Реферат: Выбор оптимального варианта повышения мощности турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640

Санкт-Петербургский Государственный ТехническийУниверситет

Энергомашиностроительныйфакультет

Кафедра Атомных и тепловых энергетических установок

КУРСОВАЯРАБОТА

Дисциплина: Режимы работы и эксплуатации атомныхэлектрических станций

Тема: Выбор оптимального варианта повышениямощности турбообводом в составе энергоблока ВВЭР-640

Выполнил студент гр. 5М37/2: Ерёмин Н.Н. Руководитель, к.т.н., доц.: Мышкин Н.С.

2001 г.

РЕФЕРАТ

страниц 21,рисунков 4

ТУРБООБВОД ЦВД, ТУРБООБВОД ЧВД,РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

Рассчитана система повышения мощности ПТУтурбообводом. Рассмотрены два варианта вспомогательных турбин для двухвариантов их включения в технологическую схему. Проанализированы результатырасчетов. Произведен выбор оптимального варианта компенсации мощноститурбообводом.

ABSTRACT

pages 21, figures 4

BYPASSTURBINE OF HPC, BYPASS TURBINE OF LPC, TECHNOLOGICAL EQUIPMENT REGIMECALCULATIONS.

Steam-turbineplant capacity increasing system with bypass turbine was calculated. Twovariants on bypass turbine for both variants of connection were considered.Calculation results were analyzed. The optimal scheme of capacity compensatingsystem with bypass turbine was chosen.

Список использованных сокращений

АЭС – атомная электрическая стация;

ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор;

Д – деаэратор;

К – конденсатор;

ПВД – регенеративный подогреватель высокого давления;

ПНД — регенеративный подогреватель низкого давления;

ПТУ – паротурбинная установка;

ПГ – парогенератор;

ПП – промежуточный пароперегреватель;

С – сепаратор;

СПП – сепаратор пароперегреватель;

ЦВД – цилиндр высокого давления основной турбины;

ЦНД – цилиндр низкого давления основной турбины;

ЧВД – часть высокого давления ЦВД основной турбины;

ЧСД – часть среднего давления ЦВД основной турбины.

Содержание

Введение… 5

Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЦВД… 6

Алгоритм расчета… 6

Расчет схемы включения дополнительной турбины на обводе ЧВД… 17

Анализ вариантов включения обводной турбины… 20

Список использованной литературы… 21

Введение

В соответствии с растущими во всем мире требованиямик безопасности АЭС, в нашей стране было принято решение о создании энергоблоковнового поколения, повышенной безопасности и надежности. Такой тип энергоблоков,как предполагалось, должен был получить широкое распространение в нашей стране.Поэтому многие из них могли быть построены в достаточном удалении отцентральных энергосистем. Следовательно, в районах строительства такихэнергоблоков не будет мощных потребителей вырабатываемой электроэнергии.Поэтому было принято решение о создании блоков средней мощности. За основуразработки реакторной установки был взят реактор ВВЭР-1000 с пониженнойтепловой мощностью, в результате чего была повышена безопасность и надежностьсхемы в целом. Понижение мощности привело к замене части активных систем зашитына пассивные, что в свою очередь увеличивает надежность системы безопасностиреактора.

