Размещено на http://www.allbest.ru/

138

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Пояснительная записка содержит 138 листов, 24 рисунка, 42 таблицы, использовано 30 источника.

Генератор пара, турбина, система регенеративного подогрева: конденсатор, подогреватели низкого давления, подогреватели высокого давления.

Объектом проектирования является модернизация парогенератора ПГВ-1000М Балаковской АЭС.

Главной целью модернизации являлось удаление зон повышенного солесодержания от коллекторов теплоносителя путем перераспределения питательной воды по длине парогенератора и образования в "холодном" торце ПГВ так называемого "солевого отсека", из которого организована непрерывная продувка котловой воды с наибольшей концентрацией растворенных примесей.

Суть модернизации заключалась в реконструкции шести поперечных патрубков раздачи питательной воды.

Проведенные расчеты позволяют считать, что после проведенной реконструкции достигнуто увеличение кратности циркуляции и улучшение условий работы теплообменного пучка, снижение металлоемкости ПГ и трудозатрат на его изготовление, упрощение условий ревизии и ремонта верхней полости ПГ.

The abstract

The explanatory note contains 138 sheets, 24 drawings, 42 tables, 30 sources are used.

Steam generator, the turbine, system of regenerative heating: the condenser, heaters of low pressure, high pressure heaters.

Object of designing is modernisation of steam and gas generator ПГВ-1000М of the Balakovo atomic power station.

Modernisation overall objective was removal of zones raised containing salt from collectors of the heat-carrier by feedwater redistribution on length of a steam and gas generator and formation "cold" end face ПГВ so-called "a salt compartment" from which the continuous purge котловой waters with the greatest concentration of the dissolved impurity is organised.

The modernisation essence consisted in reconstruction of six cross-section branch pipes of distribution of a feedwater.

The carried out calculations allow to consider that after the spent reconstruction the increase in frequency rate of circulation and improvement of working conditions heat-transmitting a bunch, decrease in metal consumption ПГ and expenditures of labour on its manufacturing, simplification of conditions of audit and repair of top cavity ПГ is reached.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Основные характеристики района сооружения АЭС

2. Предварительное технико-экономическое обоснование модернизации ПГ энергоблока АЭС

3. Тепло-технологические расчёты, подтверждающие работоспособность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблока АЭС

3.1 Выбор основного оборудования

3.2 Расчет тепловой схемы станции на номинальном режиме

3.3 Выбор вспомогательного оборудования

4. Основные компоновочные решения оборудования 2-го контура

5. Спецвопрос. Расчет процессов циркуляции в парогенераторе модернизированного типа

5.1 Анализ надежности работы парогенераторов ПГВ-1000М

5.2 Расчет циркуляции воды

5.3 Расчет расхода воды , необходимого для конденсации пара в опускном канале

5.4 Расчет естественной циркуляции с учетом конденсации пара в опускном канале

5.5 Гидравлический расчет коллектора

5.6 Выводы по спецвопросу

6. Описание и выбор КИП и А

6.1 Система автоматического регулирования параметров прямой сетевой воды при пиковых нагрузках ТФУ

6.2 Регулирование температуры прямой сетевой воды

7. Электроснабжение сетевого и конденсатного насоса ТФУ

8. Обеспечение безопасности жизнедеятельности при эксплуатации энергоблока

8.1 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций на объекте

8.2 Охрана труда

8.3 Инженерные решения по обеспечению безопасности

9. Охрана окружающей среды

9.1 Экологическая характеристика объекта

9.2 Загрязнение и защита атмосферы от вредных сбросов

9.3 Загрязнение и защита гидросферы от вредных сбросов

9.4 Загрязнение и защита литосферы от вредных отходов

9.5 Эффективность природоохранных мероприятий по защите окружающей среды

9.6 Природоохранные мероприятия по защите окружающей среды

10. Расчёт ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт

Заключение

Список используемых источников

Введение

Ядерная энергетика является важной и неотъемлемой частью мировой экономики. В настоящее время в 26 странах мира действуют 434 ядерных энергоблока, которые вырабатывают более 14 % всей электроэнергии в мире. Основными предпосылками быстрого роста ядерной энергетики являются, во-первых, высокая калорийность ядерного топлива (примерно в 210⁶ раза выше, чем органического топлива). Поэтому на основе ядерной энергетики можно развивать энергетическую базу районов, лишенных собственных запасов энергетического сырья, без увеличения затрат на его доставку. Во- вторых малое, в условиях нормальной эксплуатации, загрязнение окружающей среды. При сжигании органического топлива расходуется огромное количество кислорода и происходит выброс продуктов сгорания в окружающую среду.

Суммарное производство электроэнергии на АЭС в год в настоящее время эквивалентно сжиганию на ТЭС-55010⁶ тонн угля или 32010⁶ тонн нефти. ТЭС электрической мощностью 1000 МВт потребляет в год 310⁶ тонн угля, производя при этом 710⁶ тонн углекислого газа, 12010³ тонн диоксида серы, 2010³ тонн оксидов азота и 75010³ тонн золы. Накопление в атмосфере диоксида углерода и ряда других продуктов сгорания уже к 2030 году может привести к парниковому эффекту и глобальному росту температуры на 1,5-4,5 К, в результате уровень мирового океана поднимется на 0,8-1,7м. В этих условиях становится очевидно необходимость строительства АЭС /1, 9, 15/.

1. Основные характеристики района сооружения АЭС

Необходимо спроектировать АЭС на средней Волге. Условия работы электрической системы и входящих в ее состав электростанций определяются режимом электропотребления района.

На рисунке 1 показан график электрических нагрузок. Так как АЭС работает в базовой части графика, то продолжительное время АЭС работает на номинальном режиме. Всего в году данная АЭС работает 7673 часов, из них 2304 часов - на пониженной нагрузке (). Остальное время в году - профилактика.

рисунок 1График электрических нагрузок

2. Предварительное технико-экономическое обоснование модернизации ПГ энергоблока АЭС

Оценка эффективности инвестиционного проекта осуществляется по следующим показателям:

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

ЧДД вычистяется по формуле:

где - издержки на ремонт до модернизации на шаге расчета;

И_{р_посл} - издержки на ремонт после модернизации на t-том шаге;

Т - продолжительность расчетного периода или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

- коэффициент дисконтирования

Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта (строительства, монтажа и др.);

Дисконтированные капиталовложения:

где Кt - капиталовложения на t-том шаге.

Если интегральный эффект (ЧДД) проекта положителен, проект является эффективным (при заданной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений

Если ИД > 1, то проект эффективен, если ИД < 1 - неэффективен.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта , при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами (ВНД) является решением уравнения:

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложения в данный проект (вариант проекта) оправданы.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это - период (измеряемый в городах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления.

