенденции наблюдаются и в традиционной энергетике, где используется органическое топливо. Удельные капиталовложения в строительство тепловых электростанций (ТЭС), работающих на органическом топливе, и АЭС возрастали приблизительно в одинаковой пропорции.

Тем не менее, на современном этапе развития ядерная энергетика не только экономически конкурентоспособна по отношению к другим видам производства электроэнергии, но и превосходит их по таким показателям, как экономичность, надежность и безопасность, экологичность. В результате резкого увеличения стоимости нефти и газа за последние десять лет в значительной степени улучшилась конкурентоспособность АЭС.

Развитие атомной энергетики в Украине стало основой энергетического потенциала страны. Выработка электроэнергии объединенной энергетической системой Украины за период с 1990 по 2001 г.г. уменьшилась с 296258 до 172159 млн. кВтч, что объясняется спадом производства и ощутимым износом основного оборудования ТЭС, работающих на органическом топливе. Вместе с тем производство электроэнергии на АЭС за этот же период оставалось практически на одном и том же уровне (73750 - 76179 млн. кВтч), с небольшим спадом в 1994-95 гг. За последние 2-3 года производство электроэнергии на АЭС в среднем составляет 44 - 45 % а в зимний период - 50 % и более общего производства.

В первом полугодии 2002 года АЭС Украины выработали практически 50 % электроэнергии, произведенной в Украине [13].

Таким образом, надежная и безопасная атомная энергетика, обеспечивающая высокие и конкурентоспособные технико-экономические показатели производства электроэнергии и теплоты, является основой энергетического производства и энергетической безопасности Украины.

Неотъемлемой частью АЭС является турбоустановка. В настоящее время наибольшее распространение получили АЭС с водоохлаждаемыми ядерными реакторами и пароводяным энергетическим контуром с паровыми турбинами на насыщенном паре. Второй (паротурбинный) контур АЭС состоит из сложного тепломеханического оборудования, от работы которого зависят как технико-экономические, так и эксплуатационные показатели работы электростанции: надежность, экономичность, маневренность, безопасность. Технический уровень оборудования турбоустановки определяет ряд основных параметров АЭС, таких как единичная мощность блока, компоновочные решения (моно- или дубльблок), начальные и конечные параметры теплоносителя и рабочего тела, тип и условия технического водоснабжения и т.п.

Все это показывает, что на всех этапах проектирования, строительства, монтажа, наладки и эксплуатации - выбор основных характеристик АЭС, выбор площадки для сооружения АЭС, проектирование оборудования и АЭС в целом, строительство и монтаж оборудования АЭС, пусконаладочные испытания, эксплуатация и ремонт - специалист-энергетик по АЭС

должен хорошо представлять себе конструкцию тепломеханического оборудования станции (блока), в том числе и турбоустановки, взаимосвязи основных ее элементов, особенности их эксплуатации.

ТУРБОУСТАНОВКА K-1000-60/1500-1 [4]

Успешный опыт эксплуатации турбин мощностью 500 МВт на 1500 мин-1 послужил основой для создания турбины К-1000-60/1500-1, выпущенной в четырех экземплярах для работы на Южно-Украинской и Калининской АЭС. Турбина К-1000-60/1500-1 имеет номинальную мощность 1100 МВт при работе на насыщенном паре с начальными параметрами 5,89 МПа и 274,3 °С (начальная влажность 0,5%), с внешней сепарацией и двухступенчатым перегревом пара до температуры 250 °С при давлении 1,12 МПа и давлении в конденсаторе 4 кПа.

При давлении в конденсаторе 5,9 кПа турбина поставляется с двумя ЦНД.

От четырех парогенераторов реактора ВВЭР-1000 по четырем трубам пар подается к четырем блокам комбинированных стопорно-регулирующих клапанов, расположенных по обе стороны турбины. Все четыре регулирующих клапана перемещаются одновременно, т.е. в турбине используется дроссельное парораспределение.