Этот проект получил название НП-500.Предполагавшаяся электрическая мощность реакторной установки была равна 500МВт. Для этого реактора ЛМЗ спроектировал турбину К-600-6,9/50. Как видно изназвания, данная турбина обеспечивала запас по мощности, по сравнению среактором. Но в процессе разработки и тщательного расчета нейтронно-физическихсвойств АЗ было обосновано повышение мощности реактора из расчета 640 МВт(эл.). Поскольку турбоустановка, работая в номинальном режиме, вырабатывает 600МВт электроэнергии, а реактор спроектирован на электрическую мощность 640 МВт,то необходимо рассмотреть варианты увеличения мощности паротурбинной установки.Первым из них является непосредственное увеличение мощности ПТУ за счетперепроектирования или доработки уже существующей турбины. Этот вариантдостаточно дорогостоящ, поскольку потребуется разработка нового ЦВД и получениелицензий на новый тип турбин. Второй вариант требует меньших финансовых затратдля реализации. Его можно реализовать, установив вспомогательную турбину наобводе ЦВД. При этом получается выигрыш за счет мощности, производимой самойвспомогательной турбиной, и мощности, полученной за счет увеличения расходачерез ЦНД основной турбины. При анализе этого варианта следует учесть изменениережимов работы всего технологического оборудования второго контура, в связи счем появляется необходимость пересчета технологической схемы для режимов работыс включенной вспомогательной турбиной, и без нее.

В рамках бакалаврской работы [1] были посчитанырежимы работы технологического оборудования второго контура при подключениивспомогательной турбины на обводе ЦВД. Для получения зависимостей между схемамивключения вспомогательной турбины и её конструкциями следует посчитатьразличные схемы включения дополнительной турбины, и характеристики ПТУ наразличных режимах работы.

Таким образом, целью данной работы являетсяопределение зависимостей между схемами включения вспомогательной турбины и еёконструкциями и нахождение наиболее экономически выгодного вариантаиспользования турбообвода.

Расчет схемы включения дополнительной турбины наобводе ЦВД

В данном разделе приводится расчет тепловой схемывторого контура с учетом вспомогательной турбины на обводе ЦВД. Результатырасчетов для различных схем включения сводятся в таблицы и зависимости,представленные в последующих разделах.

Методика расчета тепловой схемы основана на методетепловых балансов для основных элементов технологической схемы. Для определениятермодинамических характеристик используются уравнения Юзы для воды и водяногопара, реализованные в пакете Mathcad 2000 Pro.

Алгоритм расчета

Используя результаты расчета вспомогательной турбиныи данные проекта АЭС с ВВЭР-640 [2] составляетсярасчетная технологическая схема второго контура энергоблока с учетомподключенной вспомогательной турбины. Схема представлена на рис.1. изаписываются исходные данные для расчета.

Рисунок 1. Расчетная тепловая схема ПТУВВЭР-640 с дополнительной турбиной на обводе ЦВД.

Давление перед РК основной турбины и в отборе натурбообвод:

Р0= 6,87 МПа,

Р00 = 6,87 МПа.

Расход пара через голову основной турбины наноминальной мощности:

D0= 980 кг/с.

Расход пара через обводную турбину:

Dдоп = 25кг/с.

Давление пара в конденсаторе:

РК = 4,9кПа.

Температура пара за промперегревателем:

tПП = 250 oC.

Давления в камерах отбора турбины представлены втабл.1.

Таблица 1.Давленияв камерах отбора основной турбины.

Точка отбора Обозначение Давление, МПа

За РК основной турбины

Р0’0

6,52

На ПВД-6

Р10

3,07

За первой ступенью С

Рс10

3,01

На ПВД-5

Р20

2,08

К деаэратору

Р30

1,44

На ПНД-4

Р40

0,44

За второй ступенью С

Рс20

0,42

За ПП на входе в ЦНД

РПП0

0,41

На ПНД-3

Р50

0,20

На ПНД-2

Р60

0,099

На ПНД-1

Р70

0,05

На выходе ЦНД

РК0

0,0045

КПД для ЦВД и ЦНД основнойтурбины без учета влажности пара:

hЦВДсух. = 0,81;

hЦНДсух. = 0,83.

КПД обводной двухвенечной турбины Кёртисапо данным расчета:

hДОП.= 0,501.

Зная термодинамические параметры в точкахтехнологической схемы необходимо построить процесс расширения пара в основной иобводной турбине. Для этого используются записанные выше исходные данные и hs-диаграмма. Процесс расширения в hs-диаграммепредставлен на рис.2.