Оценка эффективности инвестиционного проекта

Расчет затрат на материалы

Затраты основных материалов по модернизации парогенератора ПГВ-1000М составили(Таблица 2.1):

Таблица 2.1Расшифровка материальных затрат

п/п	Наименование материалов и покупных изделий	Ед.изм.	Расход на изд.	Действ. цена в руб.	Затраты на изд. по действующим ценам
1	Сталь сортовая нержавеющая	кг	162,66	68,33	11114,56
2	Сталь толстолист. ряд марок	-	4450,1	12,59	56045,21
3	Сталь лист. констр. 10ГН2МФА	-	153,7	20,42	3138,55
4	Сталь лист. констр. углеродистая	-	95,3	12,50	1191,25
5	Сталь лист. нержавеющая г/к	-	133,15	62,50	8321,88
6	Сталь лист. нержавеющая х/к	-	160,31	68,33	10953,37
7	Трубы катанные нерж.	-	5,88	183,33	1077,98
8	Трубы катанные нерж. ЭПХ	-	101,11	316,64	32018,50
9	Трубы т/ст нерж. ЭПХ	-	365	458,33	167290
10	Трубы т/ст нерж. бесшовные	-	291,84	233,33	68095
11	Уайт-спирит	-	8,7	5,17	44,98
12	Ткань х/б	м.кв	104	25	2613,75
13	Аргон	м.куб	401	16,56	6640,56
14	Электроды вольфрамовые	кг	0,5	775,00	387,50
15	Проволока св 80ГС	-	183,2	19	3480,80
16	Проволока св 04Х19Н11М3	-	18,1	105,00	1900,5
17	Электроды нерж.	-	355,4	150,00	53306
18	Швеллер	кг	241,98	8,50	2056,83
19	Прочие материалы				4149,88
20	Итого материалов				441238
21	Итого возвратных отходов				3049

Сос.м=441238 [руб]

Затраты на покупные полуфабрикаты составили(Таблица 2.2):

Таблица 2.2Покупные полуфабрикаты

п/п	Наименование материалов и покупных изделий	Ед.изм.	Расход на изд.	Действ. цена в руб.	Затраты на изд. всего
1	Поковка 320.630.10.02.001 22К	кг	35,4	18,20	644,28

Сп.ф.=644 [руб]

Транспортно-заготовительные расходы составили 9% от расхода основных материалов:

Ст.з=( Сос.м + Сп.ф)•0.09=(441238+644) •0.09=39769 [руб]

Всего затраты основных материалов за вычетом отходов составили:

См= Сос.м+ Сп.ф+ Ст.з-Св.отх=441238+644+39769-3049=478602 [руб]

Расчет численности работающих по категориям

Расчет основных рабочих, участвующих в модернизации ПГ:

где Тд - трудоемкость

Fдр - действующий фонд рабочего времени одного работающего

Списочная численность:

где к=1,1 - коэффициент, учитывающий не выходы на работу по уважительной причине:

Кроме основных рабочих, непосредственно принимают участие в модернизации вспомогательные рабочие, ИТР и служащие.

Численность вспомогательных рабочих определяется, укрупнено в размере 28-32% от численности основных рабочих:

Численность инженерно-технических работников и служащих укрупнено, может быть определенно в размере 8-12% от численности всех рабочих (основных и вспомогательных):

Общая численность работающих на модернизации ПГ:

Расчет фонда заработной платы

Основная заработная плата производственных рабочих отражает заработную плату рабочих и инженерно-технических работников, непосредственно участвующих в модернизации ПГ:

Таблица 2.3

п/п	Наименование показателей	Ед. измерения	Значение	Примечания
1	Численность принятая для расчета человек	чел.	28
	Средняя заработная плата одного работающего
2	Минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда	руб.	4500
3	Средняя ступень оплаты труда (средний разряд работ)	6,2
4	Тарифный коэффициент	1,8044
5	Среднемесячная тарифная ставка	руб.	8120	4500* 1,8044
6	Доплата к тарифу за условия труда и др. выплаты предусмотрены К30Т РФ Всего На человека	% руб.	18 1461,6	8120*18%
7	Текущее премирование -средний % премирования по положению -на чел. к тарифу	% руб.	50 4790,8	(8120+1461,6)*50%
8	Выплата вознаграждений за выслугу лет Годовой стажевой коэффициент выслуги лет - в % к тарифу - на человека	% руб.	1,36 11,33 919,996	8120*11,33%
9	Итого расчетная средняя зарплата пром. произв. персона. на чел. в месяц	руб.	15292,4	8120+1461,6+4790,8+919,996

ЗПосн=Зср.м•28чел•3мес

где Зср.м - средняя месячная заработанная плата одного производственного работающего.

ЗПосн=15292,4•28•3=1284561,6 [руб]

К дополнительной заработной плате относятся оплата очередных и дополнительных отпусков, компенсации за неиспользуемый отпуск, оплата перерывов в работе кормящих матерей, оплата за время, использованное работником на выполнение государственных и общественных обязанностей, и другие выплаты, предусмотренные трудовым законодательством, за не проработанное на производстве время. Дополнительная заработная плата укрупнено берется 9% от основной заработной платы.

ЗПдоп=ЗПосн•0,09=1284561,6•0,09=115610,544 [руб]

В случае превышения заработной платы работников над нормативной, для последующих расчетов берется нормативная заработная плата с пересчетом превышения.

Отчисления на социальные нужды определяются:

Зотч=(ЗПосн+ ЗПдоп) •0,262=(1284561,6+115610,544) •0,262=

=366845,1 [руб]

Расчет общепроизводственных расходов

Расчет общепроизводственных расходов состоит из расходов на содержание и эксплуатацию оборудования, в которые входят затраты:

-износ оборудования на полное восстановление

-ремонт оборудования

-потребление электроэнергии

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования составят:

Сэо=Си+ Ср+ Сэ+ Ссом

Износ оборудования на полное восстановление начисляется по нормам с учетом нагрузки и числа часов работы оборудования.

Начисления амортизации производится по группам основных фондов ежемесячно.

Где - среднегодовая стоимость ПГ.

Nгод - годовая норма амортизационных отчислений (3,3%).

Си=3078000•0,033/12•3=25394 [руб]

Затраты на ремонт оборудования:

ГдеNр- коэффициент, учитывающий затраты на ремонты и осмотры (30% годовых).

Ср=3078000•0,3/12•3=230850 [руб]

Затраты на использование электроэнергии:

Сэ=1044140/12•3•0,8 =208828 [руб]

Сэо=25394+230850+208828 =465072 [руб]

Расчет общехозяйственных расходов

К общехозяйственным расходам относятся основная и дополнительная зарплата всего административно-управленческого персонала, расходы на все служебные командировки того же персонала, подъемные при перемещении, сюда же относятся канцелярские, почтово-телеграфные расходы, расходы по содержанию легкового транспорта, кроме того входят расходы по содержанию пожарной, военизированной и сторожевой охраны, а также отчисления на содержание вышестоящих организаций.

