МУ. Методичка для АЭС практические занятия. Методические указания по практическим занятиям дисцплины Атомные электрические станции
 Скачать 0.61 Mb.
|
1 2 Процесс расширения пара в турбине строится в два этапа. На первом этапе для номинальных параметров рабочего тела (начальном давлении и температуре, расходе пара в голову турбины) определяются энтальпии пара в характерных точках процесса. На втором этапе (после определения ориентировочного расхода пара в голову турбины) уточняется значение давления пара после стопорно-регулирующего клапана турбины. С целью упрощения расчетов считаем, что в турбоустановке используется дроссельное парораспределение. 1. Потери давления в стопорных и регулирующих клапанах Δр0 = 3…5 % 2. Потери давления в перепускных паропроводах Δ рП = 2…3 % 3. Внутренние относительные КПД отсеков теплофикационных турбин:  = 0,8 … 0,86 = 0,7 … 0,82 = 0,72 … 0,8 Процесс расширения в ЦВД при различных способах регулирования   4. Оценка расхода свежего пара в турбину   – коэффициент регенерации (1,12…1,17); N – электрическая мощность; Нк – действительный теплоперепад срабатываемый паром конденсационного потока; уп, утВ, утн – коэффициенты недовыработки паром соответствующих отборов; ηМГ – КПД механический, генератора  ;  ;  Полученное значение D используется для уточнения давления острого пара за стопорно-регулирующим клапаном по формуле  где DO – расход пара в голову турбины на номинальном режиме. 5. Расчет параметров рабочего тела в характерных точках тепловой схемы. Определение давления пара в регенеративных отборах на заданном режиме Для отборов, расположенных выше производственного, применяется следующая зависимость:  Для отборов, расположенных выше верхнего отопительного, применяется следующая зависимость:  Заполнить таблицу параметров рабочего тела в характерных точках тепловой схемы. Параметры рабочего тела в характерных точках тепловой схемы
При определении параметров рабочего тела в характерных точках тепловой схемы принять: потери давления от отбора до подогревателя – 5 –8 %; недогрев температуры питательной воды (основного конденсата) до температуры насыщения греющего пара в ПВД 2 ОС, в ПНД 4 ОС; давление конденсата за конденсатным насосом – 1,6 … 2,5 МПа; давление питательной воды за питательным насосом (1,25 … 1,4)∙рО; потери давления питательной воды в каждом ПВД 0,5 МПа; учесть повышение энтальпии воды в конденсатном и питательном насосах. При малых расходах пара в конденсатор первый по ходу основного конденсата ПНД может быть отключен. Это вызвано тем, что конденсат на 20 – 100 кдж/кг дополнительно нагревается в следующих подогревателях (не показаны на тепловой схеме): охладитель основного эжектора, охладитель эжектора уплотнений, сальниковый подогреватель и др. Расчёт системы регенерации Расчёт ПВД  ПВД-1  ПВД-2  ПВД-3  Расчёт деаэратора   Расчёт ПНД  ПНД-4   ПНД-5   ПНД-6   ПНД-7  Расход пара в конденсатор  Проверить энтальпии в точках смешивания СМ1 и СМ2. Отклонение – не более 0,5 кДж/кг. 6. Расчет топливной составляющей себестоимости электроэнергии на АЭС при стационарном режиме перегрузки топлива Общий годовой расчет топлива на АЭС можно рассчитать следующим образом Эгод=Nном*103*8760*КИУМ КИУМ – коэффициент использования установленной мощности в году (КИУМ=0.82-0.88) Годовой отпуск электроэнергии  =Эгод*(1-βсн)Для энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды можно принять βсн=0,05 В результате предварительного расчета тепловой схемы блока на заданном режиме определяется его КПД брутто  В этом случае годовой расход тепла в парогенераторах блока составит Qгод=  Годовой расход ядерного топлива Вгод=  Здесь К- средняя глубина выгорания для стационарного режима перегрузки топлива,  В качестве примера можно привести достигнутые величины К. При обогащении топлива 4,4% по делящемуся изотопу (U235) К=40 При начальном обогащении 3,3% К=30 7. Расчет топливной составляющей электроэнергии на АЭС с ВВЭР-1000 с учетом первой топливной загрузки Например, для реакторов с 3 годичной загрузкой, принято, что 2/3 от загрузки разносятся на топливные затраты в течение всего срока службы энергоблока Ст =  Gx / W + 2  Go / 3W* n, где W – годовая выработка энергии, МВт ч/год; n – расчетное число лет работы энергоблока, лет;  – удельная стоимость топлива этого обогащением х в год расчета, руб/UO2/год; Gx – годовой расход топлива этого обогащения, UO2/год;  – удельная стоимость топливной загрузки, руб/UO2; Go – расход топлива начальной топливной загрузки.В формуле, Gx и Go определяются по зависимостям Gx = 365 NT/К; Go = 365 NT n/К0. С учетом подстановки в формулу этих зависимостей получим  По формуле можно рассчитывать интегральную топливную составляющую при выходе реактора в установившийся режим стационарных частичных перегрузок  Однако до выхода в такой режим (первые 7 – 8 кампаний частичных загрузок) можно рассчитывать локальные (дифференциальные) топливные составляющие себестоимости Ст. Так, на этом рисунке минимальное значение Ст при t = 2 года обусловлено более глубоким выгоранием части начальной топливной загрузки за счет подпитки реактора свежим горючим повышенного начального обогащения. 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||