Далеерассчитываем расход пара через элементы технологической схемы, для чегоиспользуется метод последовательных итераций. Суть метода заключается впоследовательном вычислении по заданному алгоритму с последующим повторнымвычислением с уточненными значениями исходных значений. Обычно пяти-шаговаяитерация обеспечивает достаточную степень точности.
/>

Рисунок 2. Процесс расширения пара в основнойи обводной турбине в hs-диаграмме.

Для расчета зададимся начальными значениями искомыхвеличин – доли расходы для номинального режима до (с индексом “0”)и после установки вспомогательной турбины:

Элемент схемы Без доп. турбины С доп. турбиной

Конденсат из ПП (aПП /aПП0 )

0,098

0,096

На ПВД-6 (a6 /a60 )

0,052

Конденсат из С1(aС1 /aС10 )

0,065

На ПВД-5 (a5 / a50 )

0,027

0,028

К деаэратору (aД /aД0 )

0,070

0,073

На ПНД-4 (a4 / a40 )

0,029

0,028

Конденсат из С2 (aС2 / aС20 )

0,037

0,067

На ПНД-3 (a3/ a30)

0,026

0,024

На ПНД-2 (a2/ a20)

0,017

0,016

На ПНД-1 (a1/ a10 )

0,042

0,039

Используя начальныезначения для расчета, найдем полные расходы через элементы технологическойсхемы:

Dосн. = D — aПП.D – Dдоп.; Dосн.0 = D0 — aПП0.D0– Dдоп.0;

D1ЦВД = Dосн. — a6.D; D1ЦВД0 = Dосн.0 — a60.D0;

D1С =D1ЦВД— aС1.D; D1С0=D1ЦВД0— aС10.D0;

D2ЦВД = D1С — a5.D; D2ЦВД0= D1С0 — a50.D0;

D3ЦВД = D2ЦВД— aД.D; D3ЦВД0= D2ЦВД0— aД0.D0;

D4ЦВД = D3ЦВД— a4.D; D4ЦВД0= D3ЦВД0— a40.D0;

DС2 = D4ЦВД+ Dдоп.— aС2.D; DС20= D4ЦВД0— aС20.D0;

D5ЦНД = DС2— a3.D; D5ЦНД0= DС20— a30.D0;

D6ЦНД = D5ЦНД— a2.D; D6ЦНД= D5ЦНД— a2.D0;

Энтальпию расширенного пара в точке входа его восновную линию найдём по формуле для энтальпий смеси:

/> кДж/кг.

Используя формулуСтодолы, найдём давления на частичном режиме:

P0’ = P00. 0,95 = 6,87. 0,95 = 6,53 МПа;

/> МПа;

/> МПа.

Расчет температуры пара за промперегревателемпроизведём исходя из уравнения теплового баланса в промперегревателе:

K(DC2).Dt=DC2. (tПП – ts(PС2)),

гдеK(DC2) – коэффициент теплопроводностидля ПП;Dt – среднелогарифмическийперепад температур в ПП; DC2– расход пара на ПП;ts(PС2) – температура пара на входе в ПП;tПП– температура пара на выходе из ПП.

Коэффициент теплопередачинайдём по формуле:

/> Вт/(м2.К).

Найдемсреднелогарифмический перепад температур при номинальном режиме:

/> оС.

Запишем уравнениетеплового баланса в ПП для случаев без вспомогательной турбины и после ееустановки. Поделив одно уравнение на другое, получим следующее равенство:

/>.

Разрешив эторавенство относительно tПП мы найдёмтемпературу пара за ПП после установки вспомогательной турбины. В результатевычислений получим:

tПП = 248,2, оС.

Расчет давлений вподогревателях произведём исходя из формулы Стодолы для частичных режимов:

/> МПа;

/> МПа.

