diplom bachelor

Аннотация

Данная работа выполнена для парогенератора первой ступени испарения для АЭС с ВВЭР-1000. Она включает в себя следующие виды расчетов :

- тепловой расчет

- конструкционный расчет

- гидравлический расчет

- расчет водного режима

а также спецвопрос « Разработка способа передачи воды от первой ступени испарения во вторую »

Содержание

Введение………...............................................................................................5

О ступенчатой схеме испарения в парогенераторной установке………..7

1.Преимущества ступенчатой схемы испарения…………………….…7

2.Трудности реализации двухступенчатого испарения………………..19

Разработка способа передачи воды из первой

ступени испарения во вторую………………………………………………….20

3. Первый способ: «самотеком» при установке

ПГ солевой ступени ниже «чистых» ПГ………………………………20

4. Второй способ: за счет разности давлений в ПГ первой и второй ступеней испарения………………………………………….29

5. Третий способ: применение перекачивающего насоса……………...32

Расчет ПГ первой ступени испарения ……………………………………..38

6.Принцип работы ПГ..................................................................................38

7.Конструктивная схема ПГ........................................................................38

8. Построение t-Q диаграмы.......................................................................40

9. Основные характеристики

теплопередающей поверхности...............................................................42

10.Тепловой расчет.......................................................................................44

11.Конструкционный расчет........................................................................49

12.Гидравлический расчет............................................................................63

13. Расчет водного режима...........................................................................67

14.Расчет стоимости изготовления ПГ........................................................69

15.Выбор оптимальной скорости теплоносителя………………………...71

Заключение…………………………………………………………………….76

Список литературы……………………………………………………………77

Приложение:Спецификация деталей...............................................................78

ВВЕДЕНИЕ

В ППУ АЭС с реактором типа ВВЭР рабочий пар вырабатывается в нескольких (в шести на блоках с ВВЭР-440, в четырех — с ВВЭР-1000) парогенераторах, образующих парогенераторную установку (ПГУ). Все парогенераторы ПГУ включены по теплоносителю и рабочему телу параллельно, имеют одинаковые конструктивные и другие характеристики и параметры. А может ли быть иное решение, есть ли альтернатива изменить этот структурный параметр парогенераторной установки?

Одной из серьезных проблем, связанных с парогенераторами, продолжает оставаться коррозия металла теплообменной поверхности и других внутрикорпусных устройств. Так, для парогенераторов ПГВ-1000 известны случаи повреждения теплообменных труб в результате коррозионного растрескивания и подшламовой коррозии, коррозионные процессы интенсифицировали развитие трещин в местах ввальцовки труб в выходном («холодном») коллекторе теплоносителя, что приводило к его разрушению с последующей заменой парогенератора.

В результате проводимых работ совершенствуются характеристики парогенератора, корректируются нормы водного режима, повышается надежность работы. Существенный сдвиг в желаемом направлении мог бы произойти в результате резкого снижения содержания примесей в воде парогенераторов. Такое снижение, по крайней мере для трех парогенераторов из четырех для энергоблока с ВВЭР-1000, может дать схема ступенчатого испарения, широко и длительное время используемая в обычной энергетике.

Впервые идея включения парогенераторов по ступенчатой схеме испарения была предложена проф. Т.Х. Маргуловой .

Ступенчатое испарение относится к конструктивным мероприятиям организации водного режима и заключается в разделении паро-генерирующего устройства на конструктивно оформленные части (ступени), включенные по воде последовательно. Питательная вода подается, как правило, в первую ступень. Вода, выводимая из какой-либо ступени, является для нее продувочной, а для следующей ступени — питательной. Вода, выводимая из последней ступени — есть продувка всей установки.

В данной работе рассматриваются преимущества и трудности реализации ступенчатой схемы испарения , разработка способа передачи воды от первой ступени испарения во вторую с помощью насоса и без него, а также рассчитывается парогенератор первой ступени испарения при оптимальной паропроизводительности парогенератора второй ступени. Оптимальная паропроизводительность парогенератора второй ступени определяется по критерию минимума суммарного поступления примесей с водой к испарительным поверхностям нагрева. Для расчета парогенератора первой ступени в данной работе представлена последовательность выполнения и основные результаты расчета по выбору оптимальной скорости теплоносителя. Согласно рекомендациям §11.5 [1] диапазон изменения скорости теплоносителя в трубах выбран от 3 до 5 м/с. Опитимальная скорость теплоносителя определяется по наименьшим приведенным затратам.

О СТУПЕНЧАТОЙ СХЕМЕ ИСПАРЕНИЯ

В ПАРОГЕНЕРАТОРНОЙ УСТАНОВКЕ

1.Преимущества ступенчатой схемы испарения.

В парогенераторной установке АЭС ее отдельные конструктивные элементы — парогенераторы — уже имеются. На рис.1,рис.2,рис.3 пред-ставлены возможные способы включения четырех парогенераторов, одинаковых по тепловой мощности, подводимой со стороны 1-го контура. ПГУ

Питательная Пар от ПГУ

вода

Продувки

от ПГУ

Рис. 1 : Парогенераторная установка энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 (схема 1)

ПГУ


вода

Продувки

от ПГУ

Рис. 2 : Схема двухступенчатого испарения с тремя парогенераторами в первой ступени , (схема 2)

ПГ 1 ПГ 2 ПГ 3 ПГ 4


ПГУ


вода

Продувки

от ПГУ

Рис. 3 : Схема двухступенчатого испарения с подачей части питательной воды во вторую ступень , ( схема 3)

Два из этих способов реализуют двухступенчатую схему испарения. Видно, что подача питательной воды в парогенераторы 1—3 на схеме 2 существенно превосходит их паропроизводительность. За счет этого увеличивается их продувка, составляющая для каждого величину несколько большую, чем одна треть паропроизводительности четвертого парогенератора.За счет значительного возрастания продувки содержание примесей в воде первых трех парогенераторов резко снизится. При включении по схеме 3 продувка первых парогенераторов будет несколько меньше, чем в схеме 2 , но существенно больше, чем в схеме 1.

C хема 1

Парогенераторная установка энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 состоит из четырех парогенераторов типа ПГВ-1000, включенных параллельно по теплоносителю и рабочему телу (рис. 1). Полагается, что условия работы всех парогенераторов ПГУ одинаковы и характеризуются следующими параметрами: паропроизводительностью

= 408 кг/с; энтальпией вырабатываемого сухого насыщенного пара

=2781.18 кДж/кг (р0 =6.3 МПа; t0 = ts); энтальпией питательной воды

= 944.758 кДж/кг (tп.в. = 220 °С); расходом теплоносителя

кг/с; энтальпией теплоносителя на входе и выходе из ПГ


= 1452.5 кДж/кг; = 1278.83 кДж/кг ( = 15,7 МПа; = 320,

= 289 °С).

Кроме того, одинаковыми для всех ПГ являются относительный расход непрерывной продувки p= Dnp1/D01, влажность отводимого пара

и тепловая мощность Q1.

Параметры на входе и выходе из парогенератора связаны между собой следующими уравнениями:

- материального баланса (расходов рабочего тела)

(1)

- теплового баланса

(2)

- баланса расходов примесей

(3)

где — расход питательной воды; =1230.34 кДж/кг - энтальпия воды на линии насыщения при давлении р0; r = 1550.84

кДж/кг — скрытая теплота парообразования; , , — суммарное содержание примесей (или концентрация какого-либо вещества) в питательной воде, воде парогенератора (усредненное по

водяному объему) и в воде непрерывной продувки, мг/кг; — коэффициент распределения примесей между паром и водой при давлении р0 (средневзвешенное по компонентам значение).

Принимая, что = , из уравнения (3) следует

(4)

или при и р = 0.01 .

Вследствие того что условия работы всех четырех ПГ одинаковые, балансовые уравнения для всей ПГУ (рис. 1) будут отличаются от уравнений (1)—(3) множителем, равным 4, при всех расходах и

тепловой мощности, имеющих индекс «1». Относительная концентрация примесей в воде продувки (4) при этом не изменится.

C хема 2

Уравнения балансов расхода рабочего тела и тепла для всей ПГУ при переходе от схемы 1 к схеме 2 не изменяются, так как сохраняются постоянными расходы и параметры потоков, подводимых к ПГУ и отводимых от нее. В частности, это означает, что для всей ПГУ по схеме 2 по сравнению со схемой 1 расход непрерывной продувки не меняется, т.е.

p = Dnp .ПГУ/D0ПГУ = 0.01 =const ( при ).

Рассматриваются парогенераторы первой ступени испарения в схеме 2:

Расход питательной воды в каждый из них составляет (далее все уравнения приводятся с учетом уноса влаги и примесей с паром, а

результаты расчетов даются для условий ; р = 0.01)

= 550.53 кг/с.

Паропроизводительность одного ПГ I ступени равна

= 382.65 кг/с,

т.е. уменьшается на 25.35 кг/с по сравнению с аналогичным показателем исходной схемы 1 из-за нагрева до температуры насыщения большего расхода питательной воды.

