18. Схемы включения конденсатных насосов.

К Н I ступени подвергаются кавитации – применяется трёхступенчатая систему подъёма – шнековая и центробежное колесо ( двухстороннее всасывание), центробежное колесо.

Устанавливаются 2 или 3 КН на турбину. При использовании 2 каждый должен обеспечивать полную подачу (100%). При применении 3 КН – каждый должен обеспечивать 50% полной подачи, так чтобы при поломке одного, два других обеспечивали полную подачу. Наличие конденсатоочистки (БОУ) – необходима установка второй группы КН после БОУ. После смешивающего подогревателя – также ставится КН.

П ри параллельной установке насосов суммируется подача Q_Σ=∑Q_i.

При последовательной установке насосов суммируется напор H.

H_Σ=∑H_i

Перед КН I арматура не ставится.

Ниже – пример схемы подключения.

19.Основные положения методики расчета схем тэс и аэс.

Проектирование тепловой схемы начинается с изучения технического задания и поиска технической литературы с описанием эксплуатируемых турбоустановок и публикаций по перспективным техническим решениям.

На этой основе составляется расчетная принципиальная тепловая схема турбоустановки. В этой схеме могут отсутствовать некоторые второсте­пенные потоки рабочей среды. Поэтому в пояснительной записке указыва­ются принимаемые допущения (какие процессы не учитываются в расчет­ной модели тепловой схемы). Выполняется поиск дополнительных исходных данных (отсутствую­щих в техническом задании), которые принимаются в качестве оценочных параметров (температурные напоры регенеративных подогревателей, потери давления в аппаратах, трубопроводах и в запорно-регулирующей арматуре, протечки и утечки пара и конденсата в элементах тепловой схемы, коэффициенты, учитывающие тепловые потери за счет рассеи­вания в окружающую среду, строительно-монтажные отметки). На основе технических характеристик аналогичных турбоустановок оцениваются относительные внутренние КПД отсеков турбины, КПД насосов и приводов.

Турбина рассматривается в виде совокупности отсеков. Отсеком назы­вают группу турбинных ступеней между двумя смежными регенера­тивными отборами. Отсек может содержать только одну ступень, если отборы пара на регенеративные подогреватели выполняются до ступени и после нее. Сумма внутренних мощностей всех ступеней составляет внутреннюю мощность турбины.

1. Анализ исходных данных и подготовка тепловой схемы(изображение турбины, теплообменников, насосов, трубопроводов и т.д. на чертеже в соответствии со стандартами.)

Материальный баланс котельных и турбинных установок(учет потерь)

Для

2.Расчет системы регенеративного подогрева( сначала ПВД по , потом ПНД

3. Расчет параметров пара в подогревателях и конденсата

4. Построение процесса расширения пара в турбине

5. Составление УМБ и УТБ для РП, расчет расходов пара и конденсата

6. Расчет мощности турбины и электрогенератора

7. Определение КПД турбоустановки

20.21Тепловая схема одноконтурной/ двухконтурной аэс и её показатели тепловой экономичности.

Тепловая экономичность АЭС характеризуется значениями КПД, удельного расхода теплоты и значением удельного расхода ядерного топлива на АЭС. С помощью термического КПД оценивается эффективность идеального цикла(когда используют весь располагаемый теплоперепад энтальпии). В реальных условиях из-за потери энергии потоком в проточной части турбины,во входных и регулирующих устройствах,с выходной скоростью ,а так же из-за протечек пара через уплотнения используется лишь часть этого теплоперепада.

Внутренний относительный КПД турбины - отношение использованного теплоперепада к располагаемому или внутренней работы 1кг пара в турбине к располагаемой работе,характеризующее совершенство проточной части турбины , входных и регулирующих устройств. КПД=0.8-0.9

Из диаграммы рабочего пара в турбине видно,что энергетические потери,оцениваемые Внутренний относительный КПД турбины увеличивают энтальпию пара на выходе из турбины.Очевидно,что на такое же значение возрастает кол-во теплоты,передаваемое охлаждающей воде в конденсаторе 1кг пара.Доля теплоты,превращенная в работу в реальной установке,характеризуется внутренним абсолютным КПД.

Наряду с указанными выше потерями существуют еще механические потери в турбине(от трения её движущейся части и затратой энергии на привод масляного насоса и системы регулирования, а так же электрические и механич. потери в генераторе. Эти потери оценивают механический КПД турбины и КПД генератора.

В энергетической установке на ряду с этими потерями имеются потери теплоты в реакторе,ПГ, паровом котле,теплообменных устройствах и др. Эти потери необходимо учесть при определении общего КПДэлектростанции.

Потери теплоты в ПГ АЭС связаны с потерями в окр. среду и потерями с водой продувкиПотери в окр.среду не превышают 1%.

Для одноконтурных станций КПД трубопроводов > или = 0.99, т.к. тепловые потери в этом случае обусловлены только потерями в окр.среду.Утечки рабочей среды,обладающей большой активностью, здесь должны быть полностью исключены.Такие же значения имеют КПД первых контуров двухконтурных и3ех контурных установок.

На двухконтурных станциях рабочая среда последнего контура нерадиоактивна.Поэтому специальные меры для предупреждения утечек здесь не принимаются и коэф.,учитывающий потери в трубопроводах =0.97-0.98

Расход ядерного топлива на АЭС является таким же показателем тепловой экономичности,т.к. при делении всех ядер 1кг урана выделяется всегда одно и то же кол-во теплоты,равное 7,9*10^10кДж.При этом во время работы реактора 10-20% топлива в результате захвата нейтронов превращается в неделящиеся изотопы.=> Кол-во выделившейся теплоты в расчете на 1кг выгоревшего топлива уменьшается. Однако в практических расчетах это изменение можно считать постоянным,в следствии чего удельную теплоту сгорания топлива можно так же считать постоянной.

Схема одноконтурной АЭС