К общехозяйственным расходам относятся расходы по содержанию зданий, сооружений и инвентаря общехозяйственного характера. Также относятся расходы по подготовке кадров, по набору рабочей силы, по производственной практике студентов. Также учитываются расходы по уплате налогов и т.д.

Расчет общехозяйственных расходов берем по сложившимся расходам (160%) по отношению к основной заработной плате:

Собщ/хоз= ЗПосн•1,6=1284561,6•1,6=2055298,56 [руб]

Итого затраты по модернизации ПГ составили:

С=См+Ст.з+Сотх+ЗПосн+ЗПдоп+Зотч+Сэо+Собщ/хоз=478602+39769+3049+1284561,6+115610,544 +366845,1 +465072+2055298,56 = 4808807,804 [руб]

Расчет прибыли

На статью «Прибыль» списываются штрафы, пени и неустойки, полученные и уплаченные за нарушение договорных обязательств, штрафы за простой транспорта и др. штрафы за нарушение правил.

В затратах учтена прибыль исходя из рентабельности к себестоимости в размере 20%.

Затраты берем методом укрупненного калькулирования

П=С•20%

П=4808807,804 •0,2=961761,56 [руб]

Всего затрат по модернизации ПГ составили:

З=С+П

З=961761,5608+4808807,804 =5770569,36 [руб]

КАЛЬКУЛЯЦИЯ

На модернизацию парогенератора ПГВ-100М

Таблица 2.4

п/п	Наименование статей	Сумма в рублях
1	Сырье и основные материалы	441238
2	Покупные и комплектующие изделия, полуфабрикаты и услуги подрядных организаций	644
	Итого: материалов и полуфабрикатов	441882
3	Транспортно-заготовительные расходы	39769
4	Возвратные отходы	3049
	Итого: за вычетом отходов	478602
5	Основная зарплата	1284561,6
6	Дополнительная зарплата	115610,544
7	Отчисления на социальное страхование	366845,1
8	Общепроизводственные расходы	574902
9	Общехозяйственные расходы	2055298,56
10	Внепроизводственные расходы	1782360
11	Полная себестоимость	4808807,804
12	Прибыль 20%	961761,56
	Итого: затраты	5770569,36

Расчет экономического эффекта

За счет модернизации уменьшились расходы на ремонт коллектора т.е. затраты на ремонт коллектора составили:

Зр.к=12130347 [руб] (382299руб•1,67•19)

1,67 - коэффициент перевода цен к ценам 1982 года.

19 - рыночный коэффициент.

При модернизации был демонтирован жалюзийный сепаратор ПГВ-1000, т.е. расход материалов уменьшился на сумму

Зж.с=42945 [руб] (629,1 [кг])

Тогда стоимость ремонта парогенератора до модернизации составит:

Ир_до= Зр.к + Зр.пг= 12130347+1235800= 13366147 [руб]., где

Зр.пг - затраты на плановый ремонт парогенератора в ППР

Стоимость ремонта ПГ после модернизации составит:

Ир_посл= Ир_до- Зр.к- Зж.с=13366147-12130347-42945=1192855 [руб].

В результате модернизации межремонтный срок увеличился в 2,5 раза;

Сводная таблица результатов расчета

Таблица 2.5

Показатель

Расчётный период

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Капитальные вложения (Kt)

5770569,36

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

0,00р.

Стоимость ремонта до модернизации (Ир_до)

13 366 147р.

0,00р.

0,00р.

13 366 147,00р.

0,00р.

0,00р.

13 366 147,00р.

0,00р.

0,00р.

13 366 147,00р.

0,00р.

0,00р.

Стоимость ремонта после модернизации (Ир_после)

1 192 855,00р.

0,00р.

0,00р.

1 192 855,00р.

0,00р.

0,00р.

1 192 855,00р.

0,00р.

0,00р.

1 192 855,00р.

0,00р.

0,00р.

Валовая прибыль (Пв,t = Ир_до- Ир_после)

12 173 292,00р.

0,00р.

0,00р.

12 173 292,00р.

0,00р.

0,00р.

12 173 292,00р.

0,00р.

0,00р.

12 173 292,00р.

0,00р.

0,00р.

Налог на прибыль (Иприбт,t)

2 434 658,40р.

0,00р.

0,00р.

2 434 658,40р.

0,00р.

0,00р.

2 434 658,40р.

0,00р.

0,00р.

2 434 658,40р.

0,00р.

0,00р.

Чистая прибыль (Пч,t = Пв,t-Иприб,t)

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

Чистый поток денежных средств (ЧПДС=Ир_до- Ир_после-Иприб,t)

3 968 064,24р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

9 738 633,60р.

0,00р.

0,00р.

Коэффицент дисконтирования (бt)

1,00

0,92

0,82

0,73

0,65

0,58

0,52

0,47

0,42

0,37

0,33

0,30

Дисконтированный ЧПДС (ЧДД=(Ир_до-Ир_посл)*бt-Кt*бt)

-5 770 569,36р.

0,00р.

0,00р.

8 913 709,52р.

0,00р.

0,00р.

6 344 602,37р.

0,00р.

0,00р.

4 515 962,65р.

0,00р.

0,00р.

Накопленный дисконтированный ЧПДС(ЧДД=У(Ир_до-Ир_посл)*бt-УКt*бt)

-5 770 569,36р.

-5 770 569,36р.

-5 770 569,36р.

3 143 140,16р.

3 143 140,16р.

3 143 140,16р.

9 487 742,53р.

9 487 742,53р.

9 487 742,53р.

14 003 705,18р.

14 003 705,18р.

14 003 705,18р.

ЧДД, млн. руб.

21, 13451

Индекс доходности, руб./руб.