Расход воды непрерывной продувки из одного парогенератора I ступени составляет

= 167.1 кг/с.

Видно, что он существенно увеличивается по сравнению с расходом в схеме 1, равным 4.08 кг/с. Содержание примесей в ПГ в свою очередь существенно уменьшается и будет равно

, в исходном варианте 84.3.Рассматриваются характеристики парогенератора второй

ступени испарения в схеме 2: Поскольку вода, питающая этот ПГ, поступает в него нагретой до

температуры насыщения, то вся подводимая к нему тепловая мощность расходуется на выработку пара

= 484.05 кг/с,

т.е. паропроизводительность существенно увеличивается. Необходимо отметить, что суммарная паропроизводительность всей ПГУ осталась прежней (1632 кг/с).

Расход непрерывной продувки из этого ПГ равен расходу непрерывной продувки для всей ПГУ:

= 16.32 кг/с.

Содержание примесей в парогенераторе II ступени

или

Очевидное преимущество схемы 2 перед схемой 1 заключается в том, что три ПГ из четырех стали существенно чище: содержание в них примесей уменьшилось почти в 26 раз. Концентрация примеси в парогенераторе II ступени испарения немного выше прежнего уровня, соответствующего работе всех ПГ в исходной схеме.

C хема 3 Здесь часть исходной питательной воды подается непосредственно

в парогенератор II ступени (на рис. 3 показан клапан, устанав-ливающий необходимый расход). Такое решение позволяет в определенной мере выровнять паропроизводительности парогенераторов I и II ступеней испарения.

Рассматриваются параметры работы парогенераторов по схеме 3:

Вводится параметр — доля расхода питательной воды ПГУ, подаваемая в парогенератор II ступени испарения

Возможный диапазон изменения этого параметра = 0,0...0,25 .

Если = 0 то схема 3 превращается в схему 2, параметры которой уже

рассмотрены. При =0,25 условия работы всех парогенераторов в

схеме 3 будут одинаковыми и такими же, как и в схеме 1. При > 0,25 избыток воды из ПГ № 4 должен подаваться в парогенераторы № 1—3, т.е. последние становятся II ступенью испарения и из них должна выводиться непрерывная продувка ПГУ. Этот вариант, очевидно, хуже всех и не рассматривается.

Характеристики работы парогенераторов I ступени испарения по

схеме 3 в зависимости от могут быть рассчитаны следующим образом [приводимые ниже уравнения следуют из балансовых уравнений, аналогичных уравнениям (1)—(3)]:

- Паропроизводительность

(6)

- Расход непрерывной продувки

(7)

- Содержание примесей в воде I cтyпени испарения

(8)

Характеристики работы парогенератора II ступени испарения находятся по следующим формулам:

- Паропроизводительность

(9)

- Расход непрерывной продувки

(10)

- Содержание примесей в воде I cтyпени испарения

(11)

Результаты расчетов для парогенератора I ступени испарения, выполненные по формулам (6)—(8), представлены на рис. 4.

Рис. 4: Характеристики парогенератора первой ступени испарения в

зависимости от -доли расхода питательной воды ПГУ, подаваемой во вторую ступень : а) паропроизводительность и расход непрерывной продувки ; б) относительное содержание примеси в воде непрерывной продувки ; -влажность отводимого пара.

Для парогенератора II ступени в соответствии с уравнением (9)

зависимость — линейная, и при = 0,0...0,25 изменяется от 484 до 408 кг/с.

При расчет по формуле (11) подтверждает независимость от

концентрации примесей в воде непрерывной продувки ПГУ,т .е .

= 101. При с ростом уменьшается и при

= 0,0...0,25 изменяется от 95 до 84.3 кг/с.

Для получения наилучших характеристик ПГУ со ступенчатой схемой испарения, выполненной по схеме 3, необходимо

оптимизировать значение .

Пусть в качестве критерия оптимальности выбрана чистота пара, отводимого от ПГУ

(12)

Значение в точке оптимума не будет зависеть (если давление в парогевераторах одинаковое) от (если одинакова влажность пара во

всех четырех парогенераторах) и от . Решением уравнения, полученного приравниванием к 0 результата дифференцирования

выражения (12) будет =0,125.

Другим критерием оптимальности могла бы быть наименьшая масса примесей в воде всех ПГ. В случае равенства водяных объемов парогенераторов этот критерий равнозначен следующему:

(13)

Очевидно, что зависимость аналогична зависимости

и в этом случае следовало бы принять = 0.

Все представленные расчеты проведены без учета распределения концентрации примесей в водяном объеме ПГ, т.е. в предположении равенства качеств воды парогенератора и воды его непрерывной продувки. При учете распределения концентраций возможно изменение результатов.

Наиболее предпочтительным будет критерий оптимальности, в котором кроме качества воды или пара учитывались бы затраты на дополнительное оборудование ПГ У. К такому оборудованию следует отнести, прежде всего, насос и трубопроводы для передачи воды от

парогенераторов I ступени ко II ступени испарения.С увеличением расход воды уменьшается, а следовательно, и стоимость трубопроводов

и насоса. Оптимальное значение становится больше, чем рассчи-тайное только по чистоте пара или воды. На основе проведенных оценок получено

= 0,2, что соответствует расходу воды между ступенями испарения — 110 кг/с.

До сих пор предполагалось, что конструктивные характеристики парогенераторов I и II ступеней испарения одинаковы. Однако известно, что паропроизводительность солевых отсеков барабанных котлов с двухступенчатой схемой испарения выбирается на основе критерия оптимальности, аналогичного (12) или (13). Чтобы получить максимальный эффект от применения ступенчатого испарения в ПГУ энергоблока с ВВЭР-1000, следует также оптимизировать

паропроизводительность II ступени испарения .

Оптимизация паропроизводительности парогенератора второй ступени испарения.

Основным критерием конструктивного выполнения внутрикорпусных устройств паропроизводящей установки должен быть минимум суммарного поступления примесей с водой к испарительным поверхностям нагрева. В [11] приведено уравнение для поиска оптимальной паропроизводительности парогенератора второй ступени

испарения( солевого отсека) , при которой обеспечивается выполнение предлагаемого критерия:

Где: - относительная паропроизводительность парогенератора

второй ступени испарения (солевого ПГ),

DII - паропроизводительность ПГ второй ступени

испарения,кг/с; - паропроизводительность всей ПГУ, кг/с.

р – значение относительной непрерывной продувки ПГУ,

- расход непрерывной продувки ПГУ, кг/с.

- коэффициент выноса примесей с паром для чистых ПГ,

- влажность пара на выходе из чистого ПГ; - коэффициент распределения примесей между паром и водой для чистого ПГ.

-коэффициент выноса примесей с паром для солевого ПГ,

- влажность пара на выходе из солевого ПГ;

-коэффициент распределения примесей между паром и

водой для солевого ПГ.

Принимая , получаем упрощенное уравнение для поиска

оптимальной : . Принимаем р=0.01

решением которого является = 0.0905.

Принимаем: ( -влажность отводимого пара) и

( -коэффициент распределения примесей между паром и водой)

Паропроизводительность всей ПГУ: Общий расход питательной воды ПГУ :

Расход питательной воды в каждый из парогенераторов первой

ступени испарения:

Паропроизводительность парогенератора первой ступени :

Расход воды непрерывной продувки из одного парогенератора первой ступени:

Расход воды из парогенераторов первой ступени во вторую

ступень:

Паропроизводительность парогенератора второй ступени :

Расход непрерывной продувки ПГУ из ПГ второй ступени:

Отношение концентраций примесей в воде парогенераторов первой

ступени к концентрации в питательной воде:

тоже для второй ступени:

При сравнении с приведенными ранее численными значениями для варианта с одинаковыми конструктивными характеристиками парогенераторов (схема 1) видны определенные преимущества рассматриваемого варианта: нет необходимости в подаче питательной воды во II ступень, сравнительно невелик расход воды между ступенями испарения, хорошее качество воды I ступени.

По сравнению с параллельной работой парогенераторов (схема 1) в случае использования схемы 3 содержание примесей в парогенераторе II ступени сравнительно мало увеличивается.

При конструировании ПГ второй ступени необходимо прежде всего обеспечить создание гидродинамических условий, способствующих выводу нерастворимых примесей и уменьшающих среднее содержание примесей в водяном объеме, а также его повышенную ремон-топригодность по сравнению с ПГ I ступени. Решение этих задач существенно упростится, если паропроизводительность парогенератора II ступени будет заметно меньше, чем у ПГ I ступени испарения. Оптимизация паропроизводительности второй (солевой) ступени ре-шает эти задачи с одновременным улучшением качества рабочего тела в объеме всей ПГУ.

Парогенераторы горизонтального типа длительное время эксплуатируются на АЭС, и их работа заслужила в целом достаточно высокой оценки. Включение их по ступенчатой схеме испарения, а также проектирование с учетом поведения примесей в водяном объеме значительно улучшат эксплуатационные характеристики парегенера-торных установок отечественных энергоблоков АЭС.