Для расчета температур навыходе регенеративных подогревателей воспользуемся формулой длясреднелогарифмического перепада температур и выразим температуру на выходеэлемента как функцию температуры насыщения при заданном давлении вподогревателе, температуры рабочего тела на входе в элемент, коэффициентатеплопередачи рабочей поверхности подогревателя, её площади и расхода рабочеготела:

/>.

Коэффициент теплопередачиопределим как функцию от расхода через подогреватель:

/>.

Подставляя значениятермодинамических величин для соответствующих элементов регенеративногоподогрева функцию температуры на выходе, найдём температуры на выходе каждогоэлемента.

tПВД5= ТВЫХ(Р2’, ts(PД), K(D), 2560, D) =210,7 оС;

tПВД6= ТВЫХ(Р1’, tПВД5, K(D), 2560, D) =231,2 оС;

tОК1 = ТВЫХ(Р7’, ts(PК) +7, K(D), 990.2, (1 — aПП — a6 — a5 — a4 — aД — aС1 — aС2 — a3 — a2).D) = 79,0 оС;

tОК2 = ТВЫХ(Р6’, tОК1, K(D), 1145, (1 — aПП — a6 — a5 — a4 — aД — aС1 — aС2 — a3 — a2).D) = 95,7 оС;

tОК3 = ТВЫХ(Р5’, tОК2, K(D), 1766, (1 — aПП — a6 — a5 — a4 — aД — aС1 — aС2).D) =

= 118,7 оС;

tОК4 = ТВЫХ(Р4’, tОК3, K(D), 2091, (1 — aПП — a6 — a5 — a4 — aД — aС1 — aС2).D) =

= 146,0 оС.

Далее рассчитываемтехнологическую схему непосредственно. Для этого берём начальные данные всоответствии с полученным процессом расширения пара в hs-диаграмме, записываем систему уравнений для относительныхрасходов в контуре и находим её решение методом последовательных итераций:

aа = 0,8;

aа = 1 — aПП — a6 — a5 — aД — a4 — aС1;

/>;

aОК = 1 — aПП — a6 — a5 — a4 — aД — aС1 — aС2;

/>.

После пяти шагов итерацийполучены следующие результаты:

aа = 0,659 – относительныйрасход через основной паропровод перед точкой включения обводной турбины.

aПП = 0,098;

aС1 = 0,065;

a6 = 0,052;

a5 = 0,027;

aД = 0,07;

a4 = 0,029;

aОК = 0,623;

aС2 = 0,037;

ts(PД) = 195;

Для нахождения a3и a2 воспользуемся методом последовательныхитераций для уравнений теплового баланса регенеративных подогревателей ПНД-2,ПНД-3:

/>;

/>.

В результате вычисленийполучены следующие значения:

a3 = 0,026;

a2 = 0,017;

/>.

Подставляя полученныезначения в исходные данные, и проводя расчеты повторно до тех пор, покаокончательные результаты будут мало отличаться от исходных данных, мы получимистинные значения для термодинамических величин в точках технологической схемына новом режиме работы. В этом состоит суть метода последовательных итераций.Приведенные расчетом результаты являются окончательными.

Зная относительныерасходы через элементы технологической схемы, и термодинамические величины вточках схемы, мы можем найти мощность ПТУ с учетом внесенных изменений, а такжеэкономический показатель работы энергоблока – КПД брутто.

NЦВД= D.[(1 — aПП — aДОП).(h0– h1) + (1 — aПП — a6 — aС1 — aДОП).(hC1 – h2) +

+ (1 — aПП — a6 — aС1 — a5 — aДОП).(h2 – h3) + (1 — aПП — a6 — aС1 — a5 — aД –

— aДОП).(h3 – h4)] = 289,7 МВт.