4,662

Срок окупаемости, лет

3,5

ВНД, %

46

№	Показатель	Расчётный период
		12	13	14	15	16	17	18	19
1	Капитальные вложения (Kt)	0,00р.	0,00р.	0,00р.	0,00р.	0,00р.	0,00р.	0,00р.	0,00р.
2	Стоимость ремонта до модернизации (Ир_до)	13 366 147,00р.	0,00р.	0,00р.	13 366 147,00р.	0,00р.	0,00р.	13 366 147,00р.	0,00р.
3	Стоимость ремонта после модернизации (Ир_после)	1 192 855,00р.	0,00р.	0,00р.	1 192 855,00р.	0,00р.	0,00р.	1 192 855,00р.	0,00р.
4	Валовая прибыль (Пв,t = Ир_до- Ир_после)	12 173 292,00р.	0,00р.	0,00р.	12 173 292,00р.	0,00р.	0,00р.	12 173 292,00р.	0,00р.
5	Налог на прибыль (Иприбт,t)	2 434 658,40р.	0,00р.	0,00р.	2 434 658,40р.	0,00р.	0,00р.	2 434 658,40р.	0,00р.
6	Чистая прибыль (Пч,t = Пв,t-Иприб,t)	9 738 633,60р.	0,00р.	0,00р.	9 738 633,60р.	0,00р.	0,00р.	9 738 633,60р.	0,00р.
7	Чистый поток денежных средств (ЧПДС=Ир_до- Ир_после-Иприб,t)	9 738 633,60р.	0,00р.	0,00р.	9 738 633,60р.	0,00р.	0,00р.	9 738 633,60р.	0,00р.
8	Коэффицент дисконтирования (бt)	0,26	0,24	0,21	0,19	0,17	0,15	0,13	0,12
9	Дисконтированный ЧПДС (ЧДД=(Ир_до-Ир_посл)*бt-Кt*бt)	3 214 373,01р.	0,00р.	0,00р.	2 287 927,22р.	0,00р.	0,00р.	1 628 501,40р.	0,00р.
10	Накопленный дисконтированный ЧПДС(ЧДД=У(Ир_до-Ир_посл)*бt-УКt*бt)	17 218 078,19р.	17 218 078,19р.	17 218 078,19р.	19 506 005,41р.	19 506 005,41р.	19 506 005,41р.	21 134 506,81р.	21 134 506,81р.

Индекс доходность проекта:

Внутренняя норма доходности:

Рисунок 2.1определение внутренней нормы доходности

Таблица 2.7

Е	0.12	0.16	0.20	0.40	0.60	0.80
ЧДД, Млн.руб	21,14	15,19	11,07	1,8	-1,35	-2,85

Из графика определяем Е_вн=0,46

Срок окупаемости инвестиционного проекта:

Рисунок 2.2определение срока окупаемости

Из графика: срок окупаемости = 3,5 года

3. Теплотехнологические расчёты, подтверждающие работоспособность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблока АЭС

3.1 Выбор основного оборудования

Основным оборудованием станции являются: реакторная установка, турбоустановка, электрогенераторы и трансформаторы. В реакторную установку двухконтурной АЭС входят: реактор, парогенераторы, циркуляционные трубопроводы с главными запорными задвижками, циркуляционные насосы, ряд вспомогательных систем (компенсации давления, аварийные, дренажные, очистки воды первого контура).

Таблица 3.1 Основные характеристики серийной реакторной установки ВВЭР-1000

Наименование	Величина
Мощность, [МВт] Электрическая Тепловая	1000 3200
КПД брутто, %	33
Расход воды через реактор, [м3/час]	76000
Число петель главного реакторного контура, [шт.]	4
Среднее обогащение топлива, %	3,3-4,4
Средняя глубина выгорания топлива, [МВт*сут/кг]	26-40
Средняя удельная энергонапряженность активной зоны, [МВт/м2]	115
Средняя плотность теплового потока, [МВт/м2]	0,545
Давление в корпусе реактора, [МПа]	16
Температура воды на входе в реактор, [С] на выходе из реактора, [С]	289 322
Скорость воды в активной зоне, [м/с]	5,3
Диаметр и высота корпуса, [м]	4,5х10,85
Диаметр и толщина оболочек ТВЭЛов, [мм]	9,1х0,65
Число ТВЭЛов в кассете, [шт]	320
Число кассет в активной зоне, [шт]	163

Система компенсации объема предназначена для создания давления при пуске, поддержания постоянного давления в первом контуре, необходимого при нормальной эксплуатации реактора, и ограничения его отклонений, вызываемых изменениями температурного режима контура охлаждения.

Главный циркуляционный насос предназначен для создания циркуляции теплоносителя в замкнутом контуре. ГЦН состоит из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с механическим уплотнением вала. Для АЭС с ВВЭР-1000 используется ГЦН-195М. Он устанавливается на “холодной ” нитке петли реакторного контура. ГЦН работают в режиме параллельной работы четырех насосов при номинальных параметрах теплоносителя.

Таблица 3.2 Основные параметры ГЦН-195М

Параметр	Значение
Подача насоса, [м3 /час]	20000
Температура теплоносителя, [С]	300
Давление на всасе, [МПа]	15,6
Расчетное давление, [МПа]	18,0
Расчетная температура, [С]	350
Напор насоса, [МПа]	0,675
Частота вращения, [1/с]	16,7
Номинальное напряжение электродвигателя, [В]	6000
Расход воды промежуточного контура, [м3/с]	Более 0,015
Протечки запирающей воды в контур, [м3/ч]	0,6
Температура запирающей воды, [С]	Менее 70
Высота, [мм]	11500
Габаритные размеры, [мм]	4700х5000

Парогенератор ПГВ-1000М предназначен для выработки насыщенного пара давлением 64 [кгс/см2] с влажностью 0,2% при температуре питательной воды 220 0С (в режиме без ПВД 164 ± 4) в составе энергоблока АЭС с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1000 (РУ В-320) и является составной частью циркуляционного контура. Парогенераторы ПГВ-1000 и ПГВ-1000М изготавливались на двух заводах: ЗИО (завод им. Орджоникидзе, г. Подольск) и ПО “Атоммаш”(г. Волгодонск).

Конструктивное исполнение парогенератора ПГВ-1000М было принято исходя из следующих основных требований к парогенераторам АЭС:

-технологическая отработанность конструкции (освоенность производства);

-обеспечение надежного расхолаживания реактора при минимальных разностях высотных отметок между реактором и парогенератором;

-обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура до требуемого уровня температур во всех проектных режимах;

-обеспечение резервирования подачи питательной воды в ПГ по отдельной линии;

-габаритные размеры обеспечивают транспортировку по железным дорогам;

-соединения элементов и деталей ПГ должны обеспечивать плотность, исключающую возможность перетечек из одного контура в другой (регламентный предел протечек 5 [л/час]).

Указанные выше требования и определили конструкцию парогенератора. Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальный, однокорпусный, с погруженной в воду 2 контура трубчатой поверхностью теплообмена и встроенными паросепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погруженным дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды.

В состав парогенератора входят следующие сборки, поставляемые отдельно от него: две опоры, один паровой коллектор, одна труба с проставышем, комплекты: закладных деталей, контрольных монтажных соединений и монтажных частей.

Существует два варианта исполнения ПГ, различающихся ориентацией парового коллектора относительно коллекторов первого контура: ПГ 3,4 _ выход пара со стороны "холодного" коллектора, ПГ 1,2 _ выход пара со стороны "горячего" коллектора. Это связано с различной ориентацией парогенераторов относительно турбинного отделения.

Парогенераторы размещены попарно (N2 и N3, N1 и N4) в боксах герметичного объема и установлены каждый на две подвижные опорные конструкции. Для предотвращения динамических перемещений (например, при землетрясении) парогенераторы раскреплены с помощью гидроамортизаторов.