Выводы:

1. Использование схемы двухступенчатого испарения для парогенераторной установки энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 с подачей части питательной воды во вторую ступень позволяет существенно (на порядок и более) уменьшить содержание примесей в трех парогене-раторах I ступени при сравнительно небольшом увеличении концентраций в воде парогенератора II ступени.

2. Наибольший эффект при применении ступенчатого испарения может быть достигнут уменьшением паропроизводительности ПГ II ступени до оптимального значения и его конструированием с учетом влияния конструктивной схемы на распределение примесей в водяном объеме.

2.Трудности реализации двухступенчатого испарения в ПГУ с ВВЭР.

1. Существенное различие паропроизводительности парогенераторов I и II ступеней испарения. Следствием этого могут быть различия в конструктивном выполнении отводов пара от ПГ, а также значительное набухание уровня в парогенераторе II ступени, что может потребовать уменьшения массового уровня воды на погружном дырчатом листе.

2.Необходимость отвода от парогенераторов I ступени значительных расходов воды и подачи всего суммарного расхода в ПГ II ступени. Это может потребовать установки трубопроводов существенно больших диаметров, чем применяемые в исходной схеме для отвода непрерывной и периодической продувок. Кроме того, возникает вопрос о способе передачи этого расхода от парогенераторов I ступени испарения в парогенератор II ступени.

3. Обеспечения перевода парогенераторов на параллельную работу в случае проектных аварий и нештатных ситуаций, связанных, например, с необходимостью отключения парогенератора 2-й ступени.

4.Обеспечение безопасности реакторной установки в условиях объединения водяных объектов парогенераторов, которая, вероятно, может быть сведена к проблеме, названной в п.3.

РАЗРАБОТКА СПОСОБА ПЕРЕДАЧИ

ВОДЫ ИЗ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ ИСПАРЕНИЯ ВО ВТОРУЮ

Практическое использование схемы двухступенчатого испарения требует решения ряда задач. Одна из них связана с передачей воды от парогенераторов 1-й ступени во 2-ю ступень.Рассматриваются способы передачи воды от парогенераторов 1-й ступени во 2-ю ступень при оптимальной паропроизводительности парогенератора второй ступени. Возможны три способа: 1) «самотеком» при установке парогенератора солевой ступени ниже «чистых» парогенераторов. 2) за счет разности давлений в парогенераторах 1-й и 2-й ступеней испарения .3) применение перекачивающего насоса.

3. Первый способ: «самотеком» при установке парогенератора

солевой ступени ниже «чистых» парогенераторов


вода

∆ hI

∆ H Продувки

от ПГУ

Рис. 5 : Схема расположения парогенераторов по первому способу передачи воды из первой ступени испарения во вторую.

ПГ 1 ПГ 2 ПГ 3

ПГ 4

●Основным критерием выбираемого диаметра трубопроводов при заданном расходе является скорость воды в трубопроводах.

Скорость течения воды в опускном трубопроводе должна быть принята из следующих соображений:

1. Скорость воды в трубопроводе не должна быть слишком большой, чтобы не допускать больших гидравлических потерь в опускном трубопроводе, т. к. это приведет к чрезмерному возрастанию искомой высоты подпора ∆Н. Обычно, скорость в самотечных опускных трубопроводах не делают больше 1.5м/с;

2. Скорость воды в трубопроводе должна быть достаточной для того, чтобы предотвратить выделение на стенках трубопровода пузырьков растворимых газов, которые могут вызвать ускоренную коррозию трубопроводов в местах своего образования и удержания. При скорости течения воды в трубопроводе более 0.5м/с выделившиеся пузырьки газов не способны удерживаться на внутренних стеках трубопровода.

Итак, принимаем скорость течения в опускном трубопроводе на уровне, близком к = 1.0 м/с .

● Для изменения направления течения воды в трубопроводах

используются отводы (уголки). Радиус гиба:

где: - радиус гиба отвода по средней линии, м; - внутренний диаметр соответствующей трубы, м.

Коэффициент гидравлического сопротивления отводов вычислим

по уравнению: . Уравнение справедливо для отводов с углом гиба ~ 90° .

Согласно нашему условию , тогда коэффициент сопротивления любого отвода в рассматриваемой системе:

.

Для слияния двух потоков с разными диаметрам используются переходные тройники с плавными стволами. Коэффициент местного

сопротивления смешения потоков в тройниках принимаем .

Коэффициент местного сопротивления для задвижек принимаем

.

Коэффициент сопротивления слива воды из ПГ 1-ой ступени

согласно [7]

Коэффициент сопротивления трения участков трубопроводов будем

определять из выражения:

где: - средний размер шероховатостей на внутренней поверхности

трубопровода. Для стали можно принять равным 0.1мм, т. е.

=0.0001м.

Гидравлическое сопротивление

участков трупопровода определяют

по формуле :

где : -средняя плотность воды, ; - длина рассчитываемого

участка трубопровода,м ; При р=6.3 МПа,

Участок 1

Расход воды в участке : =27.37 кг/с

Необходимый диаметр трубопровода на участке найдем из

уравнения неразрывности:

Промышленностью выпускаются трубы Dy250 для ТЭС и АЭС на номинальное рабочее давление до 12МПа и номинальную рабочую температуру до 290°С из стали 20 (ТУ-14-3-460-75) [2] с ближайшим

внутренним диаметром = 241мм.

Вычислим действительную скорость

(принимаем); (из компоновочного чертежа);

Суммарная длина участка:

Коэффициент сопротивления трения участка :

Гидравлическое сопротивление участка 1 :

Участок 2

Расход воды в участке :




внутренним диаметром = 287мм.

Выч

ислим действительную скорость

. .

Из компоновочного чертежа .



На участке также присутствуют гидравлические потери от изгиба

потока. Вычислим их по формуле:


Участок 3





внутренним диаметром = 474 мм.

Выч





потока:


Участок 4





внутренним диаметром = 580 мм.

Выч


Суммарная длина участка :



потока:


Гидравлическое сопротивление участка питательной воды в ПГ второй ступени испарения.

При рассмотрении гидравлического сопротивления ПГ по тракту рабочего тела, ПГ представляет определенный интерес за счет местных сопротивлений своих внутрикорпусных систем. Вклад же в общую

картину первого контура гидравлического сопротивления из-за трения пренебрежимо мал ввиду относительной малости длины трубопроводов в самом ПГ по сравнению с длиной вне его. Поэтому, пренебрегая гидравлическими сопротивлениями трения, определим только перепады давления за счет местных сопротивлений внутрикорпусных устройств.

Согласно [2] можно принять:

=1.4-коэффициент местного сопротивления при перетекании питательной воды из входного патрубка в коллектор питательной воды;

=0.5 - коэффициент местного сопротивления при перетекании питательной воды из коллектора питательной воды в раздающие трубы;

=1.0- коэффициент местного сопротивления при истечении питательной воды из раздающих труб в межтрубное пространство.

Примем тогда гидравлическое сопротивление участка питательной воды :

Суммарное гидравлическое сопротивление :

Определим необходимое значение :

Имеем : потенциальная энергия расходится на потери гидравлического сопротивления трупопровода.

Получим =3.6 м , следует, = 8.6м.

Вывод : для подачи воды от ПГ первой ступени испарения к ПГ второй ступени по схеме 2 по способу 1 необходимо, чтобы последний был установлен на существенно более низком уровне, чем ПГ первой ступени. Из-за возможных проблем, связанных с использованием такого

ПГ для отводы теплоты от реактора в аварийных ситуациях за счёт естественной циркуляции теплоносителя, такое решение, скорее всего, неприменимо.

4. Второй способ: за счет разности давлений в парогенераторах 1-й и 2-й ступеней испарения


вода

∆ hI

Продувки от ПГУ

Рис. 11 : Схема расположения парогенераторов по второму способу передачи воды из первой ступени испарения во вторую.


Гидравлические сопротивления участков 1 и 3 не изменяются по сравнению с первым способом. Гидравлическое сопротивление участка 2 во втором способе равно гидравлическому сопротивлению участка 2

во пером способе при . Итак имеем :

Участок 4 :


Внутренний диаметро трубопровода = 580 мм.

Действительная

скорость течения воды

Принимаем .

Суммарная длина участка :


Гидравлические потери от изгиба потока:


Суммарное гидравлическое сопротивление :

Оценим . При новом значении рабочего давления в ПГ второй ступени испарения паропроизводительность

Видно ,что паропризводительность уменьшается из-за r растет.

Вывод : Разность давлений в ПГ первой и второй ступеней

испарения может быть создана установкой дроссельных устройств на

патрубках отвода пара от ПГ первой ступени. Следствием этого решения

будет некоторое уменьшение тепловой экономичности энергоблока.

5. Третий способ: применение перекачивающего насоса.


вода

∆ hI


∆ H

Продувки

от ПГУ

Рис. 14 : Схема расположения парогенераторов по третьему способу передачи воды из первой ступени испарения во вторую.

