WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 17 |

Характеристики российских серийных реакторов и энергетических блоков АЭС приведены в табл 4.4.

Тепловая схема блока АЭС обуславливается типом выбранного реактора. Для реактора типа РБМК применяется одноконтурная схема, для ВВЭР применяется двухконтурная схема, для реакторов на быстрых нейтронах - трехконтурная.

Характеристики серийных блоков АЭС с реакторами разных типов Таблица 4.4.

Реактор Характеристика, размерность ВВЭР-440 ВВЭР-1000 РБМК-Мощность блока, МВт 440 1000 Давление в первом контуре, 12,5 16,0 МПа Температура пара перед турби255 274 ной, оС Давление пара перед турбиной, 4,4 6,0 6,МПа Тепловая схема блока Двухконтурная Одноконтурная Число циркуляционных петель, 6 4 шт.

Расход воды через реактор, м3/ч 39000 76000 Температура воды в первом 269/300 289/324 270/контуре (вход/выход) оС Число турбин в блоке, шт. 2 1 Расход энергии на собственные 6,48 4,7 ~6,нужды, % КПД (брутто), % 32 33 31,Кампания реактора, ч 7000 7000 Глубина выгорания, МВт·сут/т 28600 35000 Делящийся материал Двуокись урана Размеры корпуса реактора 3,5/12 4,3/10,8 12/7* (диаметр/высота), м Масса корпуса реактора, т 200 270 - Удельный объем главного зда0,88 0,56 ния блока, м3/кВт * Размер активной зоны.

Парогенераторы – Устанавливаются на двух и трехконтурных АЭС. Выполняются в виде трубчатых теплообменников горизонтального или вертикального типа. Выбор конструкционного типа зависит от параметров вырабатывае мого пара и требований к его качеству. В горизонтальных ПГ наличие большого парового объема при малой удельной нагрузке зеркала испарения, позволяет обеспечить нормы качества пара простейшими сепарационными устройствами.

Это особенно важно при низких параметрах пара и большом его объеме. На российских АЭС, работающих на насыщенном паре, применяются горизонтальные ПГ, несмотря на то, что для их установки требуется большая площадь, чем для вертикальных. Количество ПГ блока соответствует числу циркуляционных петель, а тепловая мощность и производительность по пару - тепловой мощности петли. Резервные ПГ не устанавливаются. ПГ серийных АЭС входят в комплект поставки блока. Для блоков с реакторами ВВЭР основные характеристики ПГ приведены в табл. 4.5.

Характеристики горизонтальных ПГ, выпускаемых для серийных блоков с ВВЭР Таблица 4.5.

Реактор Характеристика, размерность ВВЗР-440 ВВЭР Паропроизводительность, т/ч 452 Давление пара на выходе, МПа 4,63 6,Температура питательной воды, о С Влажность пара на выходе, % 0,005 0,Число трубок, шт. 5540 Диаметр и толщина стенок тру16X1,4 12X1,бок, мм Масса ПГ без воды, т 145 Турбины и газогенераторы. Номенклатура выпускаемых турбин И генераторов согласована по шкале мощности: для каждой турбины в каталогах на оборудование указывается тип соответствующего генератора. На блочных КЭС мощность турбин соответствует выбранной модности блоков, на них устанавливаются конденсационные турбины мощностью 150, 200, 300, 500, 800 и МВт с промежуточным перегревом пара.

На АЭС тип турбины зависит от схемы блока. При одно и двухконтурных схемах с реакторами PБМK и ВВЭР применяются турбины насыщенного пара мощностью 220, 500, 750 и 1000 МВт.

На ТЭЦ устанавливаются конденсационные турбины с одним и двумя регулируемыми отборами и противодавленческие турбины с регулируемым противодавлением с отбором и без отбора пара. Тип турбины выбирается с учетом значения и соотношения тепловых нагрузок. Так, для промышленно- отопительных ТЭЦ применяются конденсационные турбины типа ПТ с двумя регулируемыми отборами пара. Если преобладает отопительная нагрузка, то в дополнение к турбинам ПТ могут быть установлены турбины типа Т с теплофикационными отборами, а при преобладании промышленной нагрузки - турбины типов ПР и Р с промышленным отбором и противодавлением. На первой очереди устанавливается, как правило, не менее двух турбин.

Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. Резервом промышленной тепловой нагрузки является возможность увеличения отборов сверх номинальных значений за счет снижения электрической мощности в пределах диаграммы режимов турбин. В качестве дополнительного резерва устанавливается редукционно-охладителъная установка ( РОУ ), производительность которой должна быть не менее отбора одной турбины. Резервом отопительной нагрузки являются пиковые водогрейные котлы.

Для изолированных ТЭЦ выбор турбин также определяется тепловыми нагрузками потребителей. Однако количество турбин выбирается таким, чтобы при остановке одной, остальные обеспечивали требуемую электрическую нагрузку.

4.3. Влияние энергетической эффективности теплофикации на состав оборудования ТЭЦ Сравним в общем случае эффективность раздельного и комбинированного способов производства электроэнергии и теплоты.

