СЯЭУ Метод. Указания v1.8.8 (13.2.12 (15.14))

МИНИСТЕРСТВА НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИИСАНКТ-ПЕРЕРБУРСКОИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ МОРСКОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭНЕРГЕТИКИ

РАСЧЕТ СУДОВЫХ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВМетодические указания

Санкт-Петербург2012

Настоящее пособие предназначено для студентов факультета корабельной энергетики и автоматики и вечерне-заочного факультета, выполняющих курсовой и дипломный проекты по дисциплине “Судовые ядерные энергетические установки” (СЯЭУ).

При выполнении проекта исходными данными обычно являются: тип судна, тип энергетической установки, мощность установки на гребных валах или на клеммах турбогенераторов, расход электроэнергии и пара на общесудовые нужды.

Учебное пособие разработано применительно к двухконтурным СЯЭУ с водо-водяными реакторами, однако оно может быть использовано и при проектировании установок других типов.

РЕВКОВМихаил Васильевич

РАСЧЕТ СУДОВЫХ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ

Методические указания

Чертежи и схемы – аспирант Мазилевский И.И.Редактор - аспирант Петрова А. В.

2

СОДЕРЖЕНИЕ1 Общие указания...............................................................................................................................................................5

1.1 Исходные данные...................................................................................................................................................181.2 Пояснения к таблице 1.1............................................................................................................................................232 Характеристики вспомогательного оборудования.....................................................................................................282.1 Пояснения к таблице 2...............................................................................................................................................373 Тепловой и материальный баланс СЯЭУ....................................................................................................................523.1 Схемы без отбора пара от главной турбины............................................................................................................55

3.1.1 Схема без деаэратора....................................................................................................................................553.1.2 Схема с деаэратором.....................................................................................................................................55

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.......................................................................................................61ПРИЛОЖЕНИЕ А МЕТОДИКА ВЫБОРА ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСОВ, РАБОТАЮЩИХ СОВМЕСТНО НА ГИДРАВЛИЧЕСКУЮ СЕТЬ....................................................................................................................................62П Р И Л О Ж Е Н И Е Б У С Л О В Н Ы Е О Б О З Н А Ч Е Н И Я ...............................................................67

3

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АЗ – Активная зона;АЭС – Атомная электростанция;ВВРД – Водо-водяной реактор под давлением;ВВРК – водо-водяной реактор с кипением теплоносителя в АЗ;ГБП – Генератор бытового пара (парогенератор низкого давления);ГТ – Главная турбина;ГТГ – Главный турбогенератор;ГТЗА – Главный турбозубчатый агрегат;ДУУ – Дроссельно-увлажнительное устройство;ИУ – Испарительная (водоопреснительная установка);КН – Конденсатный насос;КПТН – Конденсатно-питательный турбонасос;ПГА – Парогенерирующий агрегат;ПН – Питательный насос;ППВД – Подогреватель питательной воды высокого давления;ППНД – Подогреватель питательной воды низкого давления;СЯЭУ – Судовая ядерная энергетическая установка;ТН – Теплоноситель;ЦНГК – Циркуляционный насос главного конденсатора (охлаждающий насос);ЦНПК – Циркуляционный насос первого контура;ЦСГК – Цистерна сбора горячих конденсатов;ЯППУ – Ядерная паропроизводящая установка.

ЯЭР – Ядерный энергетический реактор

4

1 Общие указания

Целью проектирования является определение по исходным данным состава судовой ядерной энергетической установки (СЯЭУ), паропроизводительности ЯППУ и тепловой мощности реактора, КПД СЯЭУ.

На первой стадии проектирования следует провести анализ известных по литературе схем СЯЭУ применительно к заданному типу судна, обосновать число главных турбоагрегатов (главных турбозубчатых агрегатов или главных турбогенераторов) и ЯППУ, вид ПГА (рис. 1.1-1.4), разработать принципиальную схему СЯЭУ (рис. 1.5-1.12). Далее следует обоснование выбора термодинамических параметров СЯЭУ: давления теплоносителя первого контура, температуры теплоносителя на входе и выходе из активной зоны (АЗ) реактора, температуры перегретого пара и его давления, температуры питательной воды и давления пара в конденсаторе. При выборе параметров необходимо учитывать как особенности принятой схемы СЯЭУ, так и особенности судна, для которого проектируется установка. По заданным параметрам второго контура строится процесс расширения пара в главном турбоагрегате в диаграмме i-s.

После определения исходных данных к расчету тепловой схемы выполняется тепловой расчет СЯЭУ, и определяются характеристики основного и вспомогательного оборудования. Расчет ведется методом последовательных приближений. Вначале задается ожидаемое значение КПД установки, по которому определяются ожидаемая мощность ЯППУ и ее производительность. Это позволяет определить в первом приближении характеристики вспомогательных механизмов и потребление ими электроэнергии и пара. В результате расчета определяется уточненная мощность ЯППУ, которая сравнивается с первоначально принятой (ожидаемой). Если расхождение 3 (где 3 - заданная или приемлемая величина расхождения), то расчет считается выполненным, в противном случае - уточненная мощность принимается за ожидаемую, и расчет повторяется вновь. При эскизном проектировании можно принять 3= 2 %.

Рекомендуемая методика определения характеристик оборудования и расчета тепловой схемы представлена в виде таблиц. Необходимые пояснения идут после каждой таблицы.

Курсовой проект представляется в виде расчетно-пояснительной записки примерным объемом 20...35 страниц (формат А4), оформленной в соответствии с [1], и принципиальных схем ЯППУ и ПТУ на форматах А3 или А2. Схема должна иметь обозначения в соответствии с ГОСТ 2.704-76 ЕСКД (см. Приложение Б).

Расчетно-пояснительная записка должна содержать следующие разделы:1. Обоснование выбора типа установки и ее краткое описание.2. Обоснование выбора параметров установки.3. Определение характеристик оборудования. В этом разделе должны быть

представлены процессы расширения пара в главной и вспомогательных турбинах, (на диаграмме i-s), а также диаграммы Н-G, характеризующие работу на сеть насосов СЯЭУ.

4. Расчет тепловой схемы (в табличной форме).

5

1. Корпус ПГА2. Крышка периферийная3. Крышка центральная4. Коллектор паровой5. Насос осевой6. Обечайка7. Плита верхняя

разделительная8. Трубка парогенератора9. Решётка верхняя10. Обечайка нажимная11. Экраны тепловые боковые12. Экраны тепловые

днищевые13. Фильтр щелевой14. Обечайка АЗ15. Решётка нижняя16. Кассеты АЗ17. Подвески кассеты АЗ18. Решётка компенсирующая

центральная19. Решётка средняя

центрирущяя20. Шнек решётки

центральной21. Коллектор водяной22. Коллектор секционный

паровой23. Коллектор секционный

водяной

Рисунок 1.1 – Моноблочный парогенерирующий агрегат.

6

1. Корпус2. Крышка периферийная

3. Крышка центральная

4. Коллектор паровой

5. Кассета ПГ6. Плита опорная ПГ

7. Плита ПГ дистанционирующая

8. Труба паровая кассеты ПГ

9. Труба питательной воды кассеты ПГ

10. Обечайка несущая

11. Экраны тепловые боковые

12. Экраны тепловые днищевые13. Фильтр щелевой

14. Корзина обечайки АЗ

15. Плита нижняя трубная АЗ16. Кассета АЗ

17. Подвеска кассеты АЗ

18. Решетка компенсирующая центральная

19. Плита верхняя трубная АЗ20. Обечайка нажимная

21. Решетка центрирующая

22. Плита верхняя трубная23 Коллектор водяной

Рисунок 1.2 – Моноблочный парогенерирующий агрегат с естественной циркуляцией.

7

1. Коллектор паровой

2. Трубка ПГ рабочая

3. Коллектор водяной

4. Трубка подвода ПВ

5. Патрубок паровой

6. Решетка трубная паровая

7. Трубка переходная паровая

8. Пластина опорная

9. Кожух кассеты

10. Трубка переходная ПВ

11. Решетка трубная ПВ

12. Трубка защитная

13. Шнек экономайзерный

14. Дроссель ПВ15. Вытеснитель периферийный16. Вытеснитель центральный

Рисунок 1.3 – Кассетный прямотрубный парогенератор.

8

1. Корпус2. Фланец нажимной3. Крышка4. Шпилька5. Кассета АЗ6. Обечайка АЗ7. Обечайка несущая8. Экраны тепловые

боковые9. Экраны тепловые

днищевые10. Фильтр щелевой11. Обечайка

разделительная

Рисунок 1.4 – ЯЭР блочной компоновки.

9

Рисунок 1.5 – Схема паропроизводящей установки крейсера.

10

Рисунок 1.6 – Схема паротурбинной установки крейсера.

11

Рисунок 1.7 – Схема паропроизводящей установки плавучей электростанции.

12

Рисунок 1.8 – Схема паротурбинной установки плавучей электростанции.

13

Рисунок 1.9 – Схема паропроизводящей установки подводного судна.

14

Рисунок 1.10 – Схема паротурбинной установки подводного судна.

15

Рисунок 1.11 – Схема паротурбинной установки ледокола.

16

Рисунок 1.12 – Схема паропроизводящей установки ледокола.

17

1.1 Исходные данные

Таблица 1.1 - Определение исходных данных к расчету тепловой схемы.

№п/п

Характеристика Обозначение РазмерностьСпособ определения

или источникЧисленное значение

1 2 3 4 5 6

1

Мощность установки нагребных валах (суммарная) или суммарная мощность на клеммах ГТГ

кВт Задано

2Число главных турбоагрегатов в установке

См. пояснения

3 КПД валопровода См. пояснения

4 КПД промежуточной передачи См. пояснения

5Мощность главного турбоагрегата.

кВт

Количество корпусов турбин Принимается

6

Параметры теплоносителя первого контура:

Пункты 6-9 - см. пояснения

- давление; МПа

- температура входа в АЗ; С- температура выхода из АЗ. С

7

Параметры пара на выходе из парогенератора:- давление; МПа

- температура; С- энтальпия. кДж/кг

8

Параметры пара перед ГТ:- давление; МПа

- температура; С- энтальпия. кДж/кг

9

Параметры пара и конденсата в главном конденсаторе:- давление; МПа

-температура пара; С

- температура конденсата; С

- энтальпия конденсата. кДж/кг

18

Продолжение таблицы 1.1

Для однокорпусной турбины пп.10...16

10 Адиабатный теплоперепад кДж/кгпо i-s диаграмме

Рис.1.13

11 Эффективный КПД ГТ - См. пояснения

12 Механический КПД ГТ - См. пояснения

13 Внутренний КПД ГТ -

14 Внутренний теплоперепад на ГТ кДж/кг

15

Энтальпия пара в конце процесса расширения

кДж/кг

Сухость пара в конце процесса расширения

По i-s диаграмме Рис.1.13

16Расход пара на ГТ без отборов и сепарации.