При этом необходимо обратить внимание на явление кавитации.Если давление жидкости на всасывании насоса оказывается меньше

давления насыщения, то она вскипает. В насосе давление быстро повышается, и пузырьки пара оказываются в термодинамически неравновесных условиях, вызывающих их схлопывание. Давление при схлопывании полости, образовавшейся в результате быстрой конденсации пара, достигает очень больших значений (стремится к бесконечности, если не учитывать сжимаемость жидкости). Кавитационное схлопывание полости сопровождается образованием струек жидкости, обладающих огромной кинетической энергией. При схлопывании вблизи поверхности эти струйки вызывают эрозию внутренних подвижных и неподвижных частей насоса, результатом которой может быть их разрушение.

Для обеспечения бескавитационной работы насоса давление на всасывании должно быть больше давления насыщения на величину кавитационного запаса. Тогда кавитационный запас — это превышение напора на входе в насос над напором, определяемым давлением насыщенных паров ps при данной температуре жидкости:

При минимально допустимом кавитационном запасе возникает так называемый первый критический режим кавитации, когда появляются первые пузырьки пара и начинают снижаться параметры насоса — его подача и давление. Минимально допустимый кавитационный запас на всасывании определяется по преобразованной формуле С.С. Руднева :

где : n — частота вращения, об/мин;

V — объемная подача, м3/с;

С — параметр, определяемый конструкцией насоса; обычно С = 800-1000; для конденсатных насосов типа КсВ и для некоторых других насосов, в которых применено предвключенное колесо в виде шнека (винтообразные выступны на цилиндрической поверхности) , С = 1500-

1700; несколько меньшие значения может дать уширенный вход насоса; для насосов специального (авиационного, например) назначения этот параметр может достигать больших значений.

Регламентируемый для каждого типа насосов допускаемый кави-тационный запас определяется по формуле:

где А — коэффициент запаса, зависящий от типа и условий работынасоса; обычно принимают A = 1,1—1,3.

Объемный расход, определим из выражения:

Примем С = 800, n = 1000 об/мин, А=1.2

Вычислим необходимое превышение давлением воды на всасе насоса

над давлением насыщения по формуле:

где g =9,81м/с2 - гравитационная постоянная.

Гидравлические сопротивления участков 1-4 не изменяются по сравнению с первым способом :

Суммарный перепад давлений в опускном трубопроводе (до насоса)

Итак, определим необходимую длину для создания необходимого подпора на всасе насоса с учетом гидравлических потерь в трубопроводе

из неравенства:

или

Решая это неравенство относительно , получим > 1.15м.

Примем = 1.2 м. Соответственно, = 6.2 м

Участок 5 :

Скорость течения воды в подъемном трубопроводе (после насоса) можно выбрать несколько большей. Примем скорость течения воды в

подъемном трубопроводе .


Необходимый диаметр трубопровода на участке, найдем из



внутренним диаметром =378мм.

Вычислим действительную скорость, м/

с:

Суммарная длина участка

:



Давление насоса

Мощность,потребляемая насосом (приняв ):

По предуказанным характеристикам можно использовать , например, насос О5-29,5 завода «Уралгидромаш».

Вывод : Перекачка воды насосом оказывается предпочтительной. Необходимый кавитационный запас может достигаться разностью высот расположения парогенераторов и насоса. Для схемы на рис. 3, кавитационный запас может быть обеспечен также подачей части питательной воды ПГУ на всас насоса, через трубы, отводящие воду от парогенераторов 1-й ступени. Аналог такого решения проверен работой контура многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) реактора РБМК.

РАСЧЕТ ПГ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ ИСПАРЕНИЯ ПРИ ОПТИМАЛЬНОЙ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

ПГ ВТОРОЙ СТУПЕНИ.

6.Принцип работы ПГ.

В нормальном режиме эксплуатации теплоноситель 1-го контура по трубопроводу поступает из реактора в "горячий" коллектор ПГ, откуда раздается по трубкам теплообменной поверхности. Проходя внутри трубок, теплоноситель 1-го контура отдает тепло испаряемой воде парогенератора (рабочему телу паротурбинной установки) и, охлаждаясь, выходит в "холодный" коллектор, откуда поступает в холодную нитку главного циркуляционного трубопровода на всас ГЦН.

Питательная вода по трубопроводу поступает в ПГ, где через систему подвода и раздачи питательной воды поступает на "горячую" часть теплообменного пучка, чем достигается частичное выравнивание паровой нагрузки по сечению ПГ за счет конденсации избыточного пара.

Циркуляция питательной воды в ПГ - естественная. Пар, выходя с зеркала испарения, осушается в паровом объеме за счет гравитационных сил и поступает в пароотводящие трубы, откуда по паропроводам подается на турбину.

7.Конструктивная схема ПГ.

Парогенератор первой ступни с ВВЭР-1000 представляет собой горизонтальный однокорпусный теплообменный аппарат с горизонтальным расположением трубок теплообменной поверхности и включает в себя следующие основные узлы:

- корпус;- входной и выходной цилиндрические коллекторы

теплоносителя;- трубный пучок поверхности теплообмена;- погружной дырчатый лист (ПДЛ);

- пароприемный потолок (ППП);- систему подвода и раздачи основной питательной

воды;- пароотводящую систему;- систему передачи воды во вторую ступень испарения

и систему дренажа.

Корпус ПГ представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд, торцы которого с двух сторон закрыты эллиптическими днищами. Центральную часть корпуса пронизывают два коллектора. В верхней части коллекторов установлены люки-лазы для обслуживания коллекторов.

Коллекторы входа и выхода теплоносителя 1-го контура имеют одинаковое устройство. "Горячий" коллектор предназначен для раздачи в трубки теплообменной поверхности нагрева ПГ теплоносителя 1-го контура, поступающего из реактора. В "холодный" коллектор теплоноситель сливается, пройдя тешюобменные трубки. Коллекторы представляют собой камеры цилиндрической формы. В верхней части коллектор 1-го контура имеет фланцевый разъем, предназначенный для доступа внутрь коллектора. Разъем снабжен плоской крышкой, при снятии которой производится осмотр и ремонт сварных швов приварки теплообменных труб к внутренней поверхности коллектора (к плакирующему слою). Поверхность теплообмена ПГ выполнена из змеевиков, изготовленных из труб 14x1.2 мм из стали 08Х18Н10Т. Змеевики скомпонованы в два U-образных пучка, имеющих по три вертикальных коридора для обеспечения устойчивой циркуляции испаряемой воды. Трубки в пучках размещены в шахматном порядке. Концы змеевиков заделываются в стенки коллекторов теплоносителя путем обварки их торцов и последующей вальцовки на всю глубину заделки в коллектор. По ширине и высоте пучка змеевики дистанционнированы специальными элементами, которые в свою очередь закреплены в опорных конструкциях, размещенных в корпусе ПГ. Элементы дистан- ционирования представляют из себя волнообразные полосы в сочетании с промежуточными плоскими планками.

Погружной дырчатый лист, предназначен для выравнивания паровой нагрузки зеркала испарения. ПДЛ установлен на некоторой высоте от верхнего ряда змеевиков теплообменного пучка на специальной жесткой раме, закрепленной на опорные конструкции в корпусе ПГ.

Пароприемный потолок служит для выравнивания поля скоростей пара в паровом объеме ПГ, чтобы предотвратить локальное возрастание скорости пара под пароотводяшими трубами. ППП имеет устройство, схожее с ПДЛ.

Подвод питательной воды осуществляется через патрубок, расположенный в верхней части корпуса ПГ.

Пароотводящая система включает в себя два патрубка, расположенных на верхней образующей корпуса. Материал патрубков - углеродистая сталь.

ПГ снаружи закрыт тепловой изоляцией из минеральной ваты, облицован кожухом из алюминия толщиной до 0.8 мм и устанавливается на две опорные конструкции.

8.Основные исходные данные. Построение t-Q диаграммы ПГ.

Исходные данные:

Паропроизводительность : D= ;

Расход питательной воды :

Параметры пара :

Температура питательной воды :

Параметры теплоносителя :

Уравнение теплового баланса:

(2.1)

Где: - тепловая мощность ПГ, кВт;

- расход теплоносителя, кг/с;

- удельная энтальпия теплоносителя на входе в

парогенератор, ;

- удельная энтальпия теплоносителя на выходе из

парогенератора, ;

- тепловой КПД парогенератора;

-теплота, расходуемая на нагрев питательной воды до температуры насыщения, кВт;

- теплота, расходуемая на испарение рабочего тела, кВт;

В свою очередь:

Где: -расход питательной воды на входе в парогенератор, кг/с;

- энтальпия насыщения рабочего тела при температуре и давлении

рабочего тела, кДж/кг; - энтальпия рабочего тела на входе в парогенератор (энтальпия питательной воды), кДж/кг.

Где: D- паропроизводительность парогенератора, кг/с; r - удельная

теплота парообразования, кДж/кг. По [12] определяем:

r(p = 6.3МПа) =1550.84 кДж/кг ;

(t = 278.5°С, p =6.3МПа) = 1230.34 кДж/кг ;

h2BX(t = 220°С, р= 6.3МПа) = 944.758 кДж/кг.