Рис. 4.3.

Условные схемы раздельного ( А ) и комбинированного ( Б ) производства тепло и электроэнергии К- котел, Т- турбина, ТП- потребитель тепла.

Сопоставляя тепловые балансы установок без регенерации в условиях одинаковой выработки эл. энергии и одинакового отпуска пара потребителю (рис. 4.3) получим:

Для раздельной выработки электрическая мощность равна:

Wр =Dр (io-ik)M Г, э о Где (io-ik) - теплопадение в турбине;

M Г - КПД механический и генератора Dр - расход пара через турбину при раздельной выработке.

о При этом общая выработка пара котлом равна Dразд=Dр +Dп, о где Dп - пар отпускаемый потребителю.

Для комбинированной выработки расход пара на турбину определяется из расчета электрической мощности установки, определяемой суммированием мощности работающих потоков пара Wк =Wк+Wn, э где мощность конденсационного потока пара равна Wк=(io-ik)Dк M Г, а мощность потока отборного пара Wn=(io-in)Dn M Г, где in -теплосодержание отборного пара.

Учитывая, что при комбинированной выработке расход пара в турбину равен расходу вырабатываемому котлом и равен Dк = Dк+Dn, а Wр = Wк.

о э э и считая процессы расширения пара в турбине идентичными.для раздельной и комбинированной выработки эл. энергии получаем p Do(io - iк)мг = мг[Dк(io - iк)+ Dn(io - in )] После преобразований p Do = Dк - Dny o in - iк где y = - коэффициент недовыработки энергии паром отборов io - iк р р т.к. Dк = Do + Dny и Dразд = Do + Dn, то учитывая, что 1 > y > 0, получаем Dк < Dразд, o o что обеспечивает экономию топлива при комбинированном производстве.

р Расход пара в конденсатор при раздельной выработке Do, а при комбинированной Dк - Dn, т.е. уменьшенный пропуск пара в конденсаторе при комo бинированной выработке составляет:

р p p Dк = Dо -(Dк - Dn)= Do -(Do + Dny - Dn)= Dn(1+ y) о Соответственно снижается потеря тепла в конденсаторе и повышается тепловая экономичность теплофикационной установки с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии.

Энергетическая эффективность теплофикации зависит от величины коэффициента теплофикации тэц, который характеризует соотношение тепловых и электрических мощностей ТЭЦ и находится по формуле Qрасч тур ТЭЦ = расч QТЭЦ расч где Qрасч и QТЭЦ – максимальная (расчетная) тепловая нагрузка отборов турбин и тур суммарная по ТЭЦ.

Из отборов турбины покрывается основная базовая часть тепловых нагрузок. Пиковая их часть покрывается через РОУ от энергетических котлов или от пиковых водогрейных и паровых котлов. При снижении коэффициента теплофикации уменьшается выработка электроэнергии на тепловом потреблении и возрастает удельный расход топлива на эту выработку. Однако, при этом снижается стоимость оборудования ТЭЦ (исключается установка резервных энергетических котлов, более дорогих чем водогрейные, снижается установленная мощность турбин и поверхность сетевых подогревателей). При этом возникает необходимость обеспечения заданной электрической нагрузки на КЭСВыбор оптимального значения тэц производится на основании технико- системы.

экономических расчетов по максимуму экономии затрат на ТЭЦ, которая определяется разностью между экономией затрат на топливо и перерасходом средств из-за более высоких капитальных затрат на ТЭЦ по сравнению с раздельным вариантом с учетом разной стоимости тепловых сетей.

Оптимальная величина тэц зависит от совершенства оборудования, вида и стоимости топлива, характера графика тепловой нагрузки и резерва электрической мощности в энергосистеме.

Оптимальное значение тэц находится в пределах 0,4 - 0,7. Чем дороже топливо, совершеннее теплофикационные турбины и больше удельная комбинированная выработка электроэнергии, тем выше оптимальное значение тэц.

Практическое значение опт заключается в том, что позволяет устаноТЭЦ вить оптимальную (в отношении наименьших приведенных затрат) тепловую мощность турбин на ТЭЦ.

Годовое число часов использования максимального отпуска тепла из отборов или противодавления турбин возрастает при уменьшении коэффициента теплофикации.

Зависимость коэффициента теплофикации, оптимальной продолжительности работы в году пиковых котлов опт и температуры наружного воздуха t, пк нар при которой производится включение пиковых водогрейных котлов, можно продемонстрировать графически (рис 4.4.).

Рис. 4.4. Годовой график отпуска тепла по продолжительности:

1 – отопительный период; 2 – летний период На рис. 4.4. в правом квадранте приведен годовой гpaфик отпуска тепла от ТЭЦ по продолжительности с учетом отопительного и летнего периода.