кг/с

Далее идти к п.32

Для двухкорпусной турбины пп. 17…31

17 Давление пара за ТВД МПа См. пояснения

18 Давление пара перед ТНД МПа См. пояснения

19 Адиабатный теплоперепад на ТВД кДж/кгПо i-s диаграмме

Рис. 1.14

20 Внутренний КПД ТВД - См. пояснения

21 Механический КПД - См. пояснения

22 Внутренний теплоперепад на ТВД кДж/кг

23Энтальпия пара за ТВД кДж/кг

Сухость пара за ТВД -По диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

24 Сухость пара перед ТНД -

При наличии сепаратора

, без сепаратора -

25 Энтальпия пара перед ТНД кДж/кгПо диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

26 Адиабатный перепад на ТНД кДж/кгПо диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

27 Внутренний КПД ТНД - См. пояснения к п.20

28 Механический КПД ТНД - Cм. пояснения к п.20

29 Внутренний теплоперепад на ТНД кДж/кг


19

30Энтальпия пара за ТНД кДж/кг

Сухость пара за ТНДПо диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

31 Расход пара на ГТ (без отборов) кг/с

32Число ступеней подогрева питательной воды

- См. пояснения

33Температура питательной воды

Энтальпия питательной воды

С

кДж/кг

Принимается,см. пояснения

34 Ожидаемый КПД установки -Принимается,см. пояснения

35 Число ЯППУ в установке - Принимается

36Ожидаемая мощность реактора, (округлятся с точностью до 5 МВт)

кВт

37

Параметры пара в точке отбора на ПВД1:

давление; МПаПринимается см. пояснения к п.33

температура; ССм. справочник

физических свойств воды и водяного пара

энтальпия. кДж/кгПо диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

38

Параметры пара в точке отбора на ПНД:

давление; МПа См. пояснения к п.38

температура; ССм. справочник

физических свойств воды и водяного пара

энтальпия. кДж/кгПо диаграмме i-s, см.

Рис.1.14

20

Рисунок 1.13 – Диаграмма i-s.

21

Рисунок 1.14 – Диаграмма i-s с отбором пара.

22

1.2 Пояснения к таблице 1.1

Пункт 2. Прежде, чем принять число ГТ, следует рассмотреть вопрос о необходимом числе винтов на судне, для которого проектируется СЯЭУ. Нецелесообразно передавать на один винт мощность более 35 тыс. кВт для относительно тихоходных судов, и более 50...55 тыс. кВт для быстроходных. Отсюда, число винтов определяется суммарной мощностью установки. Кроме того, на выбор числа винтов существенно влияют требования надежности, предъявляемые к судну из условий его эксплуатации. На основании эксплуатационного опыта можно предложить предпочтительное число винтов для судов различного назначения:

транспортные суда при малых мощностях,при больших мощностях,

ледоколы ,корабли в зависимости от мощности,подводные лодки в зависимости от мощности и назначения.

При механической передаче число ГТЗА равно числу винтов (валов).При электрической передаче число ГТГ может быть отличным от числа винтов (например,

2 ГТГ работают на 3 вала). Рекомендуется иметь не менее 2 ГТГ на судне.Пункт З . КПД валопровода зависит от типа и числа опорных подшипников и их

состояния, степени поджатия дейдвудных и переборочных сальников. Обычно в

960...0,985. Большее значение КПД соответствует короткому валопроводу с небольшим числом опорных подшипников.

Пункт 4. На большинстве судов применяется механическая передача (т.е.

непосредственное соединение фланца ГТЗА с валопроводом). В этом случае . На судах с особыми условиями эксплуатации (например, ледоколы) может применяться электропередача. КПД электропередачи может быть определен как:

,

(1.1)где - КПД электрогенератора:

- генераторы постоянного тока

,

(1.2) - генераторы переменного тока

;

(1.2а) - КПД полупроводниковых преобразователей, ;

- КПД гребного электродвигателя

; (1.2б)

- коэффициент потерь в кабельной сети, .

Пункт 5. Количество корпусов турбин в ГТЗА в значительной степени определяется требованиями к массогабаритным характеристикам СЯЭУ. Однокорпусные турбины имеют меньшую массу и габариты (по сравнению с многокорпусными), однако обладают более низким КПД. Многокорпусные турбины обладают повышенным КПД, допускают промежуточную сепарацию пара, но имеют худшие массогабаритные характеристики.

Пункт 6. В современных ЯППУ давление теплоносителя принимается в пределах 14…17 МПа - для ВВРД, и 10...12 МПа - для двухконтурных ЯППУ с кипящей АЗ. Подогрев

23

теплоносителя в АЗ двухконтурной ЯППУ можно принять равным 30...50С. Для ВВРД температура выхода теплоносителя из реактора определяется из условия отсутствия объёмного кипения в АЗ на режимах, отличных от номинального:

; (1.3)

; (1.4)

, (1.5)

где - температура насыщения, соответствующая принятому давлению в АЗ, С; - коэффициент превышения мощности реактора, ; - коэффициент падения расхода теплоносителя, .

Для кипящих реакторов , а массовое паросодержание x выбирается в зависимости от принципа циркуляции ТН в первом контуре. При естественной циркуляции

.Пункты 7,8. Температура перегретого пара за парогенератором принимается на 15...35

С ниже температуры выхода теплоносителя из АЗ (с уменьшением мощности ЯППУ величина недогрева

увеличивается). При использовании насыщенного пара в двухконтурных установках его температура определяется принятым давлением, которое лежит в пределах 5...8 МПа. Температура пара перед главной турбиной (ГТ) принимается на 5...10С ниже .

Давление перегретого пара перед ГТ P0 выбирается с учетом влажности пара в конце процесса расширения (см. п.15 или п.30), которая не должна превышать 12%. Особо следует обращать внимание на выбор давления перегретого пара в установках с однокорпусной турбиной без сепарации пара, которое в первом приближении может быть выбрано в пределах 2,8...3,4 МПа с последующим уточнением. Если при построении процесса расширения пара в турбине влажность окажется больше допустимой, следует уменьшить давление перегретого пара. В установках с двухкорпусными турбинами с промежуточной сепарацией пара давление пара перед ТВД практически не влияет на влажность пара в конце процесса расширения и может быть рекомендовано в пределах 4...5 МПа.

Давление пара за парогенератором принимается с учетом потерь в паропроводе как: (1.6)

Пункт 9. Давление пара в главном конденсаторе в большинстве случаев обуславливается условиями размещения конденсатора в машинном отделении (допустимыми габаритами). При мощности ГГЗА порядка 30 тыс. кВт и более на предельные габариты конденсаторов может оказать влияние технология его изготовления. На предварительной стадии проектирования можно принять давление пара в конденсаторе равным:

МПа - для транспортных судов; МПа - для ледоколов;

МПа - для кораблей и ПЛ.

Температура конденсата ниже температуры насыщения в конденсаторе на величину переохлаждения конденсата С. Тогда:

. (1.7)Эффективный КПД турбоагрегата зависит от мощности ГТЗА, параметров пара перед

турбиной и параметров пара в главном конденсаторе. Эффективный КПД ГТ можно принять по [4] или по прототипу. Для турбин, работающих на слабоперегретом паре, КПД можно оценить по зависимости:

24

, (1.8)

где - мощность ГТ ( ), кВт;- давление пара перед ГТ, МПа;- перегрев пара перед турбиной, (температура насыщения принимается по давлению пара перед турбиной), С;

- коэффициент, учитывающий число корпусов ГТЗА: - для двухкорпусного агрегата,

- для однокорпусного;

- коэффициент, учитывающий назначение агрегата, его конструкцию и качество изготовления (меньшие значения относятся к ГТЗА облегченной конструкции), ;- показатель степени, .

Пункт 12. При отсутствии редуктора КПД турбоагрегата равен механическому КПД турбины . Для ГТЗА с редуктором . КПД редуктора лежит

в пределах . В зависимости от мощности (кВт) с достаточной степенью точности его можно определить как:

р = 0,953+0,008 lgNe - для одноступенчатых редукторов, (1.9)

р = 0,922+0,013 lgNe - для двухступенчатых. (1.10)

Пункты 17,18. Давление пара за ТВД выбирается с учетом распределения теплоперепадов между корпусами турбин высокого и низкого давления для достижения примерного равенства мощностей. Т.к. в результате сепарации пара и отборов пара от ГТЗА расход пара через ТНД будет меньше, чем через ТВД, следует принять . Тогда, в установках с

параметрами пара, характерными для ВВРД, давление пара за ТВД лежит в пределах

=0,25...0,40 МПа. Давление пара перед ТНД будет меньше давления на величину

потерь в сепараторе: , причем = 0,02...0,03 МПа. При отсутствии

сепаратора можно принять .

Следует учесть, что величина давления существенно влияет на влажность в конце процесса расширения в ТВД в агрегатах с промежуточной сепарацией пара.

Если после построения процесса расширения в диаграмме i-s влажность окажется больше допустимой (>12%), следует уменьшить давление перед ТНД, и, следовательно, за ТВД.

Пункты 20,27. Зависимость внутреннего КПД ТВД и ТНД от мощности ГТ и параметров пара в ГТ можно принять по прототипу или оценить по уравнениям [3]:

;

(1.11)

, (1.12)

где - суммарная мощность ГТЗА (ТВД + ТНД) , кВт;

- степень расширения пара в ТВД;

25

- степень расширения пара в ТНД;to - перегрев пара перед ТВД, (см. пояснения к п.11),С;tн - перегрев пара перед ТНД, С. В установках с ВВРД ТНД обычно работают

на влажном паре и tн = 0 С;- адиабатный теплоперепад в ступенях, работающих на влажном паре, кДж/кг,

(см. Рис.1.14), для ТНД ,

, - средняя степень сухости пара в ступенях, работающих на влажном паре.

. (1.13)

Т.к. в начале расчета x2 и xк неизвестны, их можно предварительно оценить как: x2 = 0,90...0,94 и xк = 0,88...0,89.

K2 = 0,95...1,01 (см. пояснения к п.11), (1.14)

(1.15)

(1.16)

Пункты 21 , 28. В общем случае и могут быть различными. Однако, на

предварительной стадии проектирования можно принять . Для определения

см. пояснения к п.12.Пункт 32. Число ступеней подогрева в существенной степени определяется назначением

СЯЭУ. В маломаневренных СЯЭУ (транспортные и пассажирские суда, плавучие АЭС) обычно используют три ступени подогрева - поверхностные подогреватели низкого и высокого давления (ПНД и ПВД) и смесительный деаэратор, причем для подогрева питательной воды и конденсата используется как отбор пара от ГТ, так и отработанный пар от вспомогательных механизмов. В некоторых случаях устанавливается двухсекционный ПВД, причем первая (по ходу питательной воды) секция обогревается паром пониженных параметров (отбор за ТВД), а вторая - повышенных (отбор из проточной части ТВД).

В высокоманевренных СЯЭУ не рекомендуется использовать отбор пара от ГТ для подогрева питательной воды. Подогрев осуществляется отработанным паром вспомогательных механизмов либо в деаэраторе, либо в поверхностном подогревателе, причем, как правило, на режиме полного хода дополнительно используется свежий пар. Если вспомогательные механизмы выполнены с электроприводом, то могут применяться схемы без подогрева питательной воды.

Пункт 33. Температура питательной воды зависит от числа подогревателей питательной воды. При наличии ПВД давление греющего пара в точке отбора составляет 0,7...1,0 МПа, это соответствует температуре насыщения ts = 165...180C. Учитывая падение давления пара в трубопроводах и необходимый перепад температур в ПВД, можно принять температуру питательной воды равной tпв = ts – (12...15),C, т.е. tпв = 150...165C. Если в схеме предусматривается один подогреватель - деаэратор, температура питательной воды определяется давлением в деаэраторе, равным Pд = 0,12...0,13 МПа. Отсюда, tпв = 105...107C.

При одном поверхностном подогревателе, использующем отработанный пар вспомогательных механизмов, температура питательной воды принимается в пределах 90…110С. В схемах без подогрева питательной воды ее температура равна температуре конденсата, которую в первом приближении можно принять равной температуре конденсата в главном конденсаторе tпв = tгк .

Пункт 34. КПД установки в значительной степени зависит от параметров пара и степени регенерации теплоты в цикле. На предварительной стадии проектирования можно принять:

- для транспортных судов, плавучих АЭС (схема с тремя ступенями

подогрева ПВ);

26

- для ледоколов, схема с одной ступенью подогрева ПВ;

- в схемах без подогрева ПВ.

