Показатели тепловой экономичности турбоустановки
Общий расход пара на турбину DТУ, кг/с [1,c.31]: DТУ = (1 – αппп)·DO = 2951 [кг/с]; где DO – общий расход пара через ЦВД. Удельный расход пара d, кг/кДж [1,c.31]: d = DТУ/W = 2951/2400000 = 0,0012[кг/кДж] = 4,68 [кг/кВт·час] где DТУ – общий расход пара на турбину, кг/с; W – электрическая мощность турбоагрегата, кВт. Паровая нагрузка парогенерирующей установки DПГ, кг/с: для моноблока DПГ = D0 = 3268 [кг/с]; Расход теплоты турбоустановкой на производство электроэнергии QТЗ (турбинный или машинный зал), кВт, с учетом потерь пара и восполнением их добавочной водой [1,c.31]: QТЗ = DПГ·(i0 – iп.в) = 3268·(2760 – 742); QТЗ = 6594824[кВт]; где DПГ – общий расход пара на турбину, кг/с; i0 – энтальпия свежего пара, кДж/кг; iп.в – энтальпия питательной воды, кДж/кг. Электрический КПД брутто турбоустановки ηЭбр, % [1,c.32]: ηЭбр = W·100/ QТЗ = 2400000·100/6594824= 0,3639 = 36,39%; Удельный расход тепла брутто [1,c.32]: qЭбр = QТЗ/W = 6594824·3600/2400000 = 9892,24 [кДж/кВт·час] Расход электроэнергии на привод питательных насосов WПН, кВт [1,c.32]: WПН = ΔiПВ·DПВ/ηПР, где ηПР для конденсатных и питательных насосов можно принять 0,85 – 0,9. WПН = ΔiПВ·DПВ/ηПР = (iН – iМ)· D0/ ηПР, WПН = (750 – 743)·3268/0,87 = 26294 кВт; Расход электроэнергии на конденсатные насосы WКН, кВт [1,c.32]: WКН = ΔiКН·DК/ ηПР = (iБ– iА)·DK/ηПР; WКН = (174– 168,4)· 2039,23 /0,87 = 13126,08 кВт Расход электроэнергии на дренажные насосы Принимаем напор дренажного насоса приблизительно равным величине давления в точке конденсатного трубопровода, к которой подключена напорная линия этого дренажного насоса. Принимаем, что повышение энтальпии в дренажном насосе [1,c.32]:
ΔiДН = (PВЫХ – PВХ)· υ ·10³, кДж/кг; где Рвх, вых – давление на всасе и на напоре дренажного насоса, МПа; υ – удельный объем перекачиваемой среды, м³/кг. PВЫХ = P IV"' = 0,4 МПа, PВХ = PIV" = 0,1 МПа, υ = 0,001 м£/кг, ΔiДН = (0,4 – 0,1)·0,001·10³ = 0,3 [кДж/кг]. Расход электроэнергии на дренажные насосы WД.Н, кВт [1,с.33]: WДН = ΔiДН·DK/ηнас = 0,3·2039,23 /0,77 = 794,51[кВт] Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки WТУСН, кВт, составит [1,с.32]: WТУСН = Σ WПН + Σ WКН + Σ WДН WТУСН = 26294 + 13126,08+ 794,51= 40214 [кВт]. Доля энергии на собственные нужды турбоустановки [1,с.33]:
WТУСН = WТУСН/N = 40214/2400000 = 0,017 Электрический КПД нетто турбоустановки [1,с.33]:
ηЭНТ = ηЭбр·(1 – WТУСН) = 0,3639·(1 – 0,017) = 0,36 Показатели тепловой экономичности энергоблока АЭС Для этого необходимо учесть потери тепла при транспортировке его от активной зоны до турбоагрегата и расход электроэнергии на собственные нужды станции. КПД брутто энергоблока [1,с.33]: ηЭН.бл бр = ηЭб·ηI·ηII·ηреж·ηэкспл·ηПГ, где hI – коэффициент, учитывающий потери тепла в реакторной установке, включая тепло, отводимое в системе очистки теплоносителя I контура: hI = 0,99 - 0,998, определяется типом реакторной установки, принимаемhI = 0,998; hII – коэффициент, учитывающий потери тепла от трубопроводов II контура, включая потери с организованными и неорганизованными протечками пара: hII = 0,98 – 0,99, определяется конструктивным исполнением системы острого пара, типами переменной арматуры и качеством эксплуатации системы;
hэкспл – коэффициент, учитывающий отклонение в состоянии оборудования (снижение вакуума в конденсаторе за счет отложения на теплопередающих поверхностях или за счет присосов воздуха и др.): hэкспл = 0,95¸0,995, принимаем hэкспл = 0,97; hПГ – коэффициент, учитывающий потери тепла от парогенераторной установки, включая потери с продувочной водой: hПГ = 0,995¸0,998, принимаем hПГ = 0,989 qпг. пр – потери тепла, связанные с продувкой ПГ: qпг. пр = 0,995 - 0,998. ηЭН.бл бр = 0,3639·0,998·0,9·0,97·0,989 = 0,31 Необходимая тепловая мощность реактора [1,с.34]: Nр = n·(W + Wтусн) / ηэб Nр = 1·(2400000 + 40214)/0,31 = 7871658[кВт] = 7871 [МВт], где n – число энергоблоков на станции: n = 1.
Выводы
2) Результатом выполнения данной курсовой работы стало расширение и углубление знаний об атомных и тепловых электростанциях и установках в целом. В первую очередь тепловых схемах АЭС, а также овладение навыками выполнения расчетных работ по тепловым схемам, т.к. устройства и технические характеристики рассмотренного в данной работе реактора РБМК соответствуют реальным характеристикам. 3) Также в ходе работы было определено количество ПНД (5 ПНД), число которых соответствует рекомендациям из литературы, число отборов турбоустановки (7 отборов) для принципиальной схемы АТЭЦ с реактором типа РБМК - 2400. 4) Кроме того, были получены расходы и параметры отборов пара и турбоустановки в целом. Расход свежего пара равен 3268 кг/с. 5) Был проведен расчет конденсатно-питательного тракта. Получена необходимая тепловая мощность реактора (7871 МВт) при заданной мощности ТУ 2400 МВт и определенном в ходе работы КПД установки (36,39%). 6) Кроме этого были построены процессы расширения пара в турбине на i-s диаграмме. Были определены расходы электроэнергии на приводы питательных, конденсатных и дренажных насосов (26294 кВт, 13126 кВт, 794 кВт соответственно). Удельный расход тепла брутто равен 9892 кДж/кВт·час.
Список использованной литературы 1. Каратушина И.В., Безносов А.В. «Расчет тепловой схемы паротурбинной установки ТЭС и АЭС», Нижний Новгород, 2008г. – 34 с. 2. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. – М.: Высшая школа, 1986 г.
4. Каратушина И.В. Курс лекций «Тепловые схемы АЭС и ТЭС» 5. Безносов А. В., Дмитриев С. М., Фарафонов В. А. «Основное оборудование атомных электростанций с уран-графитовыми реакторами», Горький, 1 983г. – 60 с 6. С.Л. Ривкин, А.А. Александров «Термодинамические Свойства воды и водяного пара (справочник)», Москва Энергоатомиздат 1984г. – 80 с.
|