Поступив в двухпоточный ЦВД, пар расширяется в нем и при давлении 1,2 МПа и влажности 12 % отводится в четыре СПП. В сепараторе происходит отделение образовавшейся влаги, а полученный сепарат, имеющий высокую температуру, направляется в первый (по ходу питательной воды) ПВД. Затем пар перегревается сначала в I ступени паром, отбираемым из ЦВД с параметрами 2,82 МПа и 230 °С, а затем во II ступени - свежим паром. С параметрами промежуточного перегрева пар поступает в двухпоточный ЦСД, а из него - в две ресиверные трубы, расположенные над турбиной. Из ресиверных труб пар раздается на три двухпоточных ЦНД.

Из ЦНД пар поступает в два поверхностных одноходовых секционированных конденсатора. Из каждого ЦНД пар поступает в свою секцию, поэтому при температуре охлаждающей воды в первой (по ходу воды) секции, равной 15°С, давление составляет 3,67 кПа, во второй - 3,76 кПа, в третьей - 4,5 кПа. Система регенеративного подогрева питательной воды состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД. Питательная вода, поступающая в парогенератор, имеет температуру 224,3 °С. Для привода двух питательных насосов используются конденсационные турбины типа ОК- 12А КТЗ мощностью 11,6 МВт. На приводные турбины подается пар, отбираемый за СПП.

Собственно турбина состоит из ЦВД, ЦСД и трех ЦНД. Валопровод турбины состоит из пяти роторов цилиндров и ротора генератора. Каждый из роторов уложен в два опорных подшипника. Роторы соединены между собой жесткими муфтами, полумуфты которых откованы заодно с валами. Упорный подшипник выполнен отдельно и размещен в корпусе между ЦВД и ЦСД.

Цилиндр высокого давления выполнен двухпоточным, и каждый его поток унифицирован с проточной частью ЦВД турбины К-500-65/1500. Ротор ЦВД — сварно-кованый, жесткий. Корпус ЦВД — двойной. Тонкостенный внутренний корпус изготовлен из эрозионно-стойкой стали. В нем размещается две пары диафрагм двух потоков. Четыре обоймы также содержат по две диафрагмы. Диафрагмы ЦВД — сварные. Перед установкой во внутренний корпус или обойму диафрагмы соединяются болтами попарно в осевом направлении. Разъем диафрагм плотно затягивается болтами после их установки. Это уменьшает паразитные протечки пара поверх установочных гребней и снижает опасность щелевой эрозии. За внутренним корпусом и за обоймами выполнены отборы пара на регенерацию.

Цилиндр среднего давления также выполнен двухпоточным. В каждом потоке установлено по четыре ступени (в варианте турбины с двумя ЦНД в каждом потоке ЦСД размещено пять ступеней), проточная часть которых унифицирована с проточной частью ЦСД турбины К-500-65/1500. Ротор ЦСД - сварно-кованый, жесткий. Корпус ЦСД состоит из трех частей, отлитых, и затем скрепленных болтами по вертикальным технологическим разъемам. Диафрагмы, устанавливаемые непосредственно в корпус ЦСД, выполнены сварными. Их тела и ободья изготовлены из низколегированной стали.

Проточная часть ЦНД и в значительной степени вся его конструкция унифицированы с ЦНД турбины К-500-60/1500. Каждый из потоков имеет пять ступеней. Последняя ступень имеет средний диаметр 4150 мм, длину рабочей лопатки 1450 мм. Корпус ЦНД выполнен одностенным ввиду сравнительно небольшого давления на входе (примерно 0,35 МПа).Принципиальная тепловая схема установки показана на рис.1.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-1 ПО " Турбоатом "

А - питательная вода к ПГ; В - острый пар из ПГ; С - слив конденсата из конденсатора ТППН в основной конденсатор; D - конденсат от эжекторов в основной конденсатор; Е - выпар деаэратора; 1 -ЦВД 2 - ЦСД; 3 - ЦНД; 4 -СПП; 5 - СРК; 6,7 - ОЗ; 8 - основной конденсатор; 9 - КН1; 10 - эжекторы; 11-БОУ; 12-КН2; 13-16 - ПНД; 17-ДНІ,2; 18 - деаэратор; 19-ТППН; 20 - ПН; 21-23 - ПВД; 24- конденсатор приводной турбины.

СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Тепловая схема турбоустановки это технологическая схема, в состав которой входит все технологическое оборудование и элементы турбоустановки, включая паропроводы, трубопроводы конденсатно-питательного тракта и трубопроводы обвязки с соответствующей арматурой. Изображение элементов тепловой схемы и их связи выполняют в соответствии с нормативными требованиями, обязательными к использованию в нормативно-технической, конструкторской, технологической и другой технической документации, а также в учебных процессах всех учебных заведений, в учебниках и учебных пособиях. Условные графические изображения реакторов, оборудования первого контура, турбин и турбинного оборудования в соответствии с ГОСТ 21.403-80.

Различают три способа изображения тепловой схемы турбоустановок, в том числе и турбоустановок АЭС, которые при этом называют полной (развернутой), принципиальной и расчетной соответственно.

Принципиальная тепловая схема ТУ АЭС характеризует сущность и совершенство основного технологического процесса АЭС – процесса преобразования теплоты рабочего тела, полученной от теплоносителя, в электроэнергию и теплоту, отпускаемую потребителям.

Принципиальная тепловая схема включает основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование технологического цикла: парогенераторы, паровые турбины, регенеративные подогреватели питательной воды, подогреватели сетевой воды, насосы различного назначения (питательные, конденсатные, дренажные, сетевые и др.), испарительную установку, деаэраторы и т.п.

При составлении принципиальной тепловой схемы учитываются возможные режимы работы. Расчет принципиальной тепловой схемы производят с целью определения параметров и величины потоков рабочего тела (пара, основного конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.

На принципиальной схеме указывается все основное оборудование, логически связанное технологическим циклом электростанции, конечной продукцией которого является электроэнергия (электроэнергия и теплота). Обычно на этой схеме указывают лишь основное оборудование (и связи между ним), без которого осуществление технологического цикла ТУ невозможно; при этом на схеме могут отсутствовать оборудование и потоки, обеспечивающие длительную, безаварийную эксплуатацию, в том числе в переходных режимах (резервное оборудование, трубопроводы и т.п.). Однотипное оборудование и агрегаты также изображаются один раз.

Расчетная тепловая схема составляется на основе принципиальной. На расчетной схеме изображаются то оборудование и те потоки, где теплоноситель или рабочее тело изменяют свое термодинамическое состояние, что должно быть учтено при расчете основных технико-экономических показателей ТУ АЭС. На этой схеме могут отсутствовать оборудование и многочисленные потоки, имеющие принципиальное значение для работы турбоустановки, но не влияющие на расчет технико-экономических показателей (например, конденсатоочистка, баки сбора дренажей, расширители продувок и т.п.). Независимо от числа основных и вспомогательных однотипных агрегатов на расчетной схеме они изображаются один раз, но со всеми последовательно включенными элементами.

Полная (развернутая) схема ТУ АЭС составляется для блока в целом и включает в себя полный состав оборудования, включая резервное, и все существующие на электростанции связи между ним, включая байпасные, сбросные, перепускные и другие линии. Показывают все корпуса турбин, причем изображают оба потока для обычно применяемых двухпоточных цилиндров. На трубопроводах и агрегатах указывают всю арматуру.

В курсовом и дипломном проектах студенты при расчете показателей тепловой экономичности ТУ АЭС используют расчетную схему и изображают ее в расчетно-пояснительной записке.

