К выполнению курсового проекта по дисциплине

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ПОВОЛЖСКИЙ КОЛЛЕДЖ ТЕХНОЛОГИЙ И МЕНЕДЖМЕНТА

Методические указания

к выполнению курсового проекта по дисциплине

«Основы эксплуатации теплоэнергетического оборудования и технических систем атомных станций»

для студентов-специальности «машинист паровых турбин АЭС»

140709 «Атомные электрические станции и установки»

2011 г.

Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов-специальности машинист паровых турбин АЭС

140709 «Атомные электрические станции и установки»

ОДОБРЕНА Председатель ПЦК ______Т.Б. Плякина «___»___________2011 г

УТВЕРЖДАЮ: Зам. директора по УИДиП ____________Л.Н. Булкина «___»___________2011 г

Разработчик:

А.В. Демидов, преподаватель специальных дисциплин.

ВВЕДЕНИЕ

Цели курсового проекта по указанной дисциплине, которые ставит кафедра перед студентами, следующие:

- закрепление и расширение знаний по курсу;

- приобретение навыков самостоятельной работы с использованием справочных, нормативных материалов, периодической и учебной литературы, в частности, приобретение умений выбора насосов, тягодутьевых машин, проведение поверочных и конструктивных расчетов теплообменных аппаратов, подбора вспомогательного оборудования для энергоблоков;

- усвоение принципов совершенствования и модернизации оборудования.

Выполнение курсового проекта следует рассматривать как подготовительный этап дипломного проектирования.

1. ОБЪЕМ И СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Содержание и объем работы определяется руководителем проекта.

В качестве тем могут быть рекомендованы следующие:

Тепловой, гидравлический и прочностной расчет и выбор регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) для принципиальной схемы конкретной паротурбинной установки (ПТУ).

Тепловой, гидравлический и прочностной расчет и выбор регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) поверхностного и смешивающего типа для конкретной ПТУ.

Выбор схемы теплофикационной установки и состава теплофикационного оборудования.

Выбор насосов и арматуры для конкретных участков принципиальной схемы станции.

Совершенствование технологической схемы подогрева сетевой воды с помощью конденсаторного теплофикационного пучка.

Выбор рациональной схемы использования тепла для подогрева воздуха в калориферной установке котла.

Анализ технических решений для использования теплоты непрерывной продувки котлов. Расчет теплообменников.

Анализ эффективности системы сброса дренажей из подогревателей ПНД.

Тепловой, гидравлический и прочностной расчет и выбор сетевых подогревателей, или деаэраторов и анализ их эффективности.

Анализ области экономичного использования тягодутьевых машин для конкретной котельной установки. Подбор вентиляторов и дымососов. Анализ режима их работы [5, 7, 8].

Каждое задание на курсовой проект имеет аналитическую часть. Поэтому кроме тепловых, гидравлических, аэродинамических и прочностных расчетов студенты выполняют анализ влияния на эффективность и надежность оборудования и установки в целом, структурных изменений в схеме и в выборе оборудования. При этом оцениваются такие технические решения, как величина температурного напора в подогревателях, схема сброса дренажей, изменение типа привода питательных насосов, дополнительные элементы и подогреватели тепловой схемы и др.

В объем курсового проекта входит расчетно-пояснительная записка (20-25 страниц) и графический материал на 1 листе формата А1. Графическая часть проекта состоит соответственно из:

чертежа теплообменника и отдельных его элементов;

узла схемы включения насосов;

схемы теплофикационной установки;

конкретного узла развернутой тепловой схемы.

Записка и чертежи должны выполнятся с учетом требований единой системы конструкторской и технологической документации. Условные обозначения, арматуры и потоков теплоносителей можно принять по [3, 6].

2. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

2.1.Ознакомление с принципиальной, технологической схемой установки в целом [3, 6].

2.2.Изучение характеристик элементов схемы и оборудования. Изучение конструктивных особенностей теплообменников, насосного оборудования, арматуры.

2.3.Изучение схемы включения элементов и возможных режимов их работы.

2.4.Обоснование целесообразности совершенствования узлов тепловой схемы конкретной установки, конкретного элемента схемы, а также выбор возможных путей совершенствования [3, 5, 6, 7].

2.5.Тепловой расчет элементов (теплообменников), гидравлический расчет системы (при необходимости) с анализом результатов расчета.

Тепловой расчет предусматривает построение температурного графика греющей и нагреваемой сред для регенеративных, сетевых подогревателей, калориферов, смесителей, теплообменников систем использования тепла непрерывной продувки котла и тепла пара уплотнений.

Гидравлический расчет необходим при выборе насосов, а также при внесении изменений в питательную линию, линию основного и сбросного конденсата.

2.6.Выбор оборудования для конкретного узла тепловой схемы.

2.7.Анализ и оценка структурных изменений в конкретных узлах тепловой схемы и в конкретных элементах.

3. К ВЫБОРУ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТУРБИННОГО ОТДЕЛЕНИЯ ТЭС

Тип, характеристика и количество единиц вспомогательного оборудования принимается к установке на ТЭС или АЭС в соответствии с Нормами технологического проектирования [1].

Важнейшими механизмами собственных нужд ТЭС являются питательные насосы. Они выбираются на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%. Расчетный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учетом потерь давления в тракте и необходимой высоты подъема воды. Приближенно можно принимать, что

Р_пн = (1,25 ÷1,35) Р₀,

где Р₀ – номинальное значение давления пара перед турбиной.

Для мощных блоков принимается турбинный привод питательных насосов, в других случаях – электропривод.

Для предотвращения кавитации, повышения надежности питательных насосов (в особенности высокооборотных с турбоприводом) и снижения высоты размещения деаэратора устанавливаются предвключенные бустерные насосы.

Для блоков на давление пара 12,75 МПа принимаются питательные электронасосы. На блок устанавливают один рабочий и один резервный (в запас на складе) насос 100% производительностью или два насоса производительностью 50% без резерва. Соответственно выбирают и бустерные насосы.

На блоках с закритическим давлением пара устанавливают питательные насосы с турбоприводом: один производительностью 100% или два производительностью 50% (если принят к установке один турбонасос, то дополнительно устанавливают пускорезервный насос с электроприводом производительностью 30-50%).

На КЭС неблочной структуры, входящих в энергосистему, общая производительность питательных насосов выбирается такой, чтобы при выходе из строя наиболее крупного из них оставшиеся обеспечивали бы номинальную паропроизводительность всех котлов.

При выходе из строя одного насоса на ТЭЦ, работающей в энергосистеме, оставшиеся должны обеспечить работу ТЭЦ с полным отпуском пара на производство и отпуск теплоты, средней за наиболее холодный месяц. При этом допускается снижение электрической мощности ТЭЦ на мощность наиболее крупной турбоустановки.

На изолированной ТЭС неблочной структуры должно устанавливаться не менее двух резервных турбонасосов.

Если на ТЭС с параллельными связями рабочими приняты только турбонасосы, то необходима установка хотя бы одного