Тогда,

Принимая ; По [12] определяем:

;

из уравнения теплового баланса определяется расход теплоносителя:

Особенностью данного парогенератора заключается в том, что подогрев питательной воды до температуры насыщения осуществляется за счет конденсации части пара, сгенерированного парогенератором. Поэтому вся теплообменная поверхность парогенератора работает в режиме теплообмена при кипении. Вне поверхности теплообмена происходит процесс подогрева питательной воды до температуры насыщения за счет конденсации части сгенерированного ранее пара.

9.Основные характеристики теплопередающей поверхности.

Материал труб : 08Х18Н10Т.

Наружный диаметр труб: .

Толщина стенки труб теплопередающей поверхности

рассчитывается по формуле :

Где: -расчетная толщина стенки трубки, мм;

-расчётное давление теплоносителя, кгс/мм2

;

-наружный диаметр трубки, мм. ;

-коэффициент прочности элемента, ослабленного

отверстиями или сварным швом. Для труб ;

-номинальное допускаемое напряжение, кгс/мм2.Для

расчета необходимо знать температуру стенки трубы

во входом (по теплоносителю) сечении . В первом приближенииь можно принять

. При t=

для стали 08Х18Н10Т ;

- минусовой допуск на толщину стенки, мм.

;

- утонение стенки за счет коррозии, мм.Принимаем

- необходимое утолщение стенки по требованиям

изготавливающих предприятий, мм. Принимаем

-утонение стенки в месте гибов, мм. определяется по формуле (14.6) [1]. Для расчета овальность трубы а

принимается равной 12% [1], а толщину стенки = 1.2(с последующей проверкой) . Получаем: С4 = 0.232мм.

Итак:

Ближайшая большая толщина стенки по ГОСТ на трубы из стали 08Х18Н10Т равна 1.2мм. Она и принимается в качестве толщины

стенктруб теплопередающей поверхности = 1.2мм.

Внутренний диаметр труб : .

Площадь живого сечения трубы: .

В итоге принимаем: Труба теплообменной поверхности 14x1.2.

Число труб теплопередающей поверхности и другие рассчитываемые далее характеристики ПГ зависит от скорости теплоносителя . Поэтому для дальнейщих расчетов необходимо выбрать диапазон изменения скорости теплоносителя. Согласно рекомендациям §11.5 [1] диапазон изменения скорости теплоносителя в трубах выбран от 3 до 5 м/с. Принимая 3 различных значения скорости теплоносителя на входе в трубы теплопередающей

поверхности , характеристики ПГ будут рассчитывать при 3 вышеуказанных значениях скорости теплоносителя.

Число труб теплопередающей поверхности :

Где : - плотность теплоносителя при температуре на входе.

По [12] при р=15.7 МПа и .

10. Тепловой расчет.

Цель теплового расчета : определение площади теплопередающей поверхности в соответствии с основным уравнением теплопередачи:

Где -тепловая мощность ПГ; k-коэффициент теплопередачи;

-средний температурный напор между теплообменивающимися средами.

Температурный напор.

Найдем большую и меньшую разности температур сред,

омывающих поверхность теплообмена (на входе и выходе из неё):

/ = 41.5/10.5= 3.95

Так как / >1.7, расчет температурного напора будем производить по формуле:

Коэффициент теплопередачи.

Коэффициент теплопередачи k рассчитывается по формуле :

Где: - коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке,

Вт / (м2.К); - коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочему телу

(при кипении), Вт / (м2.К); -теплопроводность материала труб

(стенки), Вт / (м.K); , - толщины окисных пленок со

стороны теплоносителя и рабочего тела соответственно, м; , -теплопроводности окисных пленок со стороны теплоносителя и

рабочего тела, Вт / (м.K); -расчетный диаметр, по которому

определяют площадь теплопередающей поверхности, обычно . Тогда :

Коэффициент теплопередачи на входном участке .

Коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела (при конвективном теплообмене) на входном участке .

Где: - коэффициент теплопроводности теплоносителя,

Вт / (м.К); - критерий Рейнольдса; - критерий Прандтля; - поправка, учитывающая переменность свойств теплоносителя по

сечению трубки; - поправка, учитывающая отношение длины трубки к ее длине.

Где: - скорость теплоносителя на входе в трубки;

- динамическая вязкость теплоносителя при температуре теплоносителя на входном участке. По[12] имеем

;

- плотность теплоносителя при температуре теплоносителя на входном участке. По[12] имеем

По [12] определяем: =0.519Вт / (м.К).

где -изобарная теплоёмкость теплоносителя при температуре теплоносителя на входном участке.

По[12] имеем тогда

Согласно [1] для параметров теплоносителей в парогенераторах

ПГВ можно принять , тогда получим :

Термическое сопротивление многослойной стенки.

Согласно[2],

Принимаем ориентировочно температуру стенки

тогда .

Коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела (при кипении) на входном участке .

Где: - температура насыщения рабочего тела, °С;

- плотность теплового потока, Вт/м2 (заранее не известна)

- определяемый коэффициент теплопередачи на входном участке, Вт / (м2.К).

C помощью встроенной функуии root в Mathcad получаем:

Вт /( м2.K); ВТ/( м2.K).

Коэффициент теплопередачи на выходном участке .

Коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела (при конвективном теплообмене) на выходном участке .

Где: - скорость теплоносителя на выходе в трубки

По[12] имеем ; ;

=0.579Вт / (м.К) ;

Согласно [1] для параметров теплоносителей в парогенераторах

ПГВ можно принять , тогда получим :

Термическое сопротивление многослойной стенки.

Принимаем ориентировочно температуру стенки

тогда .

Коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела (при кипении) на выходном участке .

C помощью встроенной функуии root в Mathcad получаем:

Вт /( м2.K); ВТ/( м2.K).

Так как поэтому коэффциент теплопередачи может

рассчитать как Вт /( м2.K) .

Площадь поверхности теплопередачи

Так как в процессе эксплуатации ПГ возможно образование отложений, образование течей в отдельных трубках и их заглушка, то

фактическая площадь теплообменной поверхности рассчитывается с некоторым запасом :

Значение коэффициента запаса выбирается из интервала от 1.1

до 1.25. Принимаем тогда: 7

11 .Конструкционный расчет.

Цель конструкционного расчета- определение размеров всех элементов конструкции ПГ : пучка труб, копруса, коллкекторов и т.п.

Пучок труб теплопередающей поверхности.

Средняя длина одной трубы теплообменной поверхности:

Коллекторы теплоносителя(раздающие и собирающие камеры).

Определяются размеры входной и выходной камер, выполненые из стали марки 10ГН2МФА и плакированые с внутренней стороны сталью 12Х18Н10Т.

Для расчета толщины стенки входной и выходной камеры коллектора теплоносителя необходимо выбрать внутренний диаметр

камер (на участке присоединения труб). Принимаем

.

Согласно рекомендациям §11.3 [1] выбираем : шахматое расположение отверстий в камерах для присоединения труб теплопередающей поверхности .

S1

S2

Рис. : Шахматое раположение отверстий

Согласно [1], шаг между отверстиями для присоединения труб в коллекторе должен составлять не менее (1.3 ... 1.4) наружного диаметра трубок. Примем продольный (вертикальный ) шаг

расположения отверстий ; поперечный (горизонтальный)

шаг по окружности внутренней поверхности камер .

- количество отверстий в поперечном (горизонтальном) ряду :

Где -коэффициент, учитывающий уменьшение числа

трубок в нижних рядах , крепление к стенке коллектора трубок воздушника, контроля утечек и т.п. Принимаем

= 0.9.

- количество отверстий в продольном (вертикальном) ряду:

- высота коллектора, занятая трубами:

Толщина стенки камер коллектора определяется из выражения:

где: -расчетная толщина стенки камер коллектора, мм; -

расчетное давление , кгс/мм2; - внутренний диаметр коллектора,

мм; - толщина плакирующего слоя, мм; -коэффициент прочности

коллектора, ослабленного отверстиями; - номинальное допускаемое напряжение, кгс/мм2; С - прибавка к расчетной толщине, мм;

Расчетное давление

Расчетная температура стенки камер ,принимаем

тогда номинальное допустимое напряжение для

выбранного материала коллектора составляет = 21.5 кгс/мм2.

Прибавку к расчетной толщине для коллектора возьмем С = 0.

Толщину плакирующего слоя примем =7 мм.

Предварительно принимаем ( с последующей проверкой ) толщину

стенки камер . Средний диаметр камер

. Поперечный шаг по средней окружности :

Определим коэффициент прочности коллектора:

Где: - коэффициент прочности для продольного ряда отверстий в

коллекторе :

-коэффициент прочности для поперечного ряда отверстий в

коллекторе :

- коэффициент прочности для диагонального ряда отверстий :

Где: dH - наружный диаметр трубок теплообменной

поверхности, мм ; .

.