В графической части курсового и дипломного проектов необходимо разработать такую схему проектируемой ТУ АЭС, которая представляла бы достаточно полный набор оборудования, его связей, потоков теплоносителя и рабочего тела для обеспечения длительной безаварийной эксплуатации, в том числе в переходных режимах. Этим требованиям удовлетворяет полная (развернутая) схема ТУ АЭС, но на разработку такой схемы требуется много времени, что не укладывается в рамки курсового и дипломного проектирования.

Удовлетворить предъявляемым требованиям может рабочая схема ТУ АЭС (используется только для учебных целей), на которой изображается все основное оборудование и все связи между ним по номенклатуре в объеме полной (развернутой) схемы, но без резервного (дублирующего) оборудования, пусковых, байпасных и резервных линий и т.п.

Расчетная тепловая схема составляется на основании стандартной (заводской) схемы турбоустановки и должна содержать все рассчитываемые элементы: подогреватели, охладители, сепараторы, смесители, расширители, испарители, насосы, турбопривод, внешние потребители теплоты, и соединяющие их коммуникации.

Нумерацию регенеративных подогревателей обычно выполняют арабскими цифрами по ходу основного конденсата и питательной воды. Отборы пара из отсеков турбины обозначаются обычно римскими цифрами по ходу потока пара в турбине.

ОПРЕЛЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧЕГО ТЕЛА В УЗЛОВЫХ ТОЧКАХ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Для расчета тепловой схемы ТУ необходимо знать параметры (давление, температуру и энтальпию) греющего пара отборов непосредственно на входе в регенеративные подогреватели, дренажей конденсата греющего пара, нагреваемой среды (основного конденсата, питательной воды и перегреваемого пара в СПП).

Определение параметров греющего пара.

Значения давлений пара в камерах отборов Т, работающей на номинальной нагрузке в проектном расчете, определяются по соответствующим температурам ОК и ПВ на выходе из ПНД и ПВД.

Относительная величина потерь давления на тракте отборного пара от главной турбины до соответствующего регенеративного подогревателя может быть оценена по формуле

DРi » (11 – i)/100, (1)

где i – номер регенеративного подогревателя по ходу основного конденсата и питательной воды, исключая деаэратор, в котором давление обычно бывает задано.

DР1 =0.1

DР2 =0.09

DР3 =0.08

DР4 =0.07

DР5 =0.06

DР6 =0.05

DР7 =0.04

Тогда давление пара в соответствующих отборах, если известна температура (давление) греющего пара в подогревателях, можно определить по формуле

Pi отб = Рi×(1 – DРi)–1 (2)

В проектных расчетах распределение подогрева ОК и ПВ между регенеративными подогревателями принимается равномерным.

Когда известны температура конденсата на выходе из конденсатора и температура питательной воды, то при Z регенеративных подогревателях, подогрев в каждом из них принимается одинаковым. Тогда

Dhв = (hпв – h’k)/(Z+1) (3)

Такое распределение близко к оптимальному, но позволяет использовать для всех подогревателей одно и то же оборудование.

При равномерном регенеративном подогреве в каждом из них температура воды повышается на 15 – 30 °С.

Для рассмотренного примера ТУ К-1000-60/1500-2 известно, что tпв = 225 °С и pПВ=6.27 МПа, чему соответствует hПВ= f(pПВ, tПВ)=967,74 кДж/кг .

При Рк = 0,045 МПа – h'К=f(pк,x=0)= 129,98 кДж/кг и tК=ts=f(pк)= 31,01 °С.

