Определение основных показателей блока АЭС и ТУ в режиме ЧН

Определим расходы рабочего тела через элементы тепловой схемы сучетом потерь пара, используя данные:

Расход пара перед СРК составляет D = 1384,34 кг/c

Протечки пара через уплотнения штоков клапанов турбиныD_прКл= 2,5кг/c.

Расход пара через СПП: D_ПП = 144,37кг/c

G_с= 134,54 кг/c

Расход пара на деаэратор: Dпд = 69,86кг/c

Протечки пара через уплотнения ЦНД: D_{уплКл-ЦНД} = 2,5кг/c

Расход пара на входе в ЦНД: D_0ЦНД= 859,81кг/c

Определим расходы пара через отсеки турбины:

Dотс1 = D₀–D_ПП2–D_прКл= 1247.67кг/c

Dотс2 = D_отс1-D_I= 1043.57кг/c

Dотс3 = D_отс2–D_II= 1010.31 кг/c

Dотс4 = D_отс3–D_III–= 928.67 кг/c

Dотс5 = D_отс4–D_IV- Gс–D_тп–D_пд–D_{уплКлЦНД} = 890.47 кг/c

Dотс6 = D_отс5–D_V = 827.09 кг/c

Dотс7 = D_отс6–D_VI = 775.68 кг/c

Dотс8 = D_отс7–D_VII = 742.68 кг/c

 

 

Определим теплоперепады в отсеках турбины:

Δh_отс1 = h₀–h_I = 66,45 кДж/кг

Δh_отс2 = h_I–h_II = 96,13 кДж/кг

Δh_отс3 = h_II-h_III = 53,55 кДж/кг

Δh_отс4 = h_III–h_IV = 115,9 кДж/кг

Δh_отс5 = h_ПП–h_V = 101 кДж/кг

Δh_отс6 = h_V–h_VI = 176,1 кДж/кг

Δh_отс7 = h_VI-h_VII = 156,3 кДж/кг

Δh_отс8 = h_VII–h_VIII = 118,3 кДж/кг

 

 

Внутренняя мощность отсека турбины определяется, как D_отсj×Δh_отсj.

Внутренняя мощность отсеков равна (в кВт):

Отс 1		W, кВт
Отс 2		W, кВт
Отс 3		W, кВт
Отс 4		W, кВт
Отс 5		W, кВт
Отс 6		W, кВт
Отс 7		W, кВт
Отс 8		W, кВт

Внутренняя мощность турбины составит:

 

Wi =Σ(D_отсj×Δh_отсj) = 797.85 МВт

 

 

Электрическая мощность турбогенератора определяется по формуле:

 

де, – механический КПД

– КПД электрогенератора

Электрическая мощность турбоустановки брутто в данном расчете равна N_{ел брутто}= 780.39 МВт.

 

 

Электрическая мощность турбоустановки нетто определяется по формуле:

N_е.сн - электрическая мощность всех потребителей электроэнергии ТУ. Основные потребители электроэнергии ТУ - насосы. Поскольку количество насосов в ТУ очень большое, и все учесть невозможно, то для увеличенных расчетов используют оценочную величину собственных нужд. Она составляет 3-4% от величины N_е.бр. Большее значение принимают для ТУ с электроприводом питательных насосов.

 

В результате расчета получаем, что электрическая мощность турбоустановки нетто N_е.нт= МВт.

 

Расхода теплоты на производство электроэнергии определяется по формуле.

 

В результаті Q_e=2435.62 МВТ;

КПД турбоустановки (брутто).

 

Результат расчета η_е.бр=32.041%

КПД турбоустановки (нетто).

 

 

Результат расчета η_е.нт=31.08%.

КПД блока АЭС (нетто).

 

η_{АЭС нт}= η_{э_нетто}·η_р·η_{тр 1к}·η_{тр 2к}·η_пг= 29.494%

 

η_{э_нетто} – КПД ТУ (нетто);

η_р– КПД реактора 0,99(характеризует потери теплоты реактором в ОС);

η_{тр 1к} – КПД трубопроводов 1-го контура 0,988(характеризует потери теплотытрубопроводом в ОС);

η_{тр 2к} – КПД трубопроводов 2-го контура 0,985(характеризует потери теплотытрубопроводом 2-го контура в ОС);

η_пг – КПД ПГ 0,985 (характеризует потери теплоты парогенератором в ОС).

 

Результат расчета η_АЭС.нт=29.494%.

Электрическая мощность, отдаваемая в сеть блоком АЭС:

N_{э_бл} = Qэ·η_{АЭС нт}

Результат расчетаN_{э_бл} =718.373МВт.

 

 

Удельный расход теплоты на производство 1 кВт·ч:

 

 

Результат расчета q_e=12.206 МДж/(кВт·ч).

 

Вывод

Внутренняя мощность турбоустановки К-1000-60/1500-1 составляет 780.39 МВт.

Заданная величина частичной нагрузки N_расч/N_{ном ту} = 78 %.

Для обеспечения заданной мощности при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 17 °С и минимальном температурном напоремежду дренажом греющего пара в ПВД и питательной водой на входе в ПВД 7 °С, необходимо обеспечить расход пара на входе в ЦВД 1287кг/с, что

составляет по отношению к номинальному расходу пара на турбину 78 %.

Сопоставляя полученный результат с заданием, имеем расхождение в

значениях 0.05039 %, что меньше допускаемого (0,1 %).

η_е.нт составляет 31.08

η_АЭС.нт составляет 29.494

q_eсоставляет 12.206 МДж/(кВт·ч)

 

Список ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

 

1. А.Г Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухній. Парові та газові турбіни для електростанцій: Підручник для вузів. – 3-е вид., перероб. і доп. – М.: Вид. дім МЕІ, 2008.-556, [4] c.

2. Маргулова Т.Х. Атомні електричні станції: Підручник для вузів.– 4-евид., перероб. і доп.–М.: Висш.шк., 1984.–304 с.

3. Теплові и атомні електричні станції: Справочник / Під общ. ред.

В.А.Григорьєва, В.М.Зоріна.– 2-е вид., перероб.– М.: Енергоатомвидав, 1989.– 608с.– (Теплоенергетика і теплотехніка; Кн. 3).

4. Трояновський Б.М. і др. Парові і газові турбіни атомних електростанцій: Підручник для вузів.– М.: Енергоатомвидав, 1985.–256 с.

5. Л.А. Ріхтер, Д.П. Елізаров, В.М. Лавигін. Допоміжне обладнання теплових електростанцій: Підручник для вузів – М.: Енергоатомвидав., 1987. – 216 с.

6. Кіров В.С. Теплові схеми турбоустановок АЕС і їх розрахунок: Підручник для вузів.– вид. 2-е,випр.– Одеса: Астропринт, 2004.– 212 с.

7. Кіров В.С. Як побудувати h,S діаграму розширення пара в турбіні з допомогою ЭТ EXCEL (PDF). Одеса: ОНПУ, 2012.–15 с.

8. Кіров В.С., Снісаренко І.Г.. Побудова процесу розширення пара в h-S діаграмі з допомогою ЭТ EXCEL 2010. Відеоурок. – Одеса: ОНПУ, 2013.

9. Рівкін С.Л., Александров А.А. Теплофізичні властивості води і водяногопара.–М.: Енергія, 1980.– 424 с.

10. Трухній А.Д. Стаціонарні парові турбіни. – 2-е вид., перероб. і доп. – М.: Енергоатомвидав., 1990.-640 с.