опт находится, как отношение обозначенных на графике расчетных величин ТЭЦ расч отпуска тепла из отборов турбины Qрасч и от ТЭЦ – QТЭЦ. В левом квадранте дан тур часовой отпуск тепла Qr в зависимости от температуры наружного воздуха tв т нар и приведен температурный график тепловой сети, где tпс, tос и tсп температура прямой, обратной сетевой воды и температура нагрева сетевой воды в сетевых подогревателях. При Qr =Qрасч производится включение пиковых водогрейных т тур котлов, что соответствует температуре наружного воздуха t. Указанные знанар чения определяют также оптимальную продолжительность работы в году пикорасч вых котлов опт. tнар - соответствует минимальной (расчетной) температуре напк ружного воздуха в течение года.

4.4. Особенности выбора основного оборудования ТЭЦ Профиль оборудования ТЭЦ зависит в первую очередь, от величины и структуры тепловых нагрузок, при этом учитывается ряд общих соображений:

1. В случае отопительной ТЭЦ целесообразно стремиться к блочной схеме.

2. Число агрегатов целесообразно сокращать до минимума за счет большей единичной мощности.

3. При значительной технологической нагрузке устанавливаются турбины типа Р для покрытия базовой части нагрузок.

4. Выбор турбин и котлов зависит от принятого коэффициента теплофикации, который определяет основные показатели ТЭЦ: общую электрическую мощность, годовое число часов использования теплофикационной мощности, число и типы пиковых котлов. Выбор основного оборудования ТЭЦ и оптимизация коэффициента теплофикации являются единой комплексной задачей.

5. Турбины изолированной ТЭЦ выбирают таким образом, чтобы в случае выхода из строя наиболее мощной из них было обеспечено покрытие электрических и тепловых нагрузок с учетом допускаемого потребителями регулирования.

6. На ТЭЦ, работающей в системе, электрический резерв, как правило, не предусматривается, т.к. его целесообразно иметь на конденсационных электростанциях, имеющих меньшую величину удельных капиталовложений, большую экономичность конденсационной выработки и лучшие условия водоснабжения.

7. При выходе из строя энергоблока ТЭЦ или котла при не блочной структуре остальные агрегаты вместе с пиковыми котлами должны обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

При этом допускается снижение электрической мощности ТЭЦ на величину мощности наиболее крупного агрегата.

8. Целесообразной является установка на ТЭЦ однотипных котлов, что требует унификации теплофикационных турбин различных типов по расходу пара.

В соответствии с этим принципом, например, теплофикационные турбины P100-130, ПТ-135/165-130/15, Т- 175-130 рассчитаны на один расход свежего пара (~ 760 т/час) и компонуются с двумя котлоагрегатами производительностью по 420 т/час.

9. Оптимальная величина тэц и состав турбоагрегатов ТЭЦ могут изменяться в зависимости от принятого температурного графика тепловой сети, т.е. значерасч ния расчетных (при температуре наружного воздуха tнар ) температур прямой и обратной сетевой вода. Переход к высокотемпературным графикам тепловой сети позволяет уменьшить расход сетевой воды и затраты в транзитные сети и транспорт теплоносителя. Однако одновременно снижается экономичность ТЭЦ вследствие увеличения требуемого давления в отборах турбин.

Для ТЭЦ на органическом топливе, как правило, задаются наиболее применяемым температурным графиком 150/70 °С.

Контрольные вопросы 1. Какие факторы влияют на выбор единичной мощности энергоблока и электростанции в целом 2. Назовите виды резервной мощности и ориентировочные значения среднегодовых простоев в ремонте.

3. Расскажите об основных принципах выбора аварийного резерва в системе.

4. Назовите основные серийные модификации энергоблоков ТЭС и АЭС эксплуатируемых в РФ.

5. Охарактеризуйте основное оборудование энергоблоков АЭС используемое в РФ.

6. Какие особенности нужно учитывать при выборе основного оборудования для ТЭЦ 7. Проведите сравнение эффективности раздельного и комбинированного способов производства электроэнергии и теплоты.

8. Что такое коэффициент теплофикации, каково его оптимальное значение 9. Какие температурные графики сети применяются для ТЭЦ на органическом топливе 5. Технико-экономическая оптимизация отдельных элементов тепловой схемы и особенности проектирования в новых экономических условиях 5.1. Выбор типа и характеристик привода питательных насосов Питательные насосы наиболее мощные потребители собственных нужд ТЭС. Для блоков СКД мощность потребляемая питательными насосами может доходить до 4% номинальной мощности. Важное значение приобретают выбор типа, характеристик и схем включения привода питательных насосов.

Основные типы привода:

I. Электропривод с постоянным числом оборотов.

На рис. 5.1. в общем виде показаны характеристики насоса и сети. Использование электропривода с постоянной скоростью вращения сопряжено со значительными потерями энергии при пониженных производительностях насоса.

По мере снижения нагрузки блока сопротивление питательных трубопроводов и элементов котлоагрегата уменьшается, вследствие чего уменьшается и необходимый напор против соответствующей расчетной величины. Между тем фактический напор, развиваемый питательными насосами возрастает.

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.