Масса парогенератора с опорами в сухом виде _ 694 т, масса парогенератора без опор _ 322 [т]. Масса парогенератора с опорами, полностью заполненного по I и II контурам _ 842 [т] (без учета теплоизоляции).

рис. 3.1Схема включения парогенератора ПГВ-1000М в технологическую схему РУ с ВВЭР-1000 (В-320)



рис.3.2Принципиальное устройство ПГВ-1000

Конструкция парогенератора с восемью гидроамортизаторами разработана с учетом землетрясения до 9 баллов и работы в условиях тропического климата.

Парогенератор состоит из следующих элементов и основных узлов:

корпуса;

поверхности теплообмена (трубного пучка);

"горячего" и "холодного" коллекторов;

сепарационного устройства жалюзийного типа;

устройства раздачи основной питательной воды;

устройства раздачи аварийной питательной воды;

устройства выравнивания паровой нагрузки (дырчатый лист);

опорных конструкций и гидроамортизаторов;

устройства измерения уровня в ПГ;

системы продувок и дренажа.



Рис. 3.3Парогенератор ПГВ-1000 в разрезе

1 - жалюзийный сепаратор; 2 - раздающие трубы питательной воды; 3 - трубный пучок; 4 - входной коллектор 1-го контура; 5 - выходной коллектор 1 контура; 6 - погружной дырчатый лист (ПДЛ); 7 - трубы отвода сепарата; 8 - штуцер воздушника 2-го контура; 9 - пароотводящие трубы;

Таблица 3.3 Основные характеристики парогенераторов ПГВ-1000:

Наименование	Величина
Тепловая мощность на 1 ПГ,[мВт]	750
Число ПГ на 1 реактор	4
Электрическая мощность на 1 ПГ,[мВт]	250
Паропроизводительность, [т/час]	1470
Расход теплоносителя 1 к через ПГ [т/час] при: работе на 4_х петлях при работе на 2_х петлях	21200 26000
Длина,[мм]	13,84
Объем воды 1 контура в ПГ,[м3]	20,5
Сопротивление ПГ по 1 контуру при ном. Расходе, [ кгс/см2]	1,25
Сопротивление ПГ по 2 контуру при ном. Параметрах, [ кгс/см2]	1,1
Скорость теплоносителя в трубках,[м/сек]	4,89
Скорость выхода пара с зеркала испарения,[м/сек]	0,42
Влажность пара на выходе из ПГ, не более %	0,2
Средняя длина теплообменной трубки,[м]	11,1
Число/диаметр теплообменных труб,[мм]	11000/16х1,5
Поверхность нагрева,[м2]	6115
Удельный тепловой поток (средний),[кВт/ м2]	123
Объем воды для заполнения ПГ до рабочего уровня,[м3]	81,5
Объем воды для полного заполнения по 2 контуру,[м3]	127
Внутренний диаметр корпуса,[м]	4000
Толщина корпуса в средней части /на днищах,[мм]	145/120
Материал корпуса и коллекторов	сталь 10ГН2МФА
Материал теплообменных труб	сталь 08Х18Н10Т
Материал коллектора питательной воды	сталь 20

Корпус парогенератора ПГВ-1000 - сварной цилиндрический сосуд, воспринимает давление 2 контура. Корпус парогенератора включает в себя цилиндрическую часть, состоящую из 3_х обечаек различной толщины и эллиптические днища. На обоих днищах корпуса имеются люки для осмотра и ремонта внутрикорпусных устройств парогенератора. В верхней части корпуса имеются патрубки для отвода генерируемого пара, патрубки для подвода питательной воды и люки для доступа к уплотнениям коллекторов теплоносителя.

Длина корпуса парогенератора 13840 [мм], внутренний диаметр 4000 [мм], толщина стенок корпуса в средней части _ 145 [мм], на концевых участках _ 105 [мм], толщина стенок днищ _ 120 [мм]. В корпусе парогенератора имеются:

-десять патрубков Ду350, расположены в верхней части корпуса, служит для отвода насыщенного пара;

-штуцер Ду100, расположен в средней нижней части, служит для отвода котловой воды в линию дренажа;

-патрубок Ду400, расположен в центральной верхней части, служит для подвода питательной воды;

-два штуцера Ду80, расположены снизу в крайних частях, служат для отвода котловой воды в линию продувки;

-патрубок Ду100, расположен на днище симметрично люку Ду500, служит для подвода аварийной питательной воды;

-два штуцера Ду20, расположены по одному на каждом люке Ду800, предназначены для контроля плотности фланцевых соединений 2 контура;

-два штуцера Ду20, воздушники 2 контура, расположены по одному на каждом люке Ду800;

-двадцать штуцеров Ду20, расположены на корпусе и днищах, предназначены для присоединения линий КИП;

-два люка Ду500, расположены по одному на каждом эллиптическом днище, предназначены для доступа в объем 2 контура ПГ;

-два штуцера Ду20, расположены по одному на каждом люке Ду500, предназначены для контроля плотности фланцевых соединений 2 контура.

В нижней части корпуса вварены переходные патрубки Ду1200 для приварки коллекторов теплоносителя 1 контура: - "горячего" и "холодного". Коллекторы расположены симметрично относительно вертикальной оси ПГ на расстоянии 1150 [мм] от нее в продольном и на 890 [мм] в поперечном направлении. Коллекторы 1 контура выполнены из легированной конструкционной стали. Внутренняя поверхность коллекторов, включая крышки фланцевых разъемов, плакирована антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали. Коллекторы по принятой технологии изготовления имеют кольцевой сварной шов, который при номинальных условиях эксплуатации парогенератора находится выше уровня котловой воды в ПГ. Каждый коллектор имеет:

-переходное кольцо Ду850 для входа (выхода) теплоносителя и соединения с главным циркуляционным трубопроводом;

-штуцер Ду20 для непрерывной продувки;

-два штуцера Ду10, воздушник и контроль плотности фланцевого соединения 1 контура.

Как уже было указано, корпус в средней части сварен с двумя вертикальными коллекторами первого контура, предназначенными для соединения с 11000 теплопередающих труб, согнутых в U-образные змеевики. Змеевики изготавливаются методом холодной гибки и согласно принятой технологии впоследствии термически не обрабатываются и в них сохраняются напряжения, полученные в результате наклепа (согласно пояснительной записки ОКБ “”Гидропресс” 320.05.00.00.000 ПЗ). Поэтому для исключения коррозионных повреждений в котловой воде ПГ нормируется содержание примесей и при превышении удельной загрязненности трубного пучка более 150 [г/ м2] необходимо проведение химической отмывки парогенератора.