Пункт 3 8 . Давление в точке отбора можно принять равным 0,06…0,07 МПа, что соответствует температуре насыщения 85…90 оС. При этом температура конденсата на выходе из ПНД .

27

2 Характеристики вспомогательного оборудования

Таблица 2.1 – Определение характеристик вспомогательного оборудования.

№ п.п.

ХарактеристикаОбозначение Размерность Способ определения или

источникЧисленное значение

1 2 3 4 5 6

Паропроизводящая установка.ЦНПК

1

Энтальпия теплоносителя:

P и t см. п.6 табл.1.1Для ВВРК – см. пояснения

на выходе из АЗ; кДж/кг

на входе в АЗ. кДж/кг

2 Тепловая мощность реактора кВт См. п.36 табл.1.1

3 Расход теплоносителя в контуре кг/с

4Число циркуляционных насосов 1 контура (ЦНПК), работающих на расчетном режиме


5 Производительность ЦНПК кг/с

6 Напор ЦНПК на расчетном режиме кДж/кг См. пояснения

7 КПД ЦНПК на расчетном режиме кДж/кгПринимается

≈ 0,65 - 0,7

8 Мощность ЦНПК на расчетном режиме кВт

9 Мощность электродвигателя ЦНПК кВт, где -

коэффициент запаса мощности

10КПД электродвигателя на расчетном режиме

Для герметичных насосов0,65 – 0,75


11Мощность, потребляемая электродвигателем на расчетном режиме

кВт

Циркуляционный насос третьего контура

12Количество теплоты, отводимое от бака МВЗ

кВт

13

Энтальпия теплоносителя на входе в секцию теплообменника системы очистки, охлаждаемую 3 контуром

кДж/кг См. пояснения

Энтальпия теплоносителя на выходе из теплообменника системы очистки


14Расход теплоносителя в системы очистки

кг/с

15Количество теплоты, отводимое от системы очистки 1 контура

кВт

16Количество теплоты, отводимое от приводов ЦНПК

кВт

17Количество теплоты, отводимое системой охлаждения ЯППУ (3 контуром)

кВт

, где

, если каждая ЯППУ имеет собственную систему

охлаждения;

28


18 КПД ЯППУ

19Расчетный нагрев теплоносителя в 3 контуре

оС 15...25

20 Расчетный расход теплоносителя ПО кг/с

21Число одновременно работающих насосов в третьем контуре


22Расчетная производительность насоса 3 контура

кг/с

23

Расчетное сопротивление системы 3 контураРасчетное сопротивление участка системы, в котором расположены параллельно насосы 3 контура

кДж/кг

кДж/кгСм. пояснения

24Коэффициенты гидравлического сопротивления системы 3 контура

24аСтроим гидравлическую характеристику системы на графике

кДж/кг, См. пояснения

(Рис. 2.2)

25Доля расхода теплоносителя 3-ого контура при отключении одного насоса

- 0,7...0,8

26Требуемый расход теплоносителя через систему, при отключении одного из работающих насосов

кг/с

27Производительность насосов и сопротивление системы 3 контура при одном отключенном насосе

кг/с

кДж/кг

28Спецификационные характеристики циркуляционного насоса 3 контура

кг/с См. пояснения


29Спецификационный КПД насоса 3 контура


30Спецификационная мощность насоса 3 контура

кВт

31Фактические производительность и напор насоса 3 контура

кг/с См. поясненияграфик рис. 2.2 (п.24а)кДж/кг

32КПД насоса 3 контура на фактическом режиме


33Мощность насоса 3 контура на фактическом режиме

кВт

34Спецификационная мощность электродвигателя насоса 3 контура

кВт,

35КПД электродвигателя насоса 3 контура на расчетном режиме


30


36Мощность, потребляемая электродвигателем насоса 3 контура на фактическом режиме

кВт

37Действительный нагрев теплоносителя 3 контура

С

Циркуляционный насос 4 контура

38Количество теплоты, отводимое 4 контуром

39Расчетный нагрев теплоносителя в 4 контуре

С 10...15

40Расчетный расход теплоносителя по 4 контуру

кг/с , кДж/кг

41Число одновременно работающих насосов в 4 контуре


42Расчетная производительность насоса 4 контура

кг/с

43

Расчетное сопротивление системы 4 контура


Расчетное сопротивление участка системы, на котором расположен насос 4 контура


44Коэффициенты гидравлического сопротивления системы 4 контура

45Строим гидравлическую характеристику системы

кДж/кг, см. пояснения (рис.

2.4)

46Доля расхода теплоносителя 4-ого контура при отключении одного насоса

– 0,7...0,8

47Требуемый расход теплоносителя через систему при отключении одного насоса

кг/с

48Производительность насосов и сопротивление системы 4 контура при одном отключенном насосе

кг/с

49Спецификационные характеристики циркуляционного насоса 4 контура

кг/сСм. пояснения

кДж/кг

50Спецификационный КПД насоса 4 контура


51Спецификационная мощность насоса 4 контура

кВт

52Фактические производительность и напор насоса 4 контура

кг/с См. пояснения к п.31, и рис. 2.4 (п.45)кДж/кг

53КПД насоса 4 контура на фактическом режиме работы

- См. пояснения к п.32

31


54Мощность насоса 4 контура на фактическом режиме работы

кВт

55Мощность электродвигателя насоса 4 контура

кВт

56 КПД электродвигателя - См. пояснения к п.35

57Мощность, потребляемая электродвигателем насоса 4 контура

кВт

58Действительный нагрев теплоносителя 4 контура

C

Паротурбинная установка.Конденсатный насос

59Ожидаемая суммарная паропроизводительность ЯППУ

кг/с, где

iпг и iпв - см. п.7 и п.33 табл.1.1;ппу - см.п.18 табл.2.1

60Ожидаемое поступление пара и конденсатов в главный конденсатор от ПТУ

кг/с


61Число одновременно работающих КН на один ГТЗА


62Расчетная производительность конденсатной системы


63 Расчетная производительность КН кг/с

64

Расчетное сопротивление конденсатной системы:

кДж/кг

а) статический напор; кДж/кг См. пояснения

б) гидравлическое сопротивление системы в целом;


в) гидравлическое сопротивление участка, на котором расположены параллельно КН


65Коэффициенты гидравлического сопротивления конденсатной системы

66Максимальная производительность конденсатной системы

кг/с, где

=1,25 по требованиям Регистра РФ

67

Сопротивление конденсатной системы при максимальной производительности

кДж/кг

Строим гидравлическую характеристику конденсатной системы

кДж/кгСм. пояснения (рис. 2.5)

68Доля расхода конденсатной системы при отключении одного насоса


69Требуемая производительность конденсатной системы при отключении одного насоса и оставшегося в работе

кг/с

кг/с

33

КН

34


70Сопротивление конденсатной системы при одном отключенном насосе

кДж/кг

71

Спецификационные характеристики КН:

расход;

напор;

КПД. См. пояснения

72 Спецификационная мощность КН кВт

73Фактический напор КН кДж/кг См. пояснения

Фактический КПД КН - См. пояснения

74 Фактическая мощность КН кВт

75

Выбираем привод конденсатного насоса:


турбопривод; идти к п. 94

электропривод. см. ниже

76 Мощность электродвигателя кВт , = 1,15...1,2


См. Пояснения п.35

78Мощность потребляемая КН на расчетном режиме

кВт

Питательный насос (ПН)

79Суммарная производительность питательных насосов

кг/с,

- см. пояснения

80Число одновременно работающих насосов


81 Расчетная производительность ПН кг/с

82

Расчетное сопротивление питательной системы:

кДж/кг

а) Статический напор; кДж/кг См. пояснения

б) Гидравлическое сопротивление системы в целом;


в) Гидравлическое сопротивление участка, на котором расположены параллельно ПН


83Коэффициенты гидравлического сопротивления питательной системы

84Максимальная производительность питательной системы

кг/с, где =1,15 по

требованиям Регистра РФ

85

Сопротивление конденсатной системы при максимальной производительности кДж/кг

Строим гидравлическую характеристику питательной системы

кДж/кг, См. пояснения

(рис. 2.6)

86Доля расхода питательной системы при отключении одного насоса


35


87

Требуемая производительность питательной системы при отключении одного насоса и оставшегося в работе ПН

кг/с

кг/с

88Сопротивление питательной системы при одном отключенном насосе

кДж/кг

89

Спецификационные характеристики ПН:

расход; кг/с См. пояснения

напор; кДж/кг См. пояснения

КПД. - См. пояснения

90 Спецификационная мощность ПН кВт

91Фактический напор ПН кДж/кг См. пояснения

Фактический КПД ПН - См. пояснения

92 Фактическая мощность ПН кВт

93 Выбор привода ПН См. поясненияПитательный насос с турбоприводом

94Спецфикационная мощность турбопривода

кВт См. пояснения

95 Давление отработанного пара МПа См. пояснения

96 Адиабатный перепад на турбине ПН кДж/кг Определяется по i-s диаграмме

97Спецификационный эффективный КПД турбопривода

98Расход пара на турбопривод ПН на спецификационном режиме

кг/с

99Расход пара на турбопривод ПН на расчетном режиме

кг/с,

d,20...0,25

100Механический КПД турбопривода на спецификационном режиме


101Механический КПД турбопривода на расчетном режиме


102Энтальпия отработанного пара в турбоприводе ПН

кДж/кг

Питательный насос с электроприводом103 Мощность электродвигателя кВт , = 1,15...1,20

104КПД электродвигателя на спецификационном режиме

– См. пояснения к п.35


См. пояснения к п.35

106Мощность, потребляемая электродвигателем ПН

кВт

Циркуляционный (охлаждающий) насос главного конденсатора (ЦНГК)

107Количество теплоты, отводимой в главном конденсаторе


37


108 Подогрев охлаждающей воды С См. пояснения

109Расчетный расход охлаждающей воды в ГТЗА

кг/с

,

где =1,05...1,1 - учитывает расход воды на маслоохладитель

и другие потребители;Сp = 4,19 кДж/(кгK) – при

охлаждении ГК промежуточным контуром,

Сp = 3,95 кДж/(кгK) – при охлаждении ГК забортной водой

110Расчетное гидравлическое сопротивление системы охлаждения


111Число одновременно работающих ЦНГК


112 Расчетная производительность ЦНГК кг/с

113

Коэффициент гидравлического сопротивления системы охлажденияСтроим гидравлическую характеристику системы

См. пояснения, (рис. 2.7)

114

Спецификационные характеристики ЦНГК:




115 Спецификационная мощность ЦНГК кВт

116

Фактические характеристики ЦНГК:




117 Фактическая мощность насоса кВт

Охлаждающий насос с электродвигателем118 Мощность электродвигателя ЦНГК квт , где = 1,10...1,15

119 КПД электродвигателя - См. пояснения к п.35

120Мощность, потребляемая электродвигателем ОН

кВт

Охлаждающий насос с турбоприводом

121Спецфикационная мощность турбопривода

кВт, где

= 1,05...1,15

122 Адиабатный перепад на турбине ЦНГК кДж/кг См. пояснения к п.95

123Спецификационный эффективный КПД турбопривода

См. п.97

38


124Расход пара на турбопривод ЦНГК на спецификационном режиме

кг/с

125Расход пара на турбопривод ЦНГК на расчетном режиме

кг/с,

d,22...0,27

126Механический КПД турбопривода на расчетном режиме

См. пояснения к пп.100,101

127Энтальпия отработанного пара в турбоприводе ЦНГК

кДж/кг

Турбогенераторы (ТГ) судовой электростанции

128Электрическая мощность, потребляемая механизмами СЯЭУ


129Мощность, требующаяся для общесудовых потребителей на расчетном режиме


130 Суммарная потребляемая мощность кВт,

1,05 - коэффициент потерь в электросетях

131Число ТГ, работающих на расчетном режиме


132 Мощность ТГ на расчетном режиме кВт

133 Спецификационная мощность ТГ кВт См. пояснения

134Эффективный КПД ТГ на расчетном режиме


135Адиабатный теплоперепад на турбоприводе


136Расход пара на ТГ на спецификационном режиме

кг/с

137 Расход пара на ТГ на расчетном режиме кг/с,

Пароструйные эжекторы

138

Расход пара на эжектор ГК кг/с ,

– п.16 или 31 табл.1.1,(20...35) ·10-3, меньшие значения

относятся к однокорпусным турбинам

Расход пара на эжектор отсоса паровоздушной смеси от уплотнений ГТЗА

кг/с

139Расход пара на эжекторы конденсаторов АТГ и эжекторы отсоса пара от уплотнений турбины АТГ