Температура основного конденcата на входе ПНД 1 принимается на 2...3°С выще температуры в канденcаторе:

tоквхПНД=tк+3=34 °С

При 7 регенеративных подогревателях по (3)

Dhв = 104,72 кДж/кг., что соответствует примерно δt=Δhв/cpв=104,72/4,19=24,99 °С нагрева в каждом регенеративном подогревателе принимаем

ΔtПНД=30 °С

ΔtПВД=17 °С

Давление в деаэраторе по [4]: pД= 0,689 МПа

tsД= ts=f(pД)= 164 °С

Температура основного конденцата на входе деаэратора принимается на 10...15°С ниже температуры в деаэраторе:

tоквхД=tsД-10=164-10= 154 °С

Если известен подогрев воды в каждом подогревателе и минимальный температурный напор на выходе из него, то легко определяется температура греющего пара в каждом регенеративном подогревателе, и, соответственно, давление греющего пара в нем.

Зная давление греющего пара в регенеративных подогревателях, с помощью соотношения (2) можно определить давления пара в камерах отбора турбоагрегата

Таблица 1.

Таблица расчета давлений пара в камерах отбора турбины

Параметр	ПВД			Д	ПНД
Параметр	П7	П6	П5		П4	П3	П2	П1
tввх, °С	198	181	164	154	124	94	64	34
tввых,°С	215	198	181	164.31	154	124	94	64
	7	7	7		4	4	4	4
, °С	222	205	188		158	128	98	68
pгр.пар, МПа	2.409	1.724	1.201		0.587	0.254	0.094	0.029
pотб, МПа	2.506	1.810	1.273		0.628	0.275	0.103	0.031

Давление в деаэраторе постоянное и поддерживается оно специальным регулятором давления. Поэтому давление в отборе для питания греющим паром деаэратор должно быть выше, чем давление в деаэраторе. Причем, это превышение должно компенсировать не только гидравлическое сопротивление тракта от турбины до деаэратора, но и возможные колебания давления в камере отбора турбины, связанные с изменениями нагрузки. Обычно деаэратор использует греющий пар следующего за ним подогревателя высокого давления.

Температура конденсата греющего пара в подогревателях, где не предусмотрено охлаждение конденсата, равна температуре насыщения при давлении в подогревателе. Температура конденсата греющего пара в подогревателях с охлаждением дренажа принимается примерно такой же, как температура насыщения в предыдущем по ходу воды подогревателе.

Расчет тепловых схем ТУ АЭС основан на уравнениях тепловых балансов, материальных балансов рабочего тела, а также на уравнениях для определения давлений потоков в узловых точках схемы.

При проектном расчете тепловой схемы на номинальной нагрузке потери давлений в ее элементах, а также в трубопроводах обвязки принимаются по приближенным значениям или по данным эксплуатации аналогичных ТУ.

Условный процесс расширения пара в турбине строится с использованием значений внутренних относительных КПД цилиндров турбины по состоянию перед их соплами. Основные характеристики турбин АЭС, в т.ч. и внутренние относительные КПД цилиндров по данным заводов–изготовителей приведены в [2].

Методика построения процесса расширения пара в турбине на номинальной нагрузке приведена в [1, 2, 4]. Для выбранной ТУ из [2, 3, 4] определяются значения внутренних относительных КПД для всех цилиндров основной турбины и турбопривода питательного насоса (ТПН) (hоi).

Построение процесса расширения пара в ЦВД.

Состояние пара перед стопорным клапаном турбины определяется параметрами Р0, t0, х0, которые обычно задаются либо определяются по прототипу.

Можно также в проектном расчете исходить из того, что известны термодинамические свойства пара на выходе из парогенератора (ПГ) и гидравлические сопротивления парового тракта от ПГ до СРК. Это сопротивление можно оценить величиной 4 – 6 % от давления в ПГ. Тогда давление перед СРК турбины определится как

Р0 = Рпг×(1 – DРпар) = (0,94…0,96)×Рпг

Р0 = 0,96×Рпг=0,96.6,27=6,019 МПа

По [5] можно определить значения

h0 = h’0×(1–x0) + h”0×x0, (4)

где h’0 и h”0 – энтальпия воды и сухого насыщенного пара на линии насыщения, соответственно.