Змеевики скомпонованы в два U_образных пучка, что обеспечивает самокомпенсацию разных температурных удлинений корпуса и труб, и имеют по три вертикальных коридора шириной около 200 [мм] для обеспечения организованной гидродинамики циркулирующей котловой воды. Змеевики изготавливаются из труб, не имеющих сварного шва на длине трубы. Применены трубы с внутренней электрохимполированной и наружной шлифованной поверхностями с дополнительным контролем качества ультразвуком. Максимальная развернутая длина змеевика составляет 15,1 [м], минимальная - 10,1. Трубки в пучках размещены в шахматном порядке с шагами 19 мм по высоте и 23 [мм] по ширине. Верхний ряд труб расположен на 190 [мм] выше поперечной оси парогенератора.

Трубный пучок с элементами дистанционирования и крепления занимает около 78% площади части поперечного сечения корпуса, ограниченной сверху последним рядом труб пучка. В соответствии с формой поперечного сечения пучка труб число змеевиков в горизонтальных рядах изменяется; оно максимально в первых (верхних) рядах и уменьшается по мере увеличения номера ряда. В парогенераторе ПГВ-1000 для ВВЭР-1000 число змеевиков уменьшается от 120 (верхние ряды) до 16 (нижний ряд). Высота трубного пучка - 2,2 метра.

В целях унификации изделий по применяемым материалам в проекте для коллекторов I контура была принята та же сталь, что и для корпуса ПГ. Для надежной обварки концов нержавеющих труб внутренняя поверхность коллекторов, включая крышки фланцевых разъемов, плакирована антикоррозионной аустенитной наплавкой (1_й слой _ ЗИО_8, 2_й слой _ ЭА 898/21Б).

Концы змеевиков на ПГ, изготовленных до 1990 года, заделаны в отверстиях коллектора по взрывной технологии путем обварки их торцов с антикоррозионным покрытием внутренних полостей аргоно-дуговой сваркой и последующей вальцовкой на всю глубину заделки в коллектор методом взрыва.

Концы змеевиков на ПГ, изготовленных с 1990 года, заделаны в отверстиях коллектора методом гидрораздачи и механической довальцовки выходного участка. Торцы змеевиков сварены с антикоррозионной наплавкой коллектора аргоно-дуговой сваркой.

Змеевики дистанционируются в трубном пучке специальными элементами, которые в свою очередь закреплены в опорных конструкциях, расположенных на корпусе ПГ. Дистанционирующие элементы представляют собой волнообразные полосы в сочетании с промежуточными плоскими планками. Дистанционирующие элементы изготовлены из стали 08Х18Н10Т. С учетом более высоких скоростей теплоносителя в трубках и пара в межтрубном пространстве в конструкции ПГВ-1000М для увеличения жесткости конструкции теплообменного пучка увеличено количество опор и дистанционирующих элементов пучка по сравнению с ранее спроектированными конструкциями парогенераторов для ВВЭР-440.

Теплоноситель из реактора поступает в "горячий коллектор, проходя внутри теплопередающих труб, отдает тепло воде 2 контура, выходит в "холодный" коллектор и далее на всас ГЦН. Питательная вода по трубопроводу Ду400 через коллектор питательной воды с раздаточными лучами подается на "горячую" часть теплообменного пучка ПГ, чем достигается частичное выравнивание паровой нагрузки по сечению парогенератора за счет конденсации части пара.

Циркуляция воды 2 контура в ПГ _ естественная. Пар, выходя с зеркала испарения (со скоростями порядка 0,42 м/сек), осушается в паровом объеме между зеркалом испарения и входным сечением жалюзийных сепараторов за счет гравитационных сил (первая ступень сепарации) и поступает в жалюзийный сепаратор (вторая ступень сепарации), где дополнительно осушается до необходимой степени (влажность пара должна быть не более 0,2 %).

Отсепарированный конденсат собирается в корыто и отводится системой трубок под уровень воды. Осушенный пар выходит из парогенератора через 10 паровых патрубков Ду350. Патрубки с помощью переходников и гнутых труб Ду200 объединены в общий паровой коллектор Ду600, по которому пар подается на турбину.

Для равномерного распределения пароводяной смеси по паровому объему парогенератора применен погруженный дырчатый лист (ПДЛ), который представляет собой набор листов с отверстиями диаметром 13 [мм], установленных на металлической раме. Расположен он на расстоянии 260 [мм] от верхнего ряда труб теплопередающей поверхности, живое сечение дырчатого листа для прохода пара составляет около 5%. Конструктивный материал изготовления дырчатого листа - сталь 12Х18Н10Т толщиной 6 [мм]. Для стока воды со щита между корпусом и щитом (вдоль него) оставлены проходы шириной 150 [мм]. По всему периметру к щиту приварены листы шириной 700 [мм] (иногда их называют “закраинами”), препятствующие выходу пара из межтрубного пространства через проходы для воды. Закраины изготовлены из нержавеющей стали толщиной 8 [мм].

При заполнении парогенератора котловой водой уровень ее устанавливается примерно на расстоянии 100 [мм] над погруженным дырчатым листом. Расчетная высота зеркала испарения над дырчатым листом в зоне максимальных паровых нагрузок (над входным участком трубного пучка) равна 340 [мм].

В верхней части коллектора 1 контура имеется фланцевый разъем Дy500 с плоской крышкой для осмотра и ремонта сварных соединений приварки теплообменных труб к плакирующему слою внутренней поверхности коллектора. Разъем снабжен плоской крышкой с вытеснителем из стали 10ГН2МФА. Поверхность крышки, обращенная в сторону теплоносителя первого контура и плоскость разъема плакированы нержавеющей сталью. В парогенераторах ПГВ-1000 расточки под прокладки выполнены не на плоской крышке (как на ПГВ-1000 V блока НВАЭС) а на торцевой поверхности коллекторов первого контура. Крышка с вытеснителем также выполняет роль дросселирующего устройства, предназначенного для уменьшения проходного сечения до Дy100 и ограничения истечения теплоносителя 1 контура во второй при отрыве крышки коллектора.

Для доступа к этому люку предусмотрен люк с отверстием Дy800 и эллиптической крышкой на корпусе ПГ. Для доступа в ПГ со стороны 2 контура на эллиптических днищах корпуса ПГ имеются 2 люка Дy500 в разъемными фланцевыми соединениями. Уплотнения всех фланцевых соединений выполнены при помощи 2_х никелевых прокладок (шестимиллиметровых) с организацией контроля плотности межпрокладочной полости. Контроль выведен на фрагменты РМОТ БЩУ.