При этом расчетная толщина стенки камер коллектора, включая

плакировку, составляет :

Принимаем . Наружный диаметр камер коллектора

.

Корпус ПГ

Корпус ПГ состоит из цилиндрической части и двух элиптических днищ : нижнего и верхнего. Материал корпуса из стали марки 10ГН2МФА.

Принимаем следующие геометрические параметры:

=200 мм - высота от дна корпуса до нижнего ряда трубок теплопередающей поверхности;

= - высота коллектора , на которой вводится горизонтальных рядов труб теплопередающей поверхности ;

= 300 мм - высота от верхнего ряда труб до зеркала испарения;

=600 мм- высота парового пространства ;

=400 мм – высота от нижней части пароприёмного дырчатого листа до верхней образующей корпуса.

Внутренний диаметр корпуса ПГ по вертикальном направлении :

Внутренний диаметр корпуса ПГ по горизонтальном направлении :

где : - ширина свободного пространства между пакетами

труб, необходимого для улучшения циркуляции ; - ширина свободного пространства между пакетами труб и корпусом.

Принимаем . Имеем : мм.

Итак , принимаем внутренний диаметр корпуса :

Определим толщину стенок корпуса, толщину центральной обечайки и толщину эллиптических днищ :

Расчетное давление в ПГ принимаем в соответствии с [1] :

Расчетная температура стенок корпуса , тогда номинальное допустимое напряжение для выбранного материала

деталей корпуса составляет =21.5 кгс/мм2 .

Толщина стенок корпуса

Где: - расчетная толщина стенки корпуса, мм;рр – расчетное

давление, кгс/мм2; - внутренний диаметр корпуса, мм; - коэффициент прочности корпуса, ослабленного отверстиями; С –

прибавка к расчетной толщине, мм. Принимаем = 1, С =0, тогда:

. Принимаем : .

Для центральной обечайки коэффициент прочности принимаем

= 0.6, тогда толщина центральной обечайки :

. Принимаем : .

Принимаем длину центральной обечайки = 5м.

Рассмотрим эллиптические днища. Согласно [1], высота

эллиптического днища не должна быть меньше 20% от диаметра

эллиптического днища (в нашем случае ). Примаем внутреннюю высоту эллиптических днищ

.

Определим толщину стенки эллиптических днищ:

Где: - расчетная толщина эллиптического днища, мм; -

внутренний диаметр корпуса, мм; - высота эллиптического

днища, мм; - коэффициент прочности днища, ослабленного отверстиями; С — прибавка к расчетной толщине, мм. Принимаем

= 1, С = 0, тогда:

. Принимаем :

Геометрические размер парогенратора:

В центральной части диаметр:

Длина: .

Где - наружный диаметр коллектора теплоносителя ; -

средняя длина одной трубы теплопередающей поверхности ; - длина свободного пространства между корпусом и трубным пучком

( принимаем ).

Система подачи питательной воды, размеры входных м выходных патрубков теплоноситля и рабочего тела.

Система подачи питательной воды:

Принимаем скорость питательной воды в коллекторе .

Внутренний диаметр коллектора питательной воды :

где - плотность питательной воды. По [12] .


Скорость воды в раздающих трубах

.

Диаметр раздающих труб 85х5 мм. Определив скорость воды в

раздающих трубах и выбрав трубку ( ), можно определить число раздающих труб :

Итак, система подачи питательной воды состоит из тороидиального коллектора , выполненного из трубы диаметром 430х10 мм, и приваренных к нему раздающих труб диаметром 85х5 мм.

Входной и выходной патрубки теплоносителя

Внутренний диаметр патрубков теплоносителя определяется по допустимой скоростью теплоносителя в трубопроводах, которая в 2-3 раза выше допустимой скорости среды в трубах теплопередающей поверхности.

Возьмем допустимую скорость теплоносителя в патрубках , тогда внутренний диаметр патрубков теплоносителя :

. Принимаем

.

Входной патрубок питательной воды

Примем допустимую скорость течения питательной воды во

входном патрубке . Определим внутренний диаметр входного патрубка питательной воды :

.


Выходной патрубок отводимого пара

Примем число пароотводящих патрубков , допустимую

скорость пара в пароотводящем патрубке = 50м/с. Тогда внутренний диаметр пароотводящего патрубка:

,

где - плотность отводимого пара . По [12] .


Расчёт сепарационных устройств.

Расчёт погружного дырчатого щита

Под уровнем воды располагаем погруженный дырчатый щит (ПДЩ). Он представляет собой металлический лист с отверстиями по всей площади. Дырчатый погруженный щит предназначен для выравнивания скорости пара с зеркала испарения.

С ростом расхода пара изменяются условия течения паровых образований, и при чрезмерном расходе его может наступить кризис барботажа. При кризисе барботажа дырчатый лист покрывается сплошным паровым слоем, отделяющим его от водяного объема.

Такой режим недопустим. Скорость истечения , соответствующая этому режиму , для воды высокой чистоты может быть определена из уравнения :

где: - критическая скорость пара, м/с; g - ускорение свободного падения, g = 9.81 м/с2 ; - поверхностное натяжение воды,

Н/м; - плотность рабочего тела в состоянии насыщения,

- плотность генерируемого пара, .

В соответствии с рекомендациями §13.2 [1] , принимаем скорость

пара в отверстиях ПДЩ . Согласно с [1] диаметры отверстий в щите должны быть не менее 10 мм. Принимаем диаметр

отверстий , число отверстий в ПДЛ :

Длину ПДЩ ориентировочно определим по формуле :

где: -длина корпуса ПГ по внутренней поверхности, м; -

расстояние между трубным пучком и эллиптическим днищем,м.

( =400 мм). .

Расход воды, стекающей со щита оценивается в пределах 1.5 -1.8 от паропроизводительности ПГ . Примем расход стекающей с ПДЩ воды :

. Скорость стекающей воды в проходах между закраинами ПДЩ и стенками корпуса примем

=0.2м/с , тогда потребная ширина проходов может быть

определена из выражения : .

Ширина ПДЩ в первом приближении может быть определена из

выражения: .

Тогда площадь ПДЩ : .

Для предотвращения движения пара помимо щита предусматриваются закраины, высота которых должна быть больше

. Определим (толщину паровой подушки):

где: - коэффициент местного гидравлического сопротивления

отверстий. В соответствии с [7] можно принять = 2, тогда

.

Из условий компоновки примем высоту закраин = 50 мм.

Расчет гравитационной сепарации.

Гравитационная сепарация способна работать лишь в случае, когда скорость пара не превышает скорость оседания капель влаги.

Приведенная скорость пара на выходе с зеркала испарения

Относительная скорость пара (она же скорость падения капли через движущийся ей навстречу пар) :

Видно что, скорость падения капли относительно движущегося вверх пара больше скорости самого пара, то гравитационная сепарация возможна впринципе.

Инстинное объемное паросодержание при барботаже пара через слой воды над верхним рядом пучка труб :

Массовый уровень воды над дырчатым щитом принимается

, тогда действительный уровень воды в работающем ПГ

( над дырчатым щитом) : .

Высота парового объема :

,

где - расстояние от верхнего ряда труб до нижней части

пароприёмного дырчатого листа ( ).

Влажность пара на входе в жалюзийные сепараторы зависит от

и . При резко увеличивается влажность пара.

Определим :

где : - параметр, учитывающий влияние давление на процесс гравитационной сепарации.

.

. В нашем расчете > .

Определим влажность пара после прохождения паром пространства гравитационной сепарации, т. е. на нижнем срезе жалюзийного сепаратора.

где: М - вспомогательный параметр, определяемый по рис. 13.7 в

[1], М = 35; - высота парового пространства для гравитационной сепарации.

Итак, только за счет гравитационной сепарации пар осушается настолько, что удовлетворяет поставленному условию проекту, поэтому не установливать жалюзийный сепаратор.

Дырчатый пароприемный потолок.

За сепаратором расположен дырчатый пароприемный потолок для выравнивания распределения пара по паровому объему ПГ.

Для нормальной работы пароприемного щита необходимо обеспечить скорости пара в его отверстиях более высокие, чем в пароотводящих трубах. Согласно таб. 2.24 раздела 2.14.3 в [2] скорость пара в отверстиях щита в 1.45 раза выше скорости в пароотводящих трубах :

Принимаем диаметр отверстий 10 мм, тогда число отверстий :

Масса ПГ

Плотность стали составляет .

Объем металла труб теплопередающей поверхности :

Объем металла центральной обечайки корпуса ПГ оценится

следующей формулой:

Аналогично определим объем металла оставщейся цилиндрической части корпуса :

Объем металла элиптическмх днищ корпуса:

Объем металла корпуса :

Принимаем высоту коллектора теплоносителя . Тогда объем металла коллекторов теплоносителя :

Принимаем длину коллектора питательной воды . Определим объем металла коллектора питательной воды :

Оценим массу ПГ (основных элементов конструкции ПГ ) :

12 . Гидродинамический расчет ПГ.

Целю гидрадинамического расчета ПГ является определение гидравлических сопротивлений движению теплоносителя и рабочего тела и затрат мощности на преодоление их.