кг/с,

(см.п.136 табл.2.1)

140 Расход пара на эжектор ИУ кг/с (12...25)10-3

Испарительная (водоопреснительная) установка

141Суммарные утечки пара и конденсата в СЯЭУ

кг/с

,

- суммарная мощность

ЭУ, кВт см. п.1 табл.1.1

39


142Продувка ПГ (при ПГ с многократной циркуляцией)

кг/с

, где

- суммарная производительность ППУ, кг/с;

см. п.59 табл.2.1,при прямоточных ПГ

143Расход пресной воды на бытовые нужды


144Расход пресной воды на технологические нужды


145 Производительность ИУ кг/с

146Удельный расход теплоты, необходимый для получения 1 кг пресной воды

q кДж/кг См. пояснения

147 Расход греющего пара на ИУ кг/с

и см. пояснения

Генераторы бытового пара (парогенератор низкого давления)

148 Производительность ГБП Dбп кг/сПринимается


149Давление бытового параЭнтальпия бытового пара

МпакДж/кг

См. поясненияСм. пояснения

150Энтальпия конденсата в системе бытового пара


151Энтальпия греющего пара в ГБПЭнтальпия конденсата греющего пара

кДж/кгкДж/кг

См. поясненияСм. пояснения

152 Расход пара на ГБП кг/сгде

= 0,99...0,995

Прочие потребители

153 Расход пара на ДУУ кг/с (0,005...0,01)Dгт

154Расход пара на деаэрирующую вставку в конденсаторе (при отсутствии деаэратора)

кг/с (0,01...0,015)Dгт

При необходимости в таблицу следует внести для расчета другие общесудовые потребители тепловой энергии (например, пароэжекторные холодильные машины, турбокомпрессор пневмообмыва – у ледоколов)

40

2.1 Пояснения к таблице 2

Пункт 1 . В случае ВВРД энтальпия теплоносителя находится по температуре входа и выхода (табл.1.1 п.6), при давлении первого контура P1. В случае использования кипящей АЗ энтальпия ТН на выходе их АЗ находится как:

(2.1)

где x – паросодержание на выходе из АЗ.Пункт 4 . Число ЦНПК по соображениям надежности должно быть не менее двух на

реактор. При электроприводе ЦНПК желательно, чтобы его мощность не превышала 200 кВт в агрегате. В спроектированных конструкциях отечественных ПГА число ЦНПК – 2 или 4.

Пункт 6 . Напор ЦНПК определяется гидравлическим сопротивлением реактора, парогенератора и трубопроводов контура. При блочной компоновке = 0,40...0,45 кДж/кг (см. рис. 2.1).

Рисунок 2.1 – ПГА блочной компоновки

Для моноблочной компоновки =0,20...0,25 кДж/кг (рис. 1.1) при установке насосов на

“холодном” теплоносителе, и = 0,12...0,18 кДж/кг при установке осевых насосов на “горячем” теплоносителе (на выходе из АЗ).

Обычно ЦНПК работают в режиме, близком к спецификационному, поэтому на начальной стадии проектирования фактические расход и напор ЦНПК можно принять равными расчетным, а расчетные - спецификационным. При необходимости по известной напорной

41

характеристике насоса и гидравлической характеристике контура можно определить фактические расход и напор ЦНПК, и уточнить степень подогрева теплоносителя в АЗ.

Пункт 10 . Для приближенной оценки КПД герметичных насосных агрегатов (на = н · эд) мощностью 10...1000 кВт можно воспользоваться зависимостью:

(2.2)

Тогда потребляемая электрическая мощность определяется как:

(2.3)

Косвенно можно определить и КПД электродвигателя э = на/н, тогда потребляемую электрическую энергию можно находить по уравнению п.11. На частичных нагрузках в диапазоне = 0,5...1 (при постоянном числе оборотов) КПД насосного агрегата приближенно можно найти по формуле:

, (2.4)

где - относительная производительность насосного агрегата.Пункт 13 . Температура теплоносителя на входе в теплообменник системы очистки равна

температуре теплоносителя в точке отбора (обычно равна температуре на входе в А3). Однако, при использовании регенеративных теплообменников температура теплоносителя на входе в секцию, охлаждаемую третьим контуром, понижается до 90...110С (i = 380…460 кДж/кг).

Температура на выходе из теплообменника системы очистки обуславливается работоспособностью ионообменных смол и принимается равной 50...60С.

Пункт 21 . В системе охлаждения ЯППУ рекомендуется использовать три насоса, из которых два работающих и один резервный. При размещении двух ЯППУ в одном помещении возможно объединение систем охлаждения.

Пункт 23. Расчетное сопротивление третьего контура составляет 0,35...0,40 кДж/кг, из них сопротивление участка, на котором располагаются насосы, составляет 0,03...0,04 кДж/кг.

Пункт 2 4а .

Рисунок 2.2 – Характеристика системы третьего контура.

42

Пункт 28 . Спецификационные характеристики насоса должны выбираться по каталогу насосов третьего контура. При отсутствии каталога спецификационные характеристики (производительность и напор) принимаются такими, чтобы обеспечить работу насоса в режимах, характеризующихся точками РН и АН (смотри рис. 2.2). Типичная характеристика охлаждающих насосов при постоянном числе оборотов приведена на рис. 2.2. В расчетах на ЭВМ напор охлаждающего насоса и его КПД на режимах, отличающихся от спецификационного, можно найти как:

; (2.5)

, (2.6)

где Уравнения справедливы при G = 0,15...1,1.Пункт 29. Спецификационный КПД охлаждающих насосов можно оценить по формуле:

(2.7)

Пункт 31 . Фактическая производительность и напор насоса определяются точкой Ф пересечения гидравлической характеристики третьего контура и суммарной напорной характеристики насосов (рис. 2.2). При этом:

. (2.8)

Пункт 32 . КПД насоса на фактическом режиме определяется по характеристике насоса при наличии каталога. При отсутствии каталога КПД можно найти по уравнению 2.6 (п.28).

Пункт 35 . При обычном электродвигателе его КПД определяется по каталогу электродвигателей. При отсутствии каталога спецификационный КПД электропривода переменного тока находится по зависимости:

(2.9)

КПД электродвигателя на расчетном режиме находится как где находится

по графику (рис. 2.3) в зависимости от относительной мощности электродвигателя . При расчете на ЭВМ КПД электродвигателя на частичном режиме можно определить как:

(2.10)

43

Рисунок 2.3 – Зависимость относительного КПД электродвигателя от его относительной мощности.

Пункт 41 . Как правило, в четвертом контуре принимается два насоса, которые работают совместно на сеть.

Пункт 43 . Расчетное сопротивление 4 контура (без самопротока) можно принять равным 0,15...0,20 кДж/кг, при этом сопротивление участка с параллельным расположением насосов Hрпн 0,02...0,03 кДж/кг.

Пункт 4 5 .

Рисунок 2.4 – Характеристика системы четвертого контура.

Пункт ы 49,50 . Спецификационные характеристики насоса выбираются по каталогу. При отсутствии каталога спецификационные характеристики принимаются такими, чтобы

44

обеспечить работу насоса в режимах, характеризующихся точками АН и РН, аналогично насосу 3 контура (см. рис. 2.5 и пояснения к пп.28,29).

Пункт 60. На предварительной стадии расчетов поступление пара и конденсатов в главный конденсатор можно оценить как часть от общей паропроизводительности. В схемах без смесительных подогревателей питательной воды 1. При наличии деаэратора, но без отборов пара от ГТ 0,9. В схемах с отбором пара на подогреватели питательной воды .

Пункт 61 . На каждый конденсатор должно работать не менее двух конденсатных насосов (КН) одновременно. Если две ГТ расположены в одном помещении, то допускается наличие одного насоса на конденсатор при условии, что КН одной установки может работать от конденсатора другой установки.

Пункт 62 . Коэффициент Ккс учитывает поступление конденсатов от потребителей, не связанных с тепловой схемой ПТУ (например, от системы автоматики). Если система автоматики использует в качестве рабочей воды конденсат или питательную воду, то Ккс=1,1...1,15. В противном случае Ккс = 1,0...1,03 и учитывает возможную рециркуляцию конденсата и расход питательной воды на ДУУ.

Пункт 64а . При наличии деаэратора статический напор конденсатного насоса в кДж/кг можно определить как:

, (2.11)

где ( ) - разность высот уровней конденсата в деаэраторе и конденсаторе (обычно 10…12 м), м;

Pд - давление в деаэраторе, кПа; Pк - давление в конденсаторе, кПа; - плотность конденсата, кг/м3; НФ - сопротивление нагруженного пружиной клапана форсунки деаэратора, НФ 0,05...0,08 кДж/кг.

Полагая 1000 кг/м3 и g =10 м/c2, получаем:

, (2.12)

где Pд и Pк в МПа.При отсутствии деаэратора статический напор (кДж/кг) будет:

, (2.13)

где - подпор, создаваемый конденсатным насосом на приеме питательного насоса (ПН), = 200...300 кПа,

( ) - разность высот между ПН и уровнем в конденсаторе, м (величина зависит от типа судна).

Полагая = 1000 кг/м3, можно статический напор определить как:

, (2.14)

где Pппн и Pк определяются в МПа.Пункт 64б . Расчетное гидравлическое сопротивление конденсатной системы НРГК

определяется суммой гидравлических сопротивлений всей системы, включая фильтры, теплообменные аппараты, деаэратор (конденсатор выпара и арматуру), трубопроводы и арматуру.

Для предварительных расчетов можно принимать следующие ориентировочные значения сопротивлений:

45

Запорная арматура - 0,025...0,04 кДж/кг;Трубопроводы на 1 погонный метр - 0,0015...0,0025, кДж/(кг·м);Подогреватели конденсата и питательной воды с арматурой 0,1...0,15 кДж/кг;Ионообменные фильтры с арматурой - 0,15...0,25 кДж/кг;Конденсаторы эжекторов в сумме - 0,1...0,15 кДж/кг;Деаэратор - 0,05...0,07 кДж/кг.

Большие значения относятся к облегченным установкам. Исходя из этого, сопротивление участка системы, на котором расположены параллельно конденсатные насосы, можно оценить в 0,03...0,05 кДж/кг.

Пункт 6 7 .

Рисунок 2.5 – Характеристика системы конденсатного насоса.

Пункт 68 . Доля расхода конденсатной системы КА определяется условиями эксплуатации судна, наличием резервных (неработающих) конденсатных насосов. На стадии эскизного проектирования можно принять КА = 0,65…1,0.