Устройство раздачи основной питательной воды состоит из трубопроводов, коллекторов и раздающих труб, имеющих по своей длине "лучи" для выхода питательной воды. К патрубку питательной воды через проставыш с трубой присоединен коллектор Dy 400, расположенный в паровом объеме парогенератора, разветвляющийся на две раздающие трубы Dy 250, расположенные над погруженным дырчатым листом. Материал устройства подвода питательной воды - конструкционная углеродистая сталь, устройств раздачи питательной воды - нержавеющая хромо-никелевая сталь

Конструкция патрубка выполнена таким образом, что труба подвода питательной воды непосредственно не соприкасается с корпусом ПГ. Это предотвращает возникновение температурных напряжений, в том числе и переменных, в корпусе ПГ в месте прохода трубы.

Питательная вода по проекту ПГВ-1000 подается на "горячую" сторону трубного пучка в верней его части под погружной дырчатый лист через 16 раздающих коллекторов Ду80, каждый из которых соединен с 32 раздающими трубками Ду20, имеющими по своей длине отверстия для выхода питательной воды.

Подвод аварийной питательной воды осуществляется через специальный патрубок с проставышем Ду100 на эллиптической днище ПГ, к которому присоединен раздающий коллектор Ду80, смонтированный над трубопроводом основной питательной воды Ду250. Вода подается через 38 перфорированных трубок Ду25 в паровую часть корпуса ПГ. При обесточивании АЭС или падении уровня в ПГ по отдельной магистрали подается аварийная питательная вода из баков ТХ10,20,30В01 с температурой от 5 до 45 градусов С и создает условия для расхолаживания до давления в 1 контуре до 15 кгс/см2. Однако нужно помнить, что подача аварийной питательной воды с температурой ~ 25 0С в горячий ПГ с t 280 0С вызывает крайне негативные воздействия "теплового удара" и допустима лишь в крайних случаях. В условиях нормальной эксплуатации следует избегать подпитки ПГ по линии аварийной питательной воды во избежание выработки его ресурса.

Снаружи корпус ПГ покрыт тепловой изоляцией. Тепловая изоляция парогенератора предназначена для снижения тепловых потерь от ПГ в окружающую среду (гермообъем) и удовлетворяет требованиям Главного Конструктора РУ.

Особенностью конструкции коллекторов ПГ является осевая несимметричность зоны перфорации, что обусловлено уровнями размещения теплообменных трубок в принятых габаритах корпуса парогенератора. Эта несимметричность образует вдающийся в поле перфорации клин неперфорированного металла.

Конструкция и технология изготовления обоих коллекторов одинакова. Разница между ними _ в рабочей температуре: горячего коллектора _ 320 градусов С, холодного _ 290 при температуре воды во 2 контуре 279 градусов С. Из_за разной длины теплообменных трубок температура холодного коллектора по периметру отличается на 7 градусов С. Перлитная сталь 10ГН2МФА, из которой изготавливают коллекторы, более прочная, что удовлетворяем условиям транспортабельности по железной дороге.

Предполагалось также, что будут исключены проблемы хлоридного растрескивания теплообменных трубок под напряжением. Фактически реализованный по взрывной технологии (которая применялась вплоть до 1990 года) на заводах-изготовителях ПГ узел заделки трубок в стенки коллектора показан на рисунке далее в ходе пособия. Фактическая глубина недовальцованного участка при этом оставила ~ 20 [мм]. Техническими условиями на ПГВ_1000М установлены: проектный срок службы 30 лет, а также требования к эксплуатации: водно_химический режим, номенклатуры и число циклов нагружения. Конструкция ПГВ_1000М обоснована комплексом расчетно_теоретических и экспериментальных работ и одобрена к применению в составе энергоблоков с ВВЭР_1000.

В состав турбоустановки входят турбоагрегат и вспомогательное теплообменное оборудование: конденсаторы, регенеративные подогреватели, деаэратор, конденсатный, питательный и циркуляционный насосы.

Таблица 3.4 Основные характеристики турбины К-1000-60/1500-2

Характеристика	Значение
Электрическая мощность, [МВт]	1000
Давление свежего пара, [МПа]	5,88
Температура свежего пара,[С]	274,3
Давление пара после промперегрева, [МПа]	1,14
Температура перегрева, [С]	250
Число отборов на регенерацию, [шт]	7
Давление отработавшего пара, [МПа]	0,0039
Число выхлопов ЦНД, [шт]	6
Температура питательной воды, [С]	223
Расчетный удельный расход теплоты, [кДж/кВт*ч]	10600
Начальная степень сухости, %	99,5
Расход пара на турбину, [т/ч]	6160
Общая масса турбины, [т]
Длина турбины, [м]	50,7
Средний диаметр последней ступени, [м]	4,15
Влажность пара после турбины, %	13,0

Паровая конденсационная турбина К-1000-60/1500 с начальным давлением пара 5,88 МПа предназначена: для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-4УЗ с частотой вращения ротора 25 1/с; для работы на АЭС в блоке с реактором ВВЭР-1000 по моноблочной схеме; для базовой нагрузки, нормального и аварийного регулирования нагрузки энергосистемы.

Турбина представляет собой одновальный агрегат, состоящий из четырех цилиндров: 1 ЦВД + 3 ЦНД. Парораспределение - дроссельное. К-1000 выполнена без регулируемых отборов пара, с сепарацией и однократным двухступенчатым перегревом (отборным свежим паром).

3.2 Расчет тепловой схемы станции на номинальном режиме

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины 1000 МВт;

2. Начальные параметры пара:

давление 6 МПа

степень сухости 99,5 %;

3. Параметры пара после промперегрева:

давление 0.93 МПа

температура 262 С;

4. Температура питательной воды 224 С;

5. Давление пара в конденсаторе 0,004 МПа

Принципиальная тепловая схема блока представлена на рис.3.4

Построение процесса работы расширения пара в турбине в h-s - диаграмме (см. рис. 3.5):

Рис. 3.5Процесс расширения пара в турбине

Для определения состояния пара в ступенях турбины и в СПП строим процесс расширения пара .

Параметры пара в точке 0:

Приняв потери давления в паровпускных клапанах в размере 3 % от давления свежего пара, получаем давление пара перед ЦВД:

Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения может быть найдена по формуле:

Принимаем потери давления пара в СПП равными 7 %, тогда давление:

Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения:

Построение процесса расширения пара в приводной турбине питательного насоса.

Параметры пара перед стопорным клапаном турбины:

Давление в конденсаторе турбины:

КПД турбины:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения:

Расчет параметров воды и водяного пара в характерных точках системы регенеративных подогревателей

По известным давлениям в отборах на регенерацию определяем давления в соответствующих регенеративных подогревателях:

где - относительные потери давления в трубопроводах регенеративных отборов. Принимаем .

По таблицам свойств воды и водяного пара определяем температуру насыщения:

.

Температура нагреваемой воды на выходе из j-го подогревателя находится по формуле:

;

где - недогрев воды до температуры насыщения.

Принимаем:

для ПВД ; для ПНД .