х0 – степень сухости пара перед регулирующими органами турбины.

Один из способов расчета параметров в узловых точках на линии процесса расширения пара в турбине – использование программы МЭИ Water Steam Pro для расчета термодинамических параметров воды и водяного пара.

х0 =0.995

h0 = f (Р0,x0)

h0 =2776.504 кДж/кг

Потери давления в паровпускных устройствах турбины (DРпу) в соответствии с рекомендациями [2, 3] принимают равными

DРпу = (0,03 ¸ 0,05)×Р0 , (5)

где Р0 – давление перед регулирующими органами турбины;

Давление пара перед соплами первой ступени ЦВД (Р0¢), с учетом величины DРпу определится как

Р0¢ = (1 – DРпу)×Р0 (6)

Р0¢ = 0,95×Р0=0,95.6,019= 5,718 МПа

x’0=f(p’0,h0)=0.993

s0 = f(p’0,h0)=5,892 кДж/(кг.К)

Точка, характеризующая начало процесса расширения в ЦВД находится на пересечении изобары Р¢0 с линией энтальпии h0 (рис. 2).

Энтальпия в конце действительного процесса расширения в ЦВД при заданном разделительном давлении (давлении за последней ступенью ЦВД) определится как

hIII = h0 – (h0 – hТIII)×hoiЦВД, (7)

hТIII = f (РIII,s0)= 2503,5 кДж/кг

hoiЦВД=0,83

hIII = h0 – (h0 – hТIII)×hoiЦВД=2776,5-(2776,5-2503,5)×0,83=2549,9 кДж/кг

где hТIII – энтальпия в конце адиабатического процесса расширения пара в ЦВД (определяется по h,S-диаграмме при s¢0 = s0);

Когда разделительное давление не задано (в проектном расчете) его можно определить, исходя из расчетной температуры ОК и ПВ на выходе из ПНД и ПВД системы регенерации (см. раздел 4).

(h0 – hТIII) – располагаемый или адиабатический теплоперепад в ЦВД.

Нрас=h0-hТIII=2776,5 – 2503,5=272,9 кДж/кг

Разность h0 – hIII называется действительным теплоперепадом ЦВД.

НД=Hрас.ηoiЦВД= h0 – hIII=2776,5 – 2503,5– 2549,9=226,6 кДж/кг

Точка на h,S – диаграмме, характеризующая конец действительного процесса расширения в ЦВД, находится на пересечении изобары РIII с линией энтальпии hIII (рис. 2). Эта же точка определяет влажность пара на выходе из ЦВД (на входе в сепаратор), хIII = хс.

хIII = хс= f (РIII, hIII)=0,880

В [3, 4] приведены усредненные значения hoi по цилиндрам в целом, без учета изменений этого КПД по отдельным ступеням (группам ступеней). Поэтому для получения условной линии действительного процесса расширения пара в цилиндре, достаточно соединить точки на h,S – диаграмме, характеризующие начало и конец этого процесса.

Определяем энтальпии в отборах и на выходе из ЦВД при идеальном процессе расширения.

hIид=f(pI,s0)= 2621,7 кДж/кг

hIIид=f(pII,s0)= 2564,0 кДж/кг

hIIIид=f(pIII,s0)= 2503,5 кДж/кг

Определим значения энтальпий в отборах и на выходе из ЦВД в действительном процессе расширения пара в ЦВД (с учетом значения η =0,83)

hI=h0-(h0-hIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2621,7).0,83= 2648,0 кДж/кг

hII=h0-(h0-hIIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2564,0).0,83=2600,0 кДж/кг

hIII=h0-(h0-hIIIид).ηoiЦВД= 2776,5-(2776,5-2503,5).0,83=2549,9 кДж/кг

На основании полученных давлений в отборах и полученных энтальпий пара определим значения энтропий, температуры и степени сухости пара в характерных точках процесса в ЦВД.

sI=f(pI,hI)= 5,945 кДж/(кг.K)

sII=f(pII,hII)= 5,967 кДж/(кг.K)

sIII(pIII,hIII)= 5,992 кДж/(кг.K)

tI=ts=f(pI)= 224,1 °С

tII=ts=f (pII)= 207,4 °С

tIII=ts=f (pIII)= 190,6 °С

xI=f(tI,hI)= 0,916

xII=f(tII,hII)= 0,897

xIII=f(tIII,hIII)= 0,880

Аналогично выполняется построение процесса расширения пара в других цилиндрах главной турбины и турбины привода питательного насоса.