Тракт теплоносителя.

В ПГ применяется теплоноситель без изменения агрегатного состояния, осуществляется принудительная циркуляция теплоносителя со значительными скоростями. Поэтому при расчете гидравлических сопротивлений не учитываются незначительные

изменения плотности теплоносителя в связи с уменьшением его температуры. Не учитывается также влияние гидростатического напора в пределах ПГ, т.к. для горизонтально расположенных трубок теплообменной поверхности высота гидростатического столба пренебрежимо мала.

Общее гидравлическое сопротивление ПГ по стороне теплоносителя складывается из суммарного сопротивления трения на всех участках и всех местных гидравлических сопротивлений.

Для расчета гидравлических сопротивлений нам потребуются такие

свойства теплоносителя как плотность и вязкость .

Средняя температура теплоносителя , °С:

По [9] для средней температуры теплоносителя определяем:

Определим коэффициент гидравлического сопротивления при движении теплоносителя по трубкам теплообменной поверхности (будем рассматривать среднюю трубку теплообменной поверхности

длиной ) :

Кроме сопротивлений от сил трения, для трубок теплообменной поверхности необходимо учесть и местные сопротивления. Так, в трубках возникают местные сопротивления в местах их ввода в коллектора и в местах гиба. Согласно [2] можно принять:

=0.5-коэффициент местного сопротивления при перетекании теплоносителя из входного коллектора в трубки теплообменной поверхности;

= 1 - коэффициент местного сопротивления при перетекании теплоно-сителя из трубок теплообменной поверхности в выходной коллектор;

= 0.5 - коэффициент местного сопротивления при развороте теплоносителя на 180° в U-образных трубках теплообменной поверхности.

Сопротивление ускорения потока и нивелирное малы и в расчете не учитывались.

Итак, суммарное гидравлическое сопротивление ПГ по тракту

теплоносителя составляет:

Потребная часть мощности главного циркуляционного насоса

(ГЦН) на прокачку теплоносителя через ПГ :

Будем считать, что к.п.д. ГЦН = 0.76, тогда

Тракт рабочего тела.

При рассмотрении гидравлического сопротивления ПГ по тракту рабочего тела, ПГ представляет определенный интерес за счет местных сопротивлений своих внутрикорпусных систем. Вклад же в общую картину первого контура гидравлического сопротивления из-за трения пренебрежимо мал ввиду относительной малости длины трубопроводов в самом ПГ по сравнению с длиной вне его. Поэтому, пренебрегая гидравлическими сопротивлениями трения, определим

только перепады давления за счет местных сопротивлений внутрикорпусных устройств.

Определим гидравлическое сопротивление участка питательной воды. Согласно [2] можно принять:

=1.4-коэффициент местного сопротивления при перетекании питательной воды из входного патрубка в коллектор питательной воды;

=0.5 - коэффициент местного сопротивления при перетекании питательной воды из коллектора питательной воды в раздающие трубы;

=1.0- коэффициент местного сопротивления при истечении питательной воды из раздающих труб в межтрубное пространство.

Примем, что во всех трубах питательной воды, как то: входном патрубке, коллекторе питательной воды и раздающих трубах скорость течения питательной воды такая же, как во входном патрубке

питательной воды, т. е. , равная 10м/с. Тогда гидравлическое сопротивление участка питательной воды :

Определим гидравлическое сопротивление парового участка. Гидравлическое сопротивление пароприемного потолка (ППП)

, Па, определим нз следующим образом: Согласно рекомендациям в [2] принимаем скорость пара в отверстиях ППП

= 45м/с, коэффициент местного сопротивления .

Тогда :

Определим гидравлическое сопротивление выходных паровых патрубков. Помним, что принятая скорость пара в выходных

паровых патрубках составляет =30м/с. Коэффициент местного

сопротивления на входе пара в паропроводы = 0.5. Тогда,

гидравлическое сопротивление выходных патрубков :

Итак, общий перепад давления по тракту рабочего тела :

Потребная часть мощности питательного насоса (ПН) на

прокачку рабочего тела через ПГ :

Где: - массовый расход питательной воды, кг/с; - к.п.д. ПН.

Будем считать, что к.п.д. ПН = 0.82, тогда

13. Расчет водного режима .

При рассмотрении вопроса о водном режиме ПГ примем положение, разработанное Э. И. Ромом в своей теории ступенчатого испарения , что концентрация примесей в продувочной воде равна концентрации примесей в объеме парогенерирующего устройства. Это допущение не совсем справедливо для современных парогенераторов, однако будем считать это допущение удовлетворительным.

Критерии выбора и расчеты относительного расхода воды, передаваемой во 2-ую ступень испарения и являющегося продувкой для 1-ой ступени, изложены в спецвопросе к данной работе, где показано, что оптимальный относительный расход во 2-ую ступень испарения

составляет .

На основе этих данных был произведен весь вышеизложенный расчет ПГ.

Примеси заносятся в ПГ с питательной водой, а выводятся из ПГ посредством выноса с паром и с продувочной водой. В пар переходят примеси, истинно растворимые в воде, часть примесей (как растворимых, так и не растворимых) уносится с капельками влаги. Часть примесей отлагается на поверхностях теплообмена и остается в ПГ.

Ввиду относительной малости расхода влаги, уносимой паром, по сравнению с расходом продувочной воды, а также ввиду относительной малости количества истинно растворимых примесей (по отношению к общему количеству примесей в парогенераторной воде) пренебрежем выносом всех примесей с паром. Кроме того, пренебрежем расходом примесей на отложения в объеме ПГ. Таким образом, будем считать, что примеси из объема ПГ удаляются только за счет продувки.

В этом случае, уравнение для определения отношения концентрации примесей в объеме ПГ Sv к концентрации примесей в питательной воде принимает простейший вид:

Отсюда видно, что для любой примеси ее концентрация в водном объеме ПГ будет в 10 раз выше, чем в питательной воде.

Например, по [2] нормы питательной воды для горизонтальных ПГ АЭС устанавливают допустимую концентрацию соединений железа (в пересчете не Fe) не более 20мкг/кг, концентрацию кремниевой

кислоты (в расчете на ) не более 25мкг/кг , тогда концентрация соединений железа и концентрация кремниевой кислоты в воде, передаваемой во 2-ую ступень испарения, составит не более 200мкг/кг и 250мкг/кг соответственно.

10. Расчет стоимости изготовления ПГ.

Стоимость изготовления ПГ определяется по методу укрупненного калькулирования. ПО этому методу стоимость изготовления отдельных узлов и деталей рассчитывается ПО следующей зависимости:

Здесь: — масса узла или детали, т;

— цена сорторазмера металла, идущего на изготовление узла или детали, по прейскурантам цен , руб/т;

— коэффициент использования металла данного

сортамента; ориентировочно можно принять =0,75 для труб;

=0,7 для проката; = 0,6 для штамповок; =0,35 для поковок; =0,6 для плакировки;

— усредненная производственная заработная плата с начислениями в расчете на 1 т металлоконструкций, руб/т; при

расчете стоимости ПГ можно принять: =300 руб/т при

изготовлении теплообменной поверхности из гладких труб; =100 руб/т для деталей корпуса, изготовленных из углеродистой стали, и

=200 руб/т для деталей, изготовленных из легированной стали; =500 руб/т — для плакированных деталей;

— неучтенные затраты ( =1.2 при эскизном

проектировании; =1.1— при техническом проектировании);

—коэффициент, учитывающий накопления, внепроизводственные расходы, транс-портно-заготовительные расходы, стоимость покупных полуфабрикатов и прочие затраты;

— коэффициент, учитывающий отношение

общезаводских и цеховых расходов к заработной плате; значения и

зависят от вида деталей и цеха, в котором они изготавливаются (

=2,05 и =14 для деталей соответственно корпуса и коллектора,

изготавливаемых в кузнечно-прессовом цехе; =1.48 и =9,25 для

деталей корпуса и коллектора, изготавливаемых в «холодном цехе»,

а также для сепараторов и плакирующего покрытия; =1,48 и

= 5,95 для изготовления змеевиков теплопередающей поверхности и их сборки).

Соответственно общая стоимость деталей корпуса и коллектора, изготавливаемых в кузнечно-прессовом цехе:

(а)

Стоимость деталей корпуса и коллектора, изготавливаемыхв холодном цехе, стоимость сепараторов, плакирующего покрытия

(б)Стоимость трубного пучка

(в)

В табл. 1 представлены некоторые характеристики заготовок и цена сорторазмера металла для основных элементов конструкции ПГ.

В табл. 2 представлена стоимость основных деталей и узлов и всего ПГ. Для того чтобы при определении стоимости ПГ учесть стоимость «неосновных» деталей, стоимость корпуса увеличена на 5, коллектора — на 30 %.

Т а б л и ц а 1.