Пункт 71 . Спецификационные характеристики КН должны быть выбраны по каталогу насосов таким образом, чтобы обеспечить работу насоса в режимах, характеризующихся точками АН и МН (рис. 2.5). При отсутствии каталога спецификационные характеристики принимаются произвольными, но обеспечивающими режимы АН и МН. Типичная характеристика КН приведена на рис. 2.5. В расчетах на ЭВМ напор насоса и его КПД на частичных режимах (при постоянном числе оборотов) с достаточной степенью точности можно определить по уравнениям:

, (2.15)

где При отсутствии каталогов спецификационный КПД КН можно определить как:

(2.16)

Пункт 73 . Фактический напор насоса зависит от способа регулирования. При дроссельном регулировании (привод насоса имеет постоянное число оборотов) фактический напор насоса определяется по суммарной характеристике насосов при расчетной

46

производительности конденсатной системы (точка Ф на графике рис.2.5). При частотном регулировании (привод насоса может иметь переменное число оборотов) фактический напор равен расчетному сопротивлению сети . Число оборотов в этом случае можно найти:

, (2.17)

где - число оборотов на спецификационном режиме.

(2.18)

Обратите внимание, что в этом случае напор насоса всегда равен расчетному сопротивлению сети при принятом расходе, т.е. определяется по характеристике сети.

При отсутствии каталога фактический КПД КН находится:– при постоянном числе оборотов:

; (2.19)

– при переменном числе оборотов:

, (2.20)

где .Пункт 75. В современных СЯЭУ конденсатный насос имеет, как правило,

электропривод. В ряде случае конденсатный насос навешен на турбопривод питательного насоса. В этом случае расчет мощности турбопривода ПН должен учитывать мощность КН. При наличии собственного турбопривода турбина КН рассчитывается подобно турбине ПН (см. пп. 94-102).

Пункт 79 . Коэффициент Kпс учитывает потребление питательной воды помимо ЯППУ (например, системой автоматики, дроссельно-увлажнительным устройством и т.д.). В зависимости от схемы установки Kпс = 1,0...1,15. Расчетная производительность питательных насосов должна быть согласована с расчетной производительностью конденсатных насосов (см. п.62 и пояснения к нему).

Пункт 80. Число одновременно работающих ПН должно быть не менее двух на ЯППУ. Если две ЯППУ расположены в одном помещении так, что создается возможность объединения питательной системы, то допускается установка двух насосов на две ЯППУ.

Пункт 82а . При наличии деаэратора статический напор ПН (кДж/кг) определяется как:

, (2.21)

где (hпг-hд) - разность высот уровней в парогенераторе и деаэраторе (обычно деаэратор расположен выше парогенераторов на 4…6 метров), м;

Pпг - давление пара на выходе из парогенератора, кПа (см. п.7 табл.1.1);Рд - давление в деаэраторе, кПа;Рнрт - гидравлический запас на неравномерность регулятора системы травления

пара, кПа; Рнрт 0,2 МПа = 200 кПа; - плотность питательной воды, кг/м3.

Т.к. 1000 кг/м3, то:

, (2.22)

где Pпг, Pд и Pнрт подставляются в МПа.

При отсутствии деаэратора статический напор, кДж/кг, будет:

47

(2.23)

здесь Pппн - подпор перед питательный насосом, кПа (см. пояснения к п.64а).Полагая = 1000 кг/м, получаем:

, (2.24)

где Pпг, Pппн и Pнрт - в МПа.Пункт 82б . Гидравлическое сопротивление в целом определяется как сумма

гидравлических сопротивлений отдельных участков. На предварительной стадии проектирования можно использовать данные таблицы к п.64б. Сопротивление дроссельного и питательного клапанов (в сумме) можно принять равным 0,2...0,3 МПа, сопротивление парогенератора (с учетом дросселирующих элементов ) – 0,8...1,2 МПа. Гидравлическое сопротивление участка системы, на котором расположены параллельно питательные насосы, можно оценить в 0,04...0,05 МПа.

Пункт 8 5 .

Рисунок 2.6 – Характеристика системы питательного насоса.

Пункт 86 . Доля расхода ПН определяется условиями эксплуатации судна, наличием резервных насосов и лежит в пределах 0,6...1,0 (см. пояснения к п.68).

Пункт 89 . Спецификационные характеристики ПН должны быть выбраны по каталогу насосов так, чтобы обеспечить работу насоса в режимах, характеризующихся точками АН и МН (см. рис. 2.6). При отсутствии каталога спецификационные характеристики принимаются произвольными, но обеспечивающими режимы АН и МН. Типичная характеристика ПН приведена на рис. 2.6. В расчетах на ЭВМ напор насоса на частичных режимах при постоянном числе оборотов можно определить по уравнению:

, (2.25)

где При отсутствии каталога спецификационный КПД ПН можно определить по зависимости:

, (2.26)

48

где - производительность питательного насоса, кг/с.Пункт 91 . Фактический напор ПН зависит от способа регулирования его производительности. Обычно ПН имеет частотное регулирование, в этом случае можно принять (рис. 2.6) При дроссельном регулировании и постоянном числе оборотов фактический напор насоса определяется по суммарной напорной характеристике ПН при расчетной производительности системы (см. примечания к п.73).

Фактический КПД ПН при постоянном числе оборотов определяется по уравнению:

, (2.27)

где .При переменном числе оборотов КПД ПН находится как:

, (2.28)

где ; ; .Обратите внимание, что в этом случае напор насоса Hi всегда равен расчетному

сопротивлению сети при принятом расходе Gi (т.е. определяется по характеристике сети).Пункт 93. В настоящее время в подавляющем большинстве схем используются ПН с

турбоприводом. Однако, в ряде случаев возможен и электропривод с частотным регулированием. Расчет электропривода ПН производится как и КН (см. пп.76…78 табл.2.1). Расчет турбопривода см. ниже.

Пункт 94. Мощность турбопривода ПН определяется как:

; (2.29)

; (2.30)

Если КН имеет собственный привод, то = 0.Пункт 95. Как правило, отработанный пар используется для подогрева питательной

воды: либо в деаэраторе, либо в подогревателе питательной воды высокого давления (ППВД). В первом случае давление отработанного пара принимается как:

(2.31)

Во втором случае («Крейсерская схема») давление отработанного пара принимается равным:

(2.32)

Пункт 100. Механический КПД вспомогательных турбин на спецификационном режиме находится как:

(2.33)

Пункт 101. Механический КПД вспомогательных турбин на расчетном режиме:

, (2.34)

где – относительная мощность турбопривода;S = 1 – при постоянном числе оборотов,S = 3 – при переменном числе оборотов.

Пункт 107. Количество теплоты (кВт), отводимое в глвном конденсаторе определяется как:

, (2.35)

49

где - сквозной пар главных турбин, кг/с (при отсутствии отборов и сепарации);, - энтальпия пара и конденсата, кДж/кг (см. табл. 1.1 п.15 или пп.30 и 9); - дополнительные поступления пара и конденсатов в главный конденсатор, кг/с;

- энтальпия пара или конденсата, кДж/кг.В первом приближении количество теплоты отводимое в главном конденсаторе Qгк можно

принять равным:

, (2.36)

где - принятая мощность реактора (п. 36 табл.1.1), кВт;- смотри п. 34 табл. 1.1. - количество теплоты отводимое третим контуром(п. 17 табл. 2.1), кВт.

Пункт 108. tох = 6…12°С. Меньшие значения относятся к установкам с глубоким вакуумом в главном конденсаторе (Рх = 0,0005...0,01 МПа).

Пункт 110. Гидравлическое сопротивление охлаждающей системы лежит в пределах 0,05...0,07 кДж/кг при однозаходном конденсаторе, и 0,06...0,1 кДж/кг при двухзаходном конденсаторе. Большее значение относится к установкам облегченного типа, а также к судам ледового плавания. У быстроходных судов гидравлическое сопротивление охлаждающей системы может быть уменьшено за счет динамического подпора набегающего потока забортной воды (при соответствующей конструкции водоприемного устройства).

Пункт 111. В установках с одним ГТЗА главный конденсатор обычно выполняется двухcекционным по забортной воде. В этом случае на каждую секцию предусматривается свой охлаждающий насос. В установках с двумя и более ГТЗА допускаются односекционные конденсаторы с одним охлаждающим насосом.

Пункт 11 3 .

Рисунок 2.7 – Характеристика циркуляционного насоса главного конденсатора.

Пункт 114. Спецификационные характеристики охлаждающего насоса (ЦНГК) выбираются по каталогу по возможности близкими к расчетным. Типичная характеристика осевого ЦНГК большой производительности (более 2000 м3/час) приведена на графике Рис. 2.7.

Спецификационный КПД осевого ЦНГК с производительностью более 5000 м3/час (>1500 кг/с) можно найти по уравнению:

, (2.37)

50

где – напор насоса, кДж/кг;

– производительность , кг/с.Пункт 116. При наличии электропривода напор и производительность охлаждающего

насоса определяются точкой пересечения напорной характеристики насоса и гидравлической характеристики системы (точка Ф на графике рис. 2.7). При турбоприводе фактический напор и производительность ЦНГК равны расчетным. В расчетах на ЭВМ напор насоса и его КПД на частичных режимах при постоянном числе оборотов можно определить как:

; (2.38)

, (2.39)

где .

Уравнения справедливы при = 0,65...1,1.При частотном регулировании КПД на частичном режиме находится как:

(2.40)

Пункт 128. Для определения суммарной электрической мощности, потребляемой механизмами СЯЭУ на расчетном режиме, целесообразно составить таблицу потребителей (см. табл. 2.2).

Таблица 2.2 – Потребление электроэнергии механизмами СЯЭУ.

Потребитель электроэнергии

Потребляемая мощность, кВт

Число потребителей в ППУ (ПТУ)

Число ППУ

(ПТУ) на судне

Общее число потребителей

Суммарная потребляемая мощность, кВт

ЦНПК (п.11 табл. 2.1)

ЦН 3 контура (п.36 табл. 2.1)

ЦН 4 контура (п.57 табл. 2.1)

Конденсатный насос ГК При наличии электропривода

(п.78 табл. 2.1) Zкн Zгк ZкнZгк

Питательный насос (при наличии электропривода)

(п.106 табл. 2.1) Zпн Zппу ZпнZппу

ЦНГК (при наличии электропривода)

(п.120 табл. 2.1) Zон Zгк ZонZгк

...Прочиепотребители *

Nпр.потр.

Электрическая мощность, потребляемая механизмами СЯЭУ

* – прочие потребители составляют 10...20% от общей электрической мощности, потребляемой СЯЭУ.

Пункт 129 . Мощность общесудовых потребителей должна быть определена при расчете судовой электростанции. На первом этапе проектирования может быть принята по прототипу.

Пункт 131. Число турбогенераторов (ТГ) на судне определяется как мощностью электростанции, так и условиями размещения ТГ на судне. При большой мощности электростанции (более 4...5 МВт) число ТГ может быть Zтг = 4...6, причем в работе находится

51

Zртг = 3…4 турбогенератора, а 1...2 - в резерве. При малой мощности электростанции число ТГ должно быть не менее двух, причем оба находятся в действии.

Пункт 133. Спецификационная мощность ТГ должна обеспечить работу электростанции при выходе из строя одного из работающих ТГ при незначительной перегрузке остальных (до 15%). В любом случае и должна соответствовать стандартной мощности выпускаемых промышленностью турбогенераторов: 630, 800, 1000, 1600, 2000 и 3000 кВт (при 1500 об/мин, 50 Гц), 2500 и 3200 кВт (при 3000 об/мин, 50 Гц).

Пункт 134. Эффективный КПД ТГ на спецификационной мощности находится по каталогу ТГ. При отсутствии каталога можно принять по уравнению:

, (2.41)

где = 0,85...0,9 - коэффициент учитывающий степень совершенства АТГ;m = 0,12...0,14;

P0 –давление пара перед ТГ, МПа (п. 8 табл. 1.1);t0 = t0-ts – см. примечание к п. 9 табл. 1.1.