Энтальпия конденсата на выходе из конденсатора:

C учетом нагрева воды в конденсатных насосах энтальпия воды на входе в ПНД № 1:

где - нагрев основного конденсата в конденсатных насосах, кДж/кг;

- нагрев основного конденсата в охладителях основного эжектора, эжектора уплотнений и в сальниковом подогревателе, кДж/кг. Принимаем нагрев равным 30 кДж/кг.

.

где - средний удельный объем воды, м ³/кг;

- давление воды на выходе из конденсатных насосов, МПа;

;

Рк - давление в конденсаторе, МПа.

- КПД насоса. Принимаем равным 0.8;

.

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД №6:

,

где - энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг;

- нагрев воды в питательных насосах, кДж/кг

.

где - давление на выходе из питательных насосов, МПа;

;

.

Энтальпия воды на выходе из j - го поверхностного подогревателя определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара:

Энтальпия дренажа для ПНД определяется как энтальпия кипящей воды при давлении греющего пара в подогревателе:

.

Энтальпия дренажа из сепаратора:

Энтальпия дренажа из ППI:

Энтальпия дренажа из ППII:

Энтальпия пара после сепаратора:

Энтальпия пара после ПП:

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 3.5Параметры воды и водяного пара в характерных точках системы регенерации

Точка Процесса	Элемент Схемы	Пар в отборах турбины	Пар в регенеративных подогревателях	Обогреваемая среда
		Ротб, МПа	tотб, C	Х	hотб, кДж/кг	Рпi, МПа	tsпi , C	hдрi, кДж/кг	дt, C	Рпвi, МПа	tпвi, С	hпвi, кДж/кг
0'	-	6	274	0.995	2776	-	-	-	-	-	-	-
1	ПВД-1	2.84	229	0.93	2676	2.75	229	985.6	5	6.8	224	963.2
2	ПВД-2	1.76	204	0.901	2608	1.69	204	871	5	7.3	199	850.3
3	Д	1	178	0.878	2531	0.7	164.9	-	-	0.7	164.3	697.1
С	С	-	-	0.99	2756	-	-	758.8	-	-	-	-
ПП1	ПП1	2.84	211	-	2856	2.84	-	994	-	-	-	2856
ПП	ПП2	6	262	-	2972	6	-	1213	-	-	-	2972
4	ПНД-4	0.43	196	-	2848	0.404	144	606.3	2	0.85	142	598
5	ПНД-5	0.19	130	-	2726	0.18	117	498	2	0.95	115	483
6	ПНД-6	0.0576	84.9	0.964	2568	0.0549	83.7	349.9	2	1.05	81,7	342.9
7	ПНД-7	0.0173	56,8	0.926	2428	0.0165	56	234.5	2	1.25	54	227
К	К	0.004	-	0.897	2272	-	-	-	-	0.004	29	121.3

Определение расходов греющего пара на элементы тепловой схемы

 Уравнение материального баланса парогенератора

б_ПГ - доля расхода свежего пара из парогенератора;

б₀- доля расхода свежего пара на ЦВД, б₀= 1

б_ут - доля потерь от утечек, б_ут=0.005;

б_эж - доля расхода пара на эжектора, б_эж=0.005;

б_упл - доля расхода пара на уплотнения вала турбины, б_упл=0.01.

Доля расхода питательной воды в парогенератор б_ПВ определяется из уравнения материального баланса парогенератора:

б_ПВ = б_ПГ = _?? б₀+ б_упл + б_ут + б_эж = 1 + 0.005 + 0.005 + 0.01 = 1.02

Определяем доли расхода греющего пара на элементы тепловой схемы:

Уравнение теплового и материального баланса для сепаратора:рррhhedhfdhdfsdgsjg

;

Уравнение теплового и материального баланса для пароперегревателя 1-ой ступени:

;

- КПД теплообменника.



Уравнение теплового и материального баланса для пароперегревателя второй ступени:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПВД-1:

Уравнение материального и теплового баланса для ПВД-2:



.

Уравнение материального и теплового баланса для деаэратора:



Расчет доли расхода отработавшего пара на турбопривод:

- механический КПД насоса.

Расчет долей расхода греющего пара на ПНД:

Расчет точки смешения №1:

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 4:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 5:

;

Уравнение материального и теплового баланса для точки смешения №1:

С помощью метода итераций (метода последовательного приближения) решим систему уравнений с тремя неизвестными:

- первоначально задаемся значениями , ;

- рассчитываем доли отборов пара на ПНД-4;

- уточняем значения , ;

- если полученные данные отличаются от ранее принятых, то перезадаемся

значениями , и производим аналогичный повторный расчет.

Расчет точки смешения №2:

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 6:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 5:

;

Уравнение материального и теплового баланса для точки смешения №1:

С помощью метода итераций (метода последовательного приближения) решим систему уравнений с тремя неизвестными:

- первоначально задаемся значениями , ;

- рассчитываем доли отборов пара на ПНД-6;

- уточняем значения , ;

- если полученные данные отличаются от ранее принятых, то перезадаемся

значениями , и производим аналогичный повторный расчет.



Расчет удельной работы пара в турбине:

Определяем расход пара в голову турбины:

- КПД машинный и генератора.

- КПД машинный.

- КПД генератора.

Погрешность расчетов составит:

- номинальный расход пара.

.

3.3 Выбор вспомогательного оборудования

Процесс конденсации пара, отработавшего в турбине, осуществляется в конденсационной установке при постоянном давлении за счет нагрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара.

Конденсационное устройство состоит из конденсаторной группы, конденсатных насосов и воздухо-удаляющего устройства.

Конденсаторная группа состоит из трех конденсаторов подвального типа, что обеспечивает более простую компоновку турбоагрегата. Конденсаторы снабжены устройством для очистки трубок резиновыми шариками.

Таблица 3.6 Характеристики конденсатора турбины К-1000-60/1500

Характеристика	Значение
Типоразмер конденсатора	К-33160
Температура охлаждающей воды, С	15
Давление в паровом пространстве, кПа	3,9
Расход охлаждающей воды, м3/ч	169800
Число ходов воды, шт	2
Масса конденсатора без воды, т	1890
Площадь поверхности охлаждения, м2	3х33160

После конденсаторов основной конденсат при помощи конденсатных насосов направляется в систему регенерации. Турбоустановка обслуживается двумя группами насосов. Первая группа (три КсВА-1500-120) подает конденсат через эжекторную группу на обессоливающую установку (1850 м3/ч конденсата при напоре 95 м). Вторая группа (три КСА-1500-240-2а) содержит 3 насоса второй ступени, которые подают 1850 м3/ч конденсата при напоре 170 м каждый от обессоливающей установки через регенеративные подогреватели в деаэратор.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени подогревателей низкого давления, две ступени подогревателей высокого давления и деаэратор.