Для определения параметров пара в камерах отборов главной турбины на линию действительного процесса расширения пара наносятся изобары, соответствующие давлениям в камерах отборов турбины. В точках пересечения изобар с линией действительного процесса расширения пара определяются энтальпии пара в камерах отборов.

Рис. 2. Построение процесса расширения пара в турбине и в приводной турбине питательного насоса в h,S–диаграмме

Построение процесса расширения пара в ЦНД.

Параметры пара на входе в ЦНД определяются параметрами пара на выходе из СПП.

Потери давления до СПП (DРТ)

ΔpТ=0.02%

PТ=pIII.(1-ΔpТ)=1,273.(1-0,02)= 1,247 МПа

sТ= f(pТ,xIII)= 6,508 кДж/(кг.K)

hТ= f(pТ,xIII)=2781,1 кДж/кг

Потери давления в СПП (DРспп), согласно [3, 4] определяют по формуле

DРспп = 0,08×Рразд, (8)

Этот перепад равномерно распределяем между сепаратором и ступенями перегрева пара. Обозначив число ступеней в СПП (сепаратор, 1-я и 2-я ступени перегрева).

Состояние пара за сепаратором.

Рс = Рразд×(1– DРс) (9)

Δpc=0.02%

pс=pТ.(1-Δpc)= 1,247.(1-0,02)= 1,222 Мпа

tс=ts= f(pc)= 188,8°С

Конструкция сепарационных устройств современных СПП обеспечивает влажность пара на выходе из сепаратора не более 1 %, т.е. хсвых = 0,99.

По Рс и хсвых по h,S – диаграмме или с использованием соотношения (4) и [5] определяем энтальпию пара на выходе из сепаратора (hcвых).

sс= f(pc, хсвых)= 6,515 кДж/(кг.K)

hс= f(pc, хсвых)= 2784,4 кДж/кг

Состояние пара за первой ступенью пароперегревателя (ПП1) определяется давлением пара за первой ступенью (Рпп1), которое можно рассчитать с помощью (9), и температурой tПП1, которая определяется по заводским данным [3, 4]

Рпп1 » Рс×(1– DРпп1)

Δpпп1= 0.03%

pпп1=pс.(1-Δpпп1)= 1,222.(1-0,03)= 1,186 МПа

Для определения температуры и энтальпии на выходе из ПП1, можно задаться величиной перегрева пара на выходе из ПП1. Она обычно колеблется в диапазоне 5… 10 °С. По найденной tпп1 определяем hпп1 и sпп1.

ts,пп1= f(pпп1)=187,4

tпп1=ts,пп1+10=197,4 °С

sпп1= f(pпп1, tпп1)= 6,584 кДж/(кг.K)

hпп1= f(pпп1, tпп1)= 2810,3 кДж/кг

Состояние пара за второй ступенью пароперегревателя (hПП2) определяется аналогично первой ступени.

Рпп2 » Рпп1×(1– DРспп/n),

tпп2= 250 °С

Δpпп2= 0.03%

pпп2=pпп1.(1-Δpпп2)= 1,186.(1-0,03)= 1,150 МПа

sпп2= f(pпп2, tпп2)= 6,853 кДж/(кг.K)

hпп2= f(pпп2, tпп2)= 2937,5 кДж/кг

Страницы: 1, 2, 3