Исследование работы турбоустановки АЭС К-1000-60/1500-2ХТГЗ при применении комбинированной системы регенерации низкого давления

Задание 2
Аннотация 4
Содержание 5
Введение 6
1. Анализ функционирования различных систем регенерации паротурбинных установок 8
1.1 Роль системы регенерации в обеспечении экономичности и надежности работы паротурбинной установки 8
1.2 Технические решения применения поверхностных подогревателей низкого давления в системах регенерации отечественных энергоблоков ТЭС и АЭС 9
1.3 Применение комбинированных систем регенерации низкого давления в паротурбинных установках ТЭС и АЭС 16
2. Исследование эффективности работы турбоустановки К-1000-60/1500 -2 ХТГЗ при разных вариантах исполнения системы регенерации низкого давления 29
2.1 Описание типовой принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-1000-60/1500-2 ХТГЗ 29
2.2 Расчет типовой принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-1000-60/1500-2 ХТГЗ 31
2.3 Описание и расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-1000-60/1500-2 ХТГЗ при применении комбинированной системы регенерации низкого давления 45
2.4 Анализ показателей работы турбоустановки за счет применения комбинированной системы регенерации низкого давления 55
Заключение 58
Список использованных источников 60
Приложение 63

Весь текст будет доступен после покупки

Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации [1] и Ге-неральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года [2], в теплоэнергетике упор сделан на техническое перевооружение дей-ствующих ТЭС. Этому способствуют реализуемые на федеральном уровне Программы на основе договоров о предоставлении мощности (ДПМ).
В атомной энергетике основным направлением является повышение эффективности работы действующих АЭС и внедрение энергоблоков с ре-акторными установками (РУ) типа ВВЭР-ТОИ; также планируется соору-жение инновационного энергоблока с РУ типа БН-1200 на Белоярской АЭС и энергоблока с РУ БРЕСТ-ОД-300 на Северской АЭС.
Одним из направлений повышения надёжности и экономичности энергоблоков является использование комбинированных схем регенерации паротурбинной установки (ПТУ) с применением подогревателей низкого давления смешивающего типа (ПНС). Отечественный и зарубежный опыт широкого внедрения ПНС подтвердил эффективность этих аппаратов и позволил обосновать переход на бездеаэраторные тепловые схемы (БТС) турбоустановок с применением ПНС вместо деаэратора.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ функционирования различных систем регенерации паротур-бинных установок
1.1Роль системы регенерации в обеспечении экономичности и надеж-ности работы паротурбинной установки
Система регенеративного подогрева питательной воды является важ-нейшей составляющей в технологической схеме ПТУ.
Современные системы регенерации отечественных и зарубежных па-ровых турбин имеют довольно устойчивую структуру. Они включают в се-бя подогреватели низкого давления (ПНД), деаэратор, подогреватели высо-кого давления (ПВД) и перекачивающие насосы: конденсатные (КН) и пита-тельные насосы с электро- или турбоприводом (ПЭН и ПТН соответствен-но).
Функционирование теплообменных аппаратов системы регенерации непосредственно связано с термодинамикой рабочего цикла ПТУ и обеспе-чивает необходимую эффективность и надёжность её работы [3].
В зависимости от начальных параметров пара и количества отборов пара на регенерацию относительное повышение термического КПД цикла ПТУ за счёт регенерации составляет от 7 до 15 % [3–4].
Теоретически наибольший экономический эффект от регенерации до-стигается при установке подогревателя после каждой ступени турбины и нагреве питательной воды (основного конденсата) до температуры насыще-ния ts греющего пара. Многочисленные технико-экономические расчёты, результаты которых приведены в работах [3-4], показывают, что практиче-ски целесообразно иметь 7–9 ступеней подогрева. При этом относительный выигрыш в КПД составит 0,9–0,95 от максимально возможного. Дальней-шее увеличение числа подогревателей нецелесообразно из-за возрастания капитальных затрат и усложнения схемы ПТУ. Поэтому в современных тепловых схемах энергоблоков ТЭС и АЭС число ПНД не превышает 4–5 шт., а ПВД – 2–3 шт. Из общей доли повышения экономичности системы регенерации ПНД дают 60–65%. Поэтому обеспечение эффективной работы ПНД является важнейшей задачей [5-7].
Для турбин АЭС отборы пара имеют дополнительную целесообраз-ность. Конструктивно эти отборы выполняются из зон турбины с повышен-ной концентрацией влаги. Поэтому вместе с паром отбора происходит от-вод значительного количества влаги, что повышает экономичность и надёжность работы деталей турбины [9,10].
Большое значение имеет поддержание стабильной работы оборудова-ния ПТУ с обеспечением проектных параметров. Так, уменьшение темпера-туры питательной воды (конденсата) за каким-либо подогревателем влечёт за собой увеличение потребления пара более высокого потенциала в следу-ющем по ходу воды подогревателе со снижением электрической мощности электрогенератора. На блоках ТЭС уменьшение температуры за последним ПВД вызывает увеличение расхода топлива на котёл с ухудшением эконо-мических показателей блока в целом и возможным ограничением паропро-изводительности собственно котла (например, при работе на топливе, склонном к шлакованию). В частности, для блока 300 МВт отключение группы ПВД снижает экономичность всей установки на 4 %, а уменьшение нагрева питательной воды в отдельных подогревателях на 10 °С – от 0,12 до 0,28 % [5].

Весь текст будет доступен после покупки

1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 го-да : утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р [Электронный ресурс]. –http://static.government.ru/media/files/w4sigFOiDjGVDYT4IgsApssm6mZRb7wx.pdf.
2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года : утверждена распоряжением Правительства Российской Федера-ции от 9 июня 2017 г. № 1209-р [Электронный ресурс]. – http://static.government.ru/media/files/zzvuuhfq2f3OJIK8AzKVsXrGIbW8ENGp.pdf.
3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин ; под ред. В.Я. Гиршфельда. – 4-е изд., стер. – М. :Арис, 2014. – 328 с.
4. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции / Л.С. Стер-ман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. – 5-е изд., стер. – М.: Изд. дом МЭИ, 2010. – 463 с.
5. Сухоруков Ю.Г. Разработка и внедрение технических и технологиче-ских решений, повышающих эффективность работы системы регенера-ции паровых турбин ТЭС и АЭС/ Диссертация доктора техн. наук. 2.4.5– СПб.: ОАО «НПО ЦКТИ», 2024. –315с.
6. Ермолов В.Ф. Смешивающие подогреватели паровых турбин / В.Ф. Ер-молов, В.А. Пермяков, Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий. – М.: Энерго-издат, 1982. – 208 с.
7. Мороков В.Ф. Тепловой расчет систем контактной регенерации паро-вых турбин / В.Ф. Мороков. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 136 с.
8. ОСТ 108.271.28-81. Подогреватели поверхностные низкого и высокого давления систем регенерации паровых стационарных турбин АЭС. Технические условия. – Ленинград : НПО ЦКТИ, 1981. – 21 с.
9. Тевлин С.А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000: учебное пособие для вузов. – 2-е изд., дополненное – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 358.

Весь текст будет доступен после покупки