Пункт 135. Адиабатный перепад определяется по диаграмме i-s, при этом начальные параметры пара можно принять такими же, как и для ГТЗА. Давление за турбиной ТГ принимается равным давлению в главном конденсаторе, если отработанный в ТГ пар сбрасывается в главный конденсатор. Для АТГ давление в конденсаторе принимается несколько выше давления в главном конденсаторе и обычно лежит в пределах 0,01...0,02 МПа.

Пункт 143. Расход воды на бытовые нужды зависит от назначения судна, его автономности. На пассажирских и транспортных судах расход определяется исходя из 100...120 литров на человека в день, или (в кг/с):

, (2.42)

где - численность команды и экипажа.На специальных судах расход на бытовые нужды может быть существенно ниже, до 7...10

л/день на человека.Пункт 144. На судах технического флота свежий пар и техническая вода могут

безвозвратно теряться в различных технологических процессах. Например, на ледоколах свежий пар барботируется в ледовый ящик для предотвращения обледенения приемных кингстонов. Расход воды и пара на технологические нужды определяется назначением судна, для большинства судов им можно пренебречь.

Пункт 146. Удельный расход теплоты, необходимый для получения 1кг пресной воды, зависит от типа испарительной водоопреснительной установки. Для установки типа П (рис. 2.8) расход теплоты можно определить по уравнению:

, (2.43)

где - коэффициент продувки , ; - теплоемкость забортной воды, кДж/кг;

- температура насыщения при давлении в конденсаторе испарительной установки

(обычно Рs = 0,024 МПа, = 64С); - температура входа забортной воды в батарею ИУ.

Можно принять ts = tвхиу = 20...30 С;

- теплота парообразования, кДж/кг; - КПД ИУ с учетом расхода воды на промывку пара, можно принять = 0,95...0,96.

52

В большинстве случаев 3000 кДж/кг.

Рисунок 2.8 – Схема испарительной (водоопреснительной) установки типа П.

Промышленность выпускает пять типоразмеров подобных установок от П1 до П5 с производительностью дистиллята 5, 10, 25, 50, 75 м3 в сутки соответственно.

Для установок типа М (рис. 2.9) удельный расход теплоты зависит от числа ступеней испарения, давления в ступенях испарения, в зависимости от производительности его можно принять по таблице 2.3.

Рисунок 2.9 – Схема испарительной (водоопреснительной) установки типа «М».

53

Таблица 2.3 – Характеристики ВОУ типа «М».

Тип ВОУПроизводительность дистиллята Удельный расход теплоты,

кДж/кгм3/сут кг/с

М - 1 15 0,002 1850М - 2 30 0,004 1700М - 3 60 0,008 1400М - 4 120 0,016 1150

М - 5 240 0,032 950

Пункт 147. В ИУ обычно используется пар с давлением 0,1...0,12 МПа при состоянии, близком к насыщению. Следовательно, в ИУ используется либо пар, отработанный во вспомогательных механизмах ( , см. пояснения к табл. 2.1), либо пар отбора перед

турбиной низкого давления ( ). В энергетических установках, где приходится использовать для ИУ свежий пар, его предварительно дросселируют и увлажняют в редукционно-охлаждающем устройстве (РОУ) . Для расчета расхода пара на ИУ этим можно пренебречь, и принять (смотри табл. 1.1). Температура конденсата за ИУ обычно

лежит в пределах 95...100 С, следовательно можно принять = 400 кДж/кг.Пункт 148. Потребление бытового пара существенно зависит от типа судна, в первом

приближении оно принимается по прототипу, или задается руководителем (в курсовом проекте).

Пункт 149. Давление бытового пара также зависит от типа судна. Приближенно можно принять Рбп = 0,5 МПа, откуда энтальпия насыщенного пара будет = 2748 кДж/кг.

Пункт 150. Температуру конденсата в системе ГБП (рис. 2.10) можно принять равной = 50...60 С, откуда энтальпия конденсата будет = 210...250 кДж/кг.

54

Рисунок 2.10 – Генератор бытового пара (парогенератор низкого давления).

Пункт 151. Обычно в ГБП используется свежий пар, дросселированный до 0,8... 1,0 МПа

и увлажненный в РОУ. В расчетах можно принять (п.8 табл.1.1). Температура конденсата греющего пара в ГБП лежит в пределах 120...130 C, т.е. энтальпия конденсата равна = 500…540 кДж/кг.

55

3 Тепловой и материальный баланс СЯЭУ

Результатом расчета СЯЭУ является определение требуемой паро-производительности ЯППУ, мощности реактора и действительного КПД установки. С этой целью на основе расчета потребления пара главными и вспомогательными механизмами СЯЭУ (табл. 2.1) составляются таблицы баланса свежего и отработанного пара и конденсата.

Так как ряд величин на данной стадии расчета определен весьма неточно или вообще не определен, то эти расчеты (таблицы 3.1-3.4) выполняются методом последовательного приближения. Необходимо заметить, что сначала выполняется первое приближение во всех таблицах, затем второе и, при необходимости, 3-е и последующие. Как правило, для получения требуемой точности расчетов достаточно 2-3 приближения.

В точных расчетах после уточнения паропроизводительности ЯППУ и суммарного количества конденсата, поступающего в главный конденсатор (1-е приближение), необходимо пересчитать все вспомогательные механизмы и определить во 2-м приближении расход пара на эти механизмы. В предэскизном проектировании (на уровне курсового и дипломного проекта) в этом нет необходимости, и расход пара на механизмы СЯЭУ (за исключением ГТЗА) считается определенным с достаточной степенью точности. Если в схеме отбор пара от ГТЗА отсутствует, то расход пара на ГТЗА также определяется однозначно, и нет необходимости выполнять 2-е приближение. В этом случае результаты расчета таблиц 3.1…3.4 в первом приближении считаются окончательными. При наличии отборов в каждом приближении определяется расход пара на ГТЗА. Расчет ведется до тех пор, пока не будут выполнены условия:

(3.1)

В настоящее время в СЯЭУ используется следующие схемы с подогревом питательной воды:

– подогрев воды в ПВД или в деаэраторе теплом отработавшего пара вспомогательных механизмов (с добавкой свежего пара); параметры ПВ в этом случае см. примечание п.33 табл. 1.1.

– многоступенчатый подогрев ПВ теплом пара, отбираемого от ГТ. В этом случае ПНД обогревается паром отбора от ТНД (третий отбор на схеме рис. 1.14) Обычно давление пара в отборе принимают 0,05…0,06 МПа (что соответствует температуре насыщения 80…85°С).

Температура конденсата (рабочего тела) за ПНД принимается 60…70 °С.Второй отбор в ЯЭУ с промежуточной сепарацией пара, как правило, производится за

сепаратором пара при давлении 0,26…0,3 МПа (с температурой 128…132 °С и энтальпией , см. п. 25 табл. 1.1). Этот же пар используется для подогрева ПВ во второй секции ПВД до температуры 123…127 °С.

Для подогрева ПВ в первой секции ПВД используется пар первого отбора, температура насыщения которого на 7…10 °С выше температуры питательной воды. По температуре насыщения находится давление в точке отбора и энтальпия пара отбора i1 по диаграмме рис. 1.14.

Баланс отработанного пара составляют в том случае, если отработанный пар вспомогательных механизмов используется как греющий для подогрева питательной воды в испарительной (водоопреснительной) установке, в контуре теплофикации. Пример баланса отработанного пара приведен в таблице 3.1. Рекомендуется составлять баланс для судна в целом, вне зависимости от числа ППУ.

56

Если отработанный пар вспомогательных механизмов поступает в конденсаторы, то нет необходимости составлять баланс отработанного пара.

Таблица 3.1 – Баланс отработанного пара.

№ Потребитель Обозначение

Число потребителей на расчетном

режиме

Расход пара на

расчетном режиме

, кг/с

Суммарный расход пара

, кг/с

Энтальпия отработанного

пара,кДж/кг

Теплота отработанного

пара

,

кДж/с

1Турбопита-тельный насос

,

п.80 табл. 2.1

Табл. 2.1п.99

Табл. 2.1п.102

2

Турбоцирку-ляционный насос ГК

п.111 табл. 2.1

Табл. 2.1п.125

Табл. 2.1п.127

3 Прочие

Суммарный расход отработанного пара:. (3.3)

Энтальпия отработанного пара:

. (3.4)

Баланс свежего пара преследует цель определения действительной паропроизводительности ППУ. В таблицу заносятся все потребители свежего пара. Учитывая, что потребление пара отдельными механизмами может уточняться в процессе расчетов, в некоторых случаях баланс сводят в нескольких приближениях. Рекомендуется составлять баланс свежего пара для судна в целом, вне зависимости от числа ПТУ.

Таблица 3.2 – Баланс свежего пара.

Nп/п

Потребитель ОбозначениеЧисло потребителей на расчетном режиме

Расход пара на расчетном режиме

Суммарный расход пара

zi Di

1 Главная турбина DГТ Табл.1.1 п.2Табл.1.1 п.16 или

п.31

2 Главные эжекторы Табл.1.1 п.2 Табл. 2.1 п.138

3 Вспомогательные эжекторы Табл. 1.1 п.2 Табл. 2.1 п.138

4 ДУУ Dдуу Табл. 1.1 п.2 Табл. 2.1 п.1535 АТГ Dтг Табл. 2.1 п.131 Табл. 2.1 п.137

6 Эжекторы АТГ Табл. 2.1 п.131 Табл. 2.1 п.139

7 Турбопитательные насосы Dтп Табл. 3.1 п. 1 Табл. 2.1 п.998 Турбоциркуляционный насос ГК Dтон Табл. 3.1 п. 2 Табл. 2.1 п.1259 ГБП Dгбп 1 Табл. 2.1 п.15210 Прочие потребители

11Суммарное потребление пара без подогревателя питательной воды (деаэратор)

12Подогреватель питательной воды (деаэратор)

Dппв 1

13 Итого Dппу = + Dппв

57

Примечание к таблице 3.2:Пункт 1. При наличии отборов пара на подогрев питательной воды и контур

теплофикации расход пара на главную турбину выполняется в несколько приближений (см. табл. 3.1).

Пункт ы 7 и 8. При наличии турбопривода.Пункт 12. Расход свежего пара на деаэратор (или поверхностный подогреватель

питательной воды) практикуется в схемах без отбора пара от главной турбины (ледокол, крейсер) на полных ходах, когда не хватает отработанного во вспомогательных механизмах пара (табл.3.1) для подогрева питательной воды до заданной температуры. Нахождение необходимого количества пара на ППВ смотри в таблице 3.4.

В СЯЭУ может быть несколько механизмов с конденсационными турбинами, сбрасывающих отработанный пар на различные конденсаторы: главные, вспомогательные и т.д. Давление конденсируемого пара, а, следовательно, и температура пара в этих конденсаторах может быть различной. Как правило, конденсат из вспомогательных конденсаторов при работе главных турбин поступает в главные конденсаторы, что упрощает автоматику и положительно влияет на работу конденсатных насосов вспомогательных конденсаторов.

Для удобства расчетов рекомендуется составлять баланс на все главные конденсаторы СЯЭУ в целом.

Таблица 3.3 – Баланс главного конденсатора.