NЦНД = D.[ (1 — aПП — a6 — aС1 — a5 — aД – aС2 — a4).(hПП – h5) + (1 — aПП — a6 – aС1 – a5 — aД – aС2 — a4 — a3).(h5 – h6) + (1 — aПП — a6 – aС1 — a5 — aД – aС2 –

— a4 – a3 — a2).(h6 – h7) + (1 — aПП — a6 – aС1 — a5 — aД – aС2 – a4 — a3 — a2 — a1).

.(h6 – h7) = 326,7 МВт;

NДОП= D.[aДОП. (h0– h1K)] = 1005. [0,025.(2766 – 2535)] = 5,8 МВт.

Энтальпия питательнойводы на входе в ПГ:

hПВ = h(tПВ6,1,5.Р0).(1 — aПП) + aПП.h’(P00) = 997,2.(1 – 0,098) + 0,098 .

.1261 = 1023 кДж/кг;

Таким образом, теплота,срабатываемая в ПТУ, равна:

QТУ= D .(h’’(P0) – hПВ)= 1005. (2774 – 1023) = 1760 МВт.

Для оценки изменений врежимах работы введём относительные изменения мощностей ЦВД, ЦНД и ПТУ в целом.

/>;

/>.

hБР= 35,4 %

DhБР = 0,4 %

Из полученных результатов вычислений видно, что привключении обводной турбины на обводе ЦВД прирост мощности ПТУ составит 3,7 %, аКПД брутто – 0,4 %. Низкая мощность обводной турбины – следствие её низкогоКПД. При расчете турбины [1] были использованыстандартные профили лопаток, что и послужило причиной для низкого КПДвспомогательной турбины, поскольку в данных условиях ступени турбины работаютна нерасчетных режимах. Следовательно, для улучшения экономичности предлагаемойтурбины необходима разработка специальных профилей. Опыт разработки подобныхтурбин показывает, что КПД турбины может быть повышен до 0,75 за счет созданияулучшенных профилей с учетом режима работы турбины. Пересчитав схему с учетомулучшенного КПД обводной турбины, получим следующие результаты:

DNЦВД= -0,015;

DNЦHД= 0,083;

DNT = 0,046;

NT = 627,6 МВт.

hБР= 35,9 %

DhБР = 0,9%

В этом случае экономичностьи мощность ПТУ значительно возросли: снизились потери в ЦВД за счет болееглубокого расширения пара в обводной турбине, возросла её мощность, повысиласьмощность установки в целом и КПД брутто установки. При этом прирост КПД бруттоустановки относительно начального значения вырос на 0,9 %, что позволяетсэкономить значительное количество средств в ходе кампании.

Расчет схемы включения дополнительной турбинына обводе ЧВД

Расчетная тепловая схема представлена на рис.3.Расчет проводится по аналогичному алгоритму, что и для схемы включениявспомогательной турбины на обводе ЦВД. Процесс расширения пара в основной иобводной турбине представлен на рис. 4.

Для данной схемы включения используется одновенечнаяступень скорости. Выбор одновенечной ступени обусловлен следующими условиями:конструкция турбины должна иметь меньшие габариты для размещения на обводе ЧВД.Этот вариант ступени скорости имеет больший относительный окружной КПД посравнению с предыдущим вариантом [3, с.239]. В то же время одновенечные ступени скорости имеют максимальныезначения hu при U/C0около 0,5.

Полученная в результате расчета мощность турбинысоставляет 4,5 МВт, что меньше мощности двухвенечной ступени. Однакоодновенечная турбина дешевле в изготовлении и эксплуатации.

Рисунок 3. Расчетная тепловая схема ПТУ ВВЭР-640 с дополнительной турбиной наобводе ЧВД.

В результате расчетов получены следующие показателиработы ПТУ на номинальном режиме:

DNЦВД= 0,019;

DNЦHД= 0,076;

DNT = 0,057;

NT = 634,4 МВт.

hБР= 35,9 %

DhБР = 0,9 %

Рисунок 4. Процесс расширения пара в основнойи обводной турбине в hs-диаграмме.