Тип и профиль заготовок и цена сорторазмера металла деталей ПГ

Наименование деталей и узлов

Тип заготовки Профиль заготовки

,мм

Марка стали

Цена сорторазмера

, руб/т

Корпус :

обечайка корпуса

днище

Лист

Штамповка

10ГН2МФА

10ГН2МФА

460

655

Коллектор теплносителя

Поковка Ø1650 10ГН2МФА 690

Пучок труб Труба электрополированная

Ø14х1.2 08Х18Н10Т 7450


Стоимость основных узлов ,деталей и ПГ, тыс. руб.

Стоимость узла, детали Обозначени и расчетная формула

Вариант

1 2 3

Корпус ПГ:

цилиндрическ. обечайка

днища

стоимоть корпуса

Ц11-формула (а)

Ц12-формула (а)

Цкор=1.05*(Ц11+ Ц12)

547

139

720

454

82

563

412

57

492

Коллектор теплоносителя Цк.тн=1.3* Цк.тн по формула (а)

1224 979 734

Пучок труб :

теплопередающей поверхности

система дистационир-ования

стоимость пучка труб

Ц21.-формула (в)

Ц22.= 0.02* Ц21.

Цтр.= Ц21.+ Ц22.

1439

29

1468

1351

27

1378

1292

26

1318

Стоимость ПГ ЦПГ = Цкор+ Цк.тн+ Цтр. 3412 2920 2544

15. Выбор оптимальной скорости теплоносителя

Оптимальная скорость теплоносителя определяется по наименьшим

приведенным затратам : , где — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год-1; К = Ц пг —стоимость изготовления ПГ, тыс. руб.; S — эксплуатационные издержки, тыс. руб/год.

Для ПГ эксплуатационные издержки состоят из амортизационных

отчислений , затрат на текущий ремонт ,общестанционные

расходы и электроэнергию для прокачки теплоносителя и

рабочего тела ПГ :

Первые три составляющие рассчитываются в зависимости от К

следующим образом : ; ;

.Затраты на электроэнергию (тыс. руб/год) при проведении технико-

экономических расчетов определяются по следующей формуле:

где =7000 ч — число часов работы АЭС в год; и — мощ- ность главного циркуляционного и питательного насосов, необходимая для преодоления сопротивления первого и второго контуров ПГ, кВт ;

- замыкающие затраты на электроэнергию, руб./(кВт-ч); для

энергосистем европейской части СССР руб./(кВт-ч).Таким образом, приведенные затраты равны :


Зависимость приведенных затрат от

Величина Обозначение и расчетная формула

Вариант1 2 3

Средняя скорость теплоносителя в трубах теплопередающей поверхности ,м/с

3.3 4.3 5.2

Капитальная составляющая приведенных затрат, тыс. руб/год

740 634 552

Составляющая приведенных затрат на электроэнергию, тыс. руб/год

115.8 213.4 358

Приведенные затраты , тыс. руб/год

856.2 846.9 910.1

Вывод: Как следует из графика ,минимум приведенных затрат

соответствует скорости теплоносителя . Эта скорость и является оптимальной для данного диаметра труб теплопередающей поверхности и других принятых в расчете переменных параметров – материала корпуса, конструкции трубного пучка и др.

Основные характеристик ПГ первой ступени с ВВЭР-1000 при оптимальной паропроизводительности ПГ второй ступени и при

оптимальной скорости теплоносителя приведены в таблице 4.

Таблица 4

Основные характеристик ПГ

Характеристика

Тепловая мощность , МВт 925

Паропроизводительность (расчетная), кг/с 495

Давление пара на выходе ,МПа 6.3

Температура пара ,

278.5

Температура питательной воды ,

220

Расход теплоносителя ,кг/с 5331

Температура теплоносителя (вход / выход ),

320/289

Давление теплоносителя ,МПа 15.7

Средняя скорость теплоносителя в трубах теплопередающей поверхности ,м/с

4.2

Среднелогарифмический температурный напор ,

22.6

Коэффициент теплопередачи ,кВт/(м2К) 6188

Влажность пара на выходе из ПГ , % , не более 2.5

Теплопередающая поверхность

Площадь , м2 7218

Материал труб 08Х18Н10Т

Диаметр и толшина стенки труб , мм 14х1.2

Число труб 16461

Средняя длина труб , м 11

Масса труб , т 67.8

Коллектор теплоносителя

Материал перфорированной части 10ГН2МФА

Внутренний диаметр и толшина стенки на участке завальцовки труб, мм

1250х200

Число рядов отверстий для завальцовки труб (по высоте) 111

Шаг между отверстиями в горизонтальном ряду , мм 24

Корпус ПГ

Материал 10ГН2МФА

Внутрений диаметр, мм 4600

Толшина центральной обечайки ,мм 140

Толшина боковых обечаек ,мм 90

Длина корпуса ,м 13600

Коллектор питательной воды

Внутренний диаметр коллектора, мм 410

Длина ,м 10

Число раздающих труб 16

Погруженный дырчатый лист (ПДЛ)

Расстояние от оси верхнего ряда труб, мм 200

Диаметр отверстий ,мм 15

Шаг расположения отверстий (по квадрату) ,мм 52

Внутрений диаметр трубопроводов подвода и отвода теплоносителя ,мм

850

Внутрений диаметр трубопроводов подвода питательн. воды ,мм 300

Внутрений диаметр трубопроводов отдвода свежего пара,мм 600

Запас воды на единицу электрической мощности ,кг/МВт 150

Масса ПГ ,т 283

Масса ПГ га единицу тепловой мощности , т/МВт 0.306

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В первой части настоящей работы рассмотрена схема двухступенчатого испарения питательной воды в установке ВВЭР-1000 с ее преимуществами и трудностями реализации.

Во второй части работы рассмотрены способы подачи воды из первой ступени во вторую. Перекачка воды насосом оказывается предпочтительной. Так как передаваемая вода находится в состоянии насыщения, во избежание кавитации насоса создается подпор воды на всасе высотой 6.2м.

К недостаткам такого решения можно отнести несомненное усложнение схемы станции, введение дополнительных затрат на монтаж и эксплуатацию солевого парогенератора, насоса и соединительных трубопроводов, а также затрат на перекачку.

Однако, несомненными преимуществами такого решения является уменьшение содержания примесей в испаряемой воде первой ступени испарения примерно в 8 раз при сравнительно неизменном качестве воды в солевом парогенераторе, что резко сократит отказы в работе дорогостоящих парогенераторов первой ступени испарения, и эксплуатационные затраты всей установки. С улучшением качества воды в ПГ первой ступени испарения увеличиваются межпромывочные периоды установки, уменьшается расход отмывочных химических реагентов и сбрасываемых промывочных вод, появляется возможность проведения отмывки отложений по отдельным контурам через разные промежутки времени.

Сравнительно небольшой солевой парогенератор можно выполнить вертикального типа с использованием коррозионностойких материалов.

Во третей части данной работы был спроектирован парогенератор первой ступени испарения для АЭС с реактором ВВЭР-1000.

Основные характеристики парогенератора:

Паропроизводительность 495 кг/с

Давление теплоносителя 15.7 МПа

Расход теплоносителя 5331 кг/с

Расход питательной воды 550.53 кг/с

Расход продувки 54.74 кг/с

Диаметр корпуса 4880 мм

Длина корпуса 13600 мм.

Список литературы

1. Н.Г. Рассохин «Парогенератор установки атомных электростанций» , Энергоатомиздат 1987г.

2. А.В. Клименко , В.М. Зорин «Тепловые и атомные электростанции.Справочник книга 3» . Изд. МЭИ 2003г.

3. В.М. Зорин «Атомные электростанции. Основной технологический процесс» . Изд. МЭИ. 2008 г

4. М.Г. Гумилева, В.Н. Мельников «Учебное пособие к курсовому проекту по курсу «Парогенераторы АЭС»» . Изд. МЭИ 1980г.

5. М.Г. Гумилева, В.Н. Мельников «Конструкторный и поверочный рачет ПГ АЭС» . Изд. МЭИ 1984г.

6. В.И. Горбуров «Гидродинамика двухфазных потоков в специфических условиях эксплуатации АЭС» . Изд. МЭИ 1999г.

7. П.Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев, В.П. Бобков «Справочник по теплогидравлическим расчётам (ядерные реакторы, теплообменники,парогенераторы)» . Энергоатомиздат 1990г.

8. П.Г. Киселев «Справочник по гидравлическим расчетам». Изд. Энергия , 1974г.

9. В.В. Малюшенко, А.К. Михайлов «Энерегетические насосы справочное пособие». Изд. Москва Энергоздат , 1981г.

10.В.И. Горбуров, В.М. Зорин, Н.Г. Рассохин «Об организации ступенчатого испарения в парогенераторной установке АЭС с ВВЭР-100» жур. «Теплоэнергетика» №12/2001. Стр. 26-30.

11.В.И. Горбуров, В.М. Зорин, М.М. Каверзнев «О ступенчатом испарении в паропроизводящих установках» жур. «Теплоэнергетика» №3/1997. Стр. 55-58.

12.А.А. Александров «Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара» Изд. МЭИ 2003г.

diplom bachelor

Documents