Nп/п

ПотребительЧисло

потребителей на расчетном режиме

Расход пара нарасчетном режиме

Суммарныйрасход пара

, кг/с , кг/с

1 Сквозной пар от главной турбины Табл. 1.1 п.2 Табл. 1.1 п.16 или 31

2 Главные эжекторы Табл.1.1 п.2 Табл. 2.1 п.138

3 Вспомогательные эжекторы Табл.1.1 п.2 Табл. 2.1 п.138

4 ДУУ Dдуу Табл.1.1 п.2 Табл. 2.1 п.1535 Испарительная установка Dиу 1 Табл. 2.1 п.147

6 Эжектор ИУ 1 Табл. 2.1 п.140

7Питательные насосы (см. примечание)

Dтп Табл. 3.1 п.1 Табл. 3.1 п.1

8Циркуляционные насосы главного конденсатора (см. примечание)

Dтон Табл. 3.1 п. 2 Табл. 3.1 п. 2

9Генератор бытового пара (см. примечание)

Dгбп 1 Табл. 2.1 п.152

10 АТГ Dтг Табл. 2.1 п.131 Табл. 2.1 п.137

11 Эжекторы АТГ Табл. 2.1 п.131 Табл. 2.1 п.139

12 Итого

Примечание к таблице 3.3:Пункт 1 . Расход пара на главную турбину однозначно определяется лишь в схемах без

отбора пара. В противном случае его следует выполнять в несколько приближений (табл. 3.2 п.25).

Пункт ы 7,8,9. При отсутствии деаэратора, иначе - в деаэратор.

58

Следует учесть, что в схемах без деаэратора пар и конденсат от всех потребителей поступает в конденсаторы (главные и вспомогательные). В этом случае должно обеспечиваться равенство: (таблицы 3.2 и 3.3).

Практически во всех схемах СЯЭУ (за исключением схем ПЛ) имеются подогреватели питательной воды. На ледоколах - это деаэраторы (подогреватели смесительного типа), на крейсерах - подогреватели питательной воды поверхностного типа. В этих схемах, как правило, отсутствует отбор пара от главных механизмов, для подогрева питательной воды до заданной температуры используется пар, отработанный в турбинах вспомогательных механизмов, а при его нехватке - добавляется свежий пар. Расчет сводится к определению количества свежего пара, потребляемого подогревателями.

3.1 Схемы без отбора пара от главной турбины

3.1.1 Схема без деаэратора

В схеме без деаэратора («крейсерская» рис.1.6) расход пара на ППВ находится из баланса теплоты в подогревателе:

. (3.5)

Откуда:

. (3.6)

Расчет приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Расход пара на ПВД.

№ Искомая величина Обозначение РазмерностьСпособ

определенияЧисленноезначение

1Производительность ЯППУ без учета пара на ПВД

кг/с Табл. 3.2. п.11

2Энтальпия ПВ

кДж/кг Табл. 1.1 п.33 и 9Энтальпия конденсата

3 Расход отработанного пара кг/с См. табл. 3.1

4Энтальпия отработанного пара

кДж/кг См. табл. 3.1

5Энтальпия конденсата отработанного пара

кДж/кг См. примечание

6 Энтальпия свежего пара i0 кДж/кг Табл. 1.1 п.8

7 Расход свежего пара на ПВД кг/сПо уравнению

(3.6)

Примечание к таблице 3.4:Пункт 5 . Энтальпию конденсата отработанного пара в первом приближении можно

принять равной энтальпии насыщенной воды при давлении отработанного пара (см. табл. 2.1 п.95).

3.1.2 Схема с деаэратором

В схемах с деаэратором («ледокольная», рис. 1.11) расход свежего пара на деаэратор находится из баланса свежего пара на деаэратор:

, (3.7)

59

где: GДj – поступление конденсатов в деаэратор от различных вспомогательных механизмов ПТУ, кг/с (от ГБП, от межкорпусного сепаратора пара ГТ и т.п.);

– энтальпия этих конденсатов, кг/с; – расход свежего пара на деаэратор, кг/с.

Отсюда:

(3.8)

Определение расхода пара на деаэратор приведено в таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Расход свежего пара на деаэратор.

№ Искомая величина Обозначение Размерность Способ определенияЧисленное значение

1 Расход конденсата кг/с Табл. 3.3 п.12

2 Энтальпия конденсата кДж/кг Табл. 1.1 п.9

3 Энтальпия воды в деаэраторе кДж/кг См. примечание

4 Расход греющего пара на ГБП кг/с Табл. 2.1 п.152

5Энтальпия конденсата греющего пара ГБП

кДж/кг Табл. 2.1 п.151

6Расход конденсата от других вспомогательных механизмов

кг/с

7Энтальпия конденсата от этих механизмов

кДж/кг

8 Расход отработанного пара кг/с Табл. 3.1

9Энтальпия отработанного пара

кДж/кг Табл. 3.1

10Расход свежего пара на деаэратор

кг/с Из уравнения (3.8)

Примечание к таблице 3.5:П ункт 3. Энтальпия деаэратора принимается равной энтальпии насыщенной воды при

давлении в деаэраторе.

В схемах с глубокой регенерацией теплоты (транспортное судно, плавучая электростанция и т.п.) для подогрева питательной воды используется отбор пара от главной турбины. В этом случае необходимо найти величину отборов пара на подогреватели низкого (ПНД) и высокого (ПВД) давления и на деаэратор. Задача усложняется тем, что в первом приближении обычно неизвестно количество конденсата, поступающего в ПНД и деаэратор, и количество питательной воды, поступающей в подогреватель высокого давления, поэтому задача решается в несколько приближений с заданной степенью точности. Расчеты удобнее вести в табличной форме.

Таблица 3.6 – Определение расхода пара на подогреватели питательной воды и отборов пара от главной турбины.

№ п/п Искомая величина

Обозначение Размерность Способ определенияЧисленное значение

1 2 31 Суммарное количество главного кг/c В первом приближении

60

конденсата, где - из

табл. 2.1 п.60;в прочих - из табл. 3.3

2 Энтальпия главного конденсата кДж/кг табл. 1.1 п.9Продолжение таблицы 3.6

Расчет ПНД

3

Температура конденсата на выходе из ПНД

С См. примечание к п.38 табл.1.1

f(P, ), где

P – напор КН

Энтальпия конденсата на выходе из ПНД

кДж/кг

4

Параметры греющего пара:См. примечания к п.38

табл. 1.1

ts = f( )

энтальпия точки отбора на i-s-диаграмме (т. 3)

= f( )

давление; МПа

температура; С

энтальпия; кДж/кг

энтальпия конденсата греющего пара.

кДж/кг

5 Расход греющего пара на ПНД кг/с,

0,99…0,995

Расчет ПВД2

6 Паропроизводительность ЯППУ кг/с

В первом приближении

табл. 2.1 п.59;

В прочих – из табл. 3.2

7

Температура ПВ на входе во вторую секцию ПВД

С См. параметры в деаэраторе и примечание

к табл. 1.1 п.33Энтальпия ПВ на входе во вторую секцию ПВД

кДж/кг

8

Температура питательной воды за второй секцией ПВД

Энтальпия питательной воды там же

С

кДж/кгСм. примечание к п.8

9

Параметры греющего пара в ПВД2: См. Табл. 1.1

п.18 (P2`) ts

п.25 (i2’)– энтальпия

насыщенной воды

давление; МПа

температура; оС

энтальпия; кДж/кг


кДж/кг

10 Расход пара на ПВД2 кг/с,

= 0,99

Расчет ПВД1

11

Температура ПВ на входе в первую секцию ПВД

СП.8 данной таблицы

Энтальпия ПВ на входе в первую секцию ПВД

кДж/кг

12Температура питательной воды С См. табл. 1.1 п.33

Энтальпия питательной воды кДж/кг f(Pпв,tпв)

61


13

Параметры греющего пара в первой секции ПВД:

давление; МПа См. табл. 1.1 . п.37

температура; оС ts( )

энтальпия греющего пара; кДж/кгэнтальпия точки отбора на i-s-диаграмме (т. 1)


кДж/кг = f( )

14 Расход пара на ПВД1 кг/с,

= 0,99

Расчет деаэратора

15

Параметры в деаэраторе: См. пояснения к п.33

давление; МПа табл. 1.1

температура; оС

энтальпия воды. кДж/кг iД = iS( )

16

Расход конденсата от ЦСГК кДж/кг

Энтальпия конденсата в ЦСГК кДж/кг-20

п.4 настоящей таблицы

17

Суммарный расход сепарированной воды

кг/сCм. примечание

iСВ = (см. п.9 табл. 3.6)Энтальпия сепарированной воды кДж/кг

18Суммарная тепловая мощность, необходимая для подогрева воды в деаэраторе

кВт Cм. примечание

19Расход греющего пара на деаэратор (при ΣQД >0)

кг/с,

iгп = i2’ (Табл. 1.1 п.25)

20 Величина первого отбора пара кг/с

21 Величина второго отбора кг/с

см. примечание

22 Величина третьего отбора пара кг/с См. Табл. 1.1 п.2 ( )

См. Табл. 3.6 п.5 ( )

23Расход пара на главную турбину с учетом отборов

кг/с См. примечания

24 Расход сепарированной воды кг/с,

и - см. табл.1.1пп.23, 24

25 Количество пара, поступающего от главной турбины в

кг/с Dгт-D1-Gсв-D2-D3

62

конденсатор

63


26Суммарное количество главного конденсата в последующем приближении

кг/сИз табл. 3.3 с учетом п.25

этой таблицы

27Погрешность определения главного конденсата

-

,

- п.12 табл. 3.3 предыдущего приближения

См. примечание

28Паропроизводительность ППУ в последующем приближении

кг/сиз табл. 3.2 с учетом п.23

этой таблицы

29Погрешность определения паропроизводительности ППУ

–

,

- п.13 табл. 3.2 предыдущего приближения

См. примечание

Примечание к таблице 3.6:Пункт 17. Расход сепарированной воды от сепаратора главной турбины определяется

по формуле п. 24 данной таблицы. В первом приближении можно принять , - по п.31 табл. 1.1. Энтальпия сепарированной воды принимается равной энтальпии насыщения при давлении (п.18 табл. 1.1).

Пункт 18. Расчет деаэратора сводится к составлению баланса теплоты всех конденсатов, поступающих в деаэратор:

, (3.9)

где – см. п.147 табл. 2.1 и примечания к нему. Dиу учитывается если греющим параИУ является отработанный пар.

– расход пара второго отбора на контур теплофикации (при наличии контура),

кг/с. – энтальпия конденсата греющего пара второго отбора от контура теплофикации,

кДж/кг. – расход свежего пара на контур теплофикации (при наличии контура), кг/с.

– энтальпия конденсата свежего пара от контура теплофикации, кДж/кг.

При отсутствии ПНД .

Если в результате вычислений получилось отрицательное значение , это означает,

что имеется избыток отработанного пара на расчетном режиме. В этом случае . При расчете установки на номинальной мощности избыток отработанного пара понижает КПД установки. Уменьшением температуры конденсата перед деаэратором можно добиться

.

Пункт 21. – учитывается, если греющим паром является пар отбора;

– учитывается при наличии контура теплофикации.

Пункт 23. Расход пара на главную турбину с учетом отборов определяется как:

64

, (3.10)

где: - мощность главной турбины, п.5 табл.1.1;

- механический КПД, пп.21,28 табл.1.1;, кДж/кг - энтальпия в точке 1- ого отбора;, кДж/кг - энтальпия за ТВД п.23 табл.1.1;

, - сухость пара за ТВД и перед ТНД, пп.23,24 табл.1.1;

, кДж/кг - энтальпия пара в точке 3 отбора от ТНД;

, кДж/кг - энтальпия пара в конце процесса расширения в ТНД, п.30 табл.1.1.

Пункты 27,29. Если не выполняются одновременно условия и , где и

заданная точность расчетов, обычно 0,02...0,03то расчет нужно повторить в

последующем приближении, подставив значения в п.1 из п.26 данного расчета и в п.6 из п.28 данного расчета. При выполнении условий определяется действительная мощность реактора:

, (3.11)

где - энтальпия пара, п.7 табл. 1.1, кДж/кг; - энтальпия питательной воды, п.33 табл. 1.1, кДж/кг;

- КПД ППУ, п.18 табл. 2.1; - число реакторов на судне, п.35 табл. 1.1.