При данной схеме включения видно, что суммарнаямощность ЦВД увеличилась на 1,9 %, а прирост мощности ЦНД составил только 7,6%, что меньше предыдущего варианта схемы на 0,7 %. Эти изменения являютсяследствием следующих причин:

1. При включении доп.турбины на обводе ЦВД в точке включения повышается давление пара, что приводитк увеличению перепада энтальпий на ЦНД, и понижению перепада на ЦВД. Какследствие понижается мощность, вырабатываема в ЦВЦ и повышается мощность ЦНД.

2. При включениидоп. турбины на обводе ЧВД точка включения находится между ЧВД и ЧСД.Следовательно, повышение давления уменьшает перепад энтальпий на ЧВД и повышаетперепад на ЧСД. Суммарное изменение мощности ЧВД и ЧСД дает прирост мощностиЦВД на 1,9 %. В то же время из-за переноса точки включения перепад на ЦНДуменьшается, что уменьшает прирост мощности в этой части турбины, а изменение мощностипроисходит исключительно за счет увеличения расхода пара.

Анализ вариантов включения обводной турбины

Полученные в результате расчетов значения запишем всводную таблицу:

Величина

Турбина на обводе ЦВД ЧВД

NДОП, МВт

5,8

4,5

NЦВД, МВт

292,6

302,8

NЦНД, МВт

329,2

327,1

NТ, МВт

627,6

634,4

DNЦВД, %

-1,5

1,9

D NЦНД, %

8,3

7,6

D NТ, %

4,6

5,7

hБР, %

35,9

DhБР, %

0,9

Из таблицы видно, чтопервый вариант включения доп. турбины менее экономичный, по сравнению совторым. Учитывая меньшую стоимость изготовления и эксплуатации одновенечнойтурбины, следует отдать предпочтение второму варианту.

Следует отметить, что полученные результаты являютсяоценочными и не могут быть взяты за основу при модернизации. Для полученияточных значений необходимо производить поступенный пересчет основной турбины сучетом обводной, и таким образом определять точные значения технологическихпараметров в каждой точке технологической схемы. В то же время необходим болеетщательный расчет вспомогательной турбины с учетом уникальности используемыхпрофилей проточной части.

Список использованной литературы

1. Ерёмин Н.Н. Анализ возможностей компенсации различия мощности(эл.) турбоустановки и реактора на АЭС с ВВЭР-640 // Выпускная работа бакалавра.– Филиал СПбГТУ в г. Сосновый Бор: кафедра управления ядерными реакторами,2000.

2. Атомная электрическая станция нового поколения с реакторнойустановкой средней мощности ВВЭР-640: Проект. — СПб.: Атомэнергопроект, 1993.

3. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Лазарев Л.Я. Атлас профилей решетокосевых турбин. – М.: Машиностроение, 1965. – 96 с., ил.

4. Зверков В.В., Игнатенко Е.И., Волков А.П. Резервы повышениямощности действующих АЭС с ВВЭР-440. – М.: Энергоатомиздат, 1987. — 80 с., ил.

5. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. – Л.:Энергоатомиздат, 1986. – 284с., ил.

6. Иванов В.А.Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. – СПб.:Энергоатомиздат, 1994. – 384 с., ил.

7. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа,1978.

8. Тепловые и атомные электрическиестанции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – В 4хкнигах. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

9. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса иконструкция турбин: Учебник для вузов. В 2х кн. — М.: Энергоатомиздат, 1993.

еще рефераты

Еще работы по технологии

Реферат по технологии

Выбор термообработки для метчиков и плашек изготовленных из стали У10

26 Июня 2015

Реферат по технологии

Выбор технологии прокатки рельсов

1 Сентября 2013

Реферат по технологии

Выплавка стали

26 Июня 2015

Реферат по технологии

Высоковольтные шунтирующие сопротивления

26 Июня 2015