Определяется действительный КПД установки:

, (3.12)

где - суммарная мощность энергетической установки на валах, п.1 табл. 1.1.

65

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Кожемякин В. В. Оформление курсовых и дипломных проектов (работ). Методические указания. Л., ЛКИ. 1988 - 16 c.

3. Юдовин Б. С. Методические указания по определению характеристик оборудования судовых ядерных энергетических установок в энергетических расчетах. Л., ЛКИ, 1978 -38с.

4. Зайцев В. И. Приближенная оценка эффективного КПД ГТЗА. “Судовые силовые установки”, 1975, №14, (М., Рекламбюро, МКФ).

5. Курзон А. Г. Основы теории проектирования судовых паротурбинных установок. Л., Судостроение. 1974. - 536с.

6. Судовые ядерные энергетические установки. Учебник для вузов. М. Атомиздат, 1976, с. 376. Авт: Головизин А. М., Кузнецов В. А., Пологих Б. Г. и др.

7. Судовые ядерные энергетические установки. Ракицкий Б. В. Учебник. Л., «Судостроение», 1976 г., с. 384.

66

ПРИЛОЖЕНИЕ АМЕТОДИКА ВЫБОРА ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСОВ,

РАБОТАЮЩИХ СОВМЕСТНО НА ГИДРАВЛИЧЕСКУЮ СЕТЬ

1) При проектировании различных систем СЯЭУ мы встречаемся с необходимостью выбрать спецификационные характеристики насосов, которые работают параллельно на гидравлическую сеть (рис.П.1.1).

Рисунок П.1.1– Схема гидравлической сети.

Полная удельная энергия (напор), которую необходимо подвести к жидкости для перемещения от точки 1 до точки 4, будет складываться из статического напора и гидравлического сопротивления сети (иначе - динамического напора), кДж/кг.

. (П.1.1)

Статический напор, кДж/кг определяется как:

, (П.1.2)

где - разность уровней между напорным и приемным патрубками системы, м, ;

P - разность давлений между напорным и приемным патрубками системы, кПа, ;

- плотность перемещаемой насосом жидкости, кг/м3.Если система заполнена водой при температуре до 200°С, то можно принять

= 1000 кг/м3 и в уравнении (П.1.2) вместо величины подставить , МПа.Гидравлическое сопротивление участков в общем случае определяется как:

, Па (П.1.3)

67

Учитывая что в паро-водяных системах СЯЭУ режимы течения как правило турбулентные и основное сопротивление систем определяется местными сопротивлениями, можем принять что

, Па (П.1.4)

, кДж/кг (П.1.5)

Гидравлическое сопротивление системы в целом складывается из сопротивлений отдельных участков:

. (П.1.6)

Выделим отдельно гидравлическое сопротивление участка, на котором расположены насосы, работающие параллельно на сеть:

. (П.1.7)

Остальное сопротивление сети обозначим как:

. (П.1.8)

Полагая, что гидравлическое сопротивление участка пропорционально квадрату расхода через участок, можем записать:

; (П.1.9)

; (П.1.10)

, (П.1.11)

где KС, KПС, Кос – коэффициенты, характеризующие гидравлическое сопротивление

сети в целом и отдельных участков, ;

GC и GН – расход в системе в целом и по одной из параллельных ветвей, соответственно, кг/с:

, (П.1.12)

где ZРН - число одновременно работающих насосов.Понятно, что расход по одной из параллельных ветвей равен производительности насоса.2) Для определения характеристик насосов необходимо прежде всего рассчитать (или

задать) гидравлические сопротивления сети на расчетном режиме (номинальном режиме) при известном расходе через систему , а также сопротивление участков и . С учетом статической составляющей полная удельная энергия, которую необходимо

сообщить жидкости будет:

. (П.1.13)

Далее находим коэффициенты:

; (П.1.14)

; (П.1.15)

; (П.1.16)

. (П.1.17)

Строим гидравлическую характеристику системы в целом (рис. П.1.2, П.1.3).

68

. (П.1.18)

В ряде случаев Регистр РФ требует обеспечить расход в системе с некоторым запасом (для нормальной работы системы на переходных режимах и на повышенной мощности). Максимальная производительность системы в этом случае будет найдена как:

, (П.1.19)

где - коэффициент запаса, определяемый нормативными требованиями. Сопротивление сети при этом составляет:

. (П.1.20)

Точки Р и М на характеристике сети соответствуют номинальной (расчетной) и максимальной производительности системы.

В технических условиях на проектирование системы обычно оговаривается необходимая производительность системы при отключении одного из работающих насосов:

, (П.1.21)

где - требуемая доля от расчетного расхода системы в аварийном режиме (при отключении одного из насосов).

Сопротивление сети при одном отключенном насосе можно определить так:

, (П.1.22)

, (П.1.23)

. (П.1.21)

Точка А (рис. П.1.2, П1.3) соответствует требуемой производительности системы при отключении одного насоса.

Рисунок П.1.2– Характеристика насоса.

69

Рисунок П.1.3– Характеристика насоса.

Спецификационные характеристики насоса должны обеспечить работу системы в режиме М - при работе всех насосов и в режиме А - при отключении одного насоса. Найдем производительность и напор насоса, обеспечивающие работу системы в этих режимах:

. (П.1.22)

. (П.1.23)

Точки МН (РН) и АН соответствуют этим режимам (в нашем примере при = 2 точки АН

и А совпали). Напорная характеристика насоса при спецификационном числе оборотов должна проходить на диаграмме Н~G выше точек МН (РН) и АН, а спецификационная производительность должна быть не менее (или , если ). В каталоге насосов подбирается насос с требуемыми характеристиками по спецификационной производительности и спецификационному напору . На предварительной стадии

проектирования можно задаться произвольными (не по каталогам) значениями и , удовлетворяющими выше перечисленным условиям, а напорную характеристику насоса выбрать по прототипу. Мощность насоса на спецификационном режиме (кВт) определяется как:

. (П.1.24)

После выбора спецификационных характеристик насоса необходимо найти фактические производительность и напор насоса на расчетном (номинальном) режиме. Возможны следующие варианты работы насосов на сеть:

2.1) Работа насосов при постоянной производительности на всех режимах (например, насосы 3 контура).

2.2) Дроссельное регулирование расхода при постоянном числе оборотов насоса (большинство насосов с электроприводом переменного тока).

2.3) Регулирование расхода изменением числа оборотов (насосы с турбоприводом).

70

3) В первом случае обычно нормативный коэффициент запаса KМ = 1 и точка М совмещается с точкой Р. По выбранной характеристике насоса строим напорную характеристику совместно работающих насосов (рис. П.1.2). Точка пересечения характеристики сети с совместной напорной характеристикой насосов определяет фактический режим работы насосов (точка Ф на рис. П.1.2). По графику определяем фактическую производительность системы и насоса , которая будет несколько больше расчетной, также как и фактический напор насоса будет несколько больше расчетного. По найденным значениям и находим фактическую мощность насоса на расчетном режиме:

. (П.1.25)4) Во втором случае также находится совместная напорная характеристика работающих

насосов (рис. П.1.З). Для обеспечения расчетной производительности системы вводится дополнительное сопротивление в виде дроссельного (регулирующего) клапана .

Фактическая производительность насоса равна расчетной . Фактический напор определяется по характеристике насоса (точка Ф на рис. П.1.З), он всегда значительно выше расчетного сопротивления сети.

5) В третьем случае также целесообразно найти совместную напорную характеристику работающих насосов . Расчетная производительность системы достигается снижением числа оборотов насосов (характеристики 5 и 6). Фактический напор насоса равен расчетному сопротивлению сети .

71

П Р И Л О Ж Е Н И Е БУ С Л О В Н Ы Е О Б О З Н АЧ Е Н И Я

Буквенные позиционные обозначения основных элементов поГОСТ 2.704-76

СокращенияУстройство ААппарат теплообменный АТВентиль ВНГидроклапан ККомпрессор КММанометр МНСепаратор СТермометр ТФильтр Ф

Таблица П 1.1 Условные обозначения трубопроводовНаименование Обозначение

Системы водяные:

- общее обозначение 1 - конденсатно-питательная 1 кп - дистиллята 1 д - охлаждения забортной водой 1 оз - охлаждения пресной водой 1 оп Системы паровые:

- общее обозначение 2 - главного пара 2 г - вспомогательного пара 2 в - отработанного пара 2 о Системы воздушные:

- общее обозначение 3 - низкого давления 3 н - среднего давления 3 с

72

Продолжение таблицы П 1.1

- высокого давления 3 в - пускового 3 п Азота 4 Гелия 8 Масляные 14 Системы специальные атомных силовых установок:

- общее обозначение 41 - первого контура 41 п - третьего контура 41 т - четвертого контура 41 ч - расхолаживания 41 р Таблица П 1.2 Условные обозначения вспомогательных механизмов

Наименование Обозначение Наименование ОбозначениеНасос постоянной производительности (нерегулируемый), общее обозначение Насос поршневой

Насос регулируемыйНасос струйный эжектор, общее обозначение

КомпрессорНасос коаксиально-поршневой

Вакуум-насосВентилятор центробежный

Насос шестеренчатый Вентилятор осевой

Насос лопастной Гидромотор

73

Таблица П 1.3 Обозначение аппаратов по ГОСТ - 2.780 -76Наименование Обозначение Наименование Обозначение

Аппарат. Общее обозначение без указания функционального признака и принципа действия

Конденсатор

Фильтр для жидкости или воздуха (грязевая коробка)

Нагреватель жидкости или воздуха (подогреватель)

Отделитель воздуха. ДеаэраторИспаритель. Общее обозначение

Сепаратор (водомаслоотделитель)

Охладитель и нагреватель (с наружной стороны ромба изображается трубопровод охлаждающей или подогревающей среды)

Конденсатоотводчик (конденсатный горшок)

Форсунка

Охладитель жидкости или воздуха Глушитель

Таблица П 1.4 Обозначение емкостей и аккумуляторов по ГОСТ 2.780-76

Наименование Обозначение Наименование Обозначение

Цистерна в составе корпуса Баллон одногорловый

Цистерна закрытая

Бак Аккумулятор

- под атмосферным давлением- пневматический (ресивер, баллон, воздухосборник)

внутренним давлением выше атмосферного - гидравлический (без указания принципа действия)

- c внутренним давлением ниже атмосферного (вакуумом)

- пневмогидравлический (компенсатор объема)

74

Таблица П 1.5 Условные обозначения арматуры и элементов трубопроводов по ГОСТ 2.735-76

Наименование Обозначение Наименование Обозначение

Вентиль (клапан) запорныйКлапан обратный (невозвратный, движение среды от белого треугольника к черному)

- проходной - проходной

- угловой - угловой

Клапан регулирующий, проходнойВставка звукоизолирующая

Клапан дроссельныйСоединение путевое (без указания типа)

Клапан редукционный (P1>P2) P2 P1 Соединение штуцерное

Задвижка клинкетная Соединение фланцевое

Кингстон приемный Переходник

Кингстон отливной Вставка амортизационная

Таблица П 1.6 Обозначение главных двигателей

Наименование Номер ГОСТаОбозначение

по ГОСТуДопустимое изображение

1. Турбина ГТЗА и вспомогательного механизма ГОСТ 2.722-76

2. Гребной электродвигатель и электродвигатель вспомогательного механизма

ГОСТ 2.722-76

3. Электрогенератор G

Т

SSS SМ

75

СЯЭУ Метод. Указания v1.8.8 (13.2.12 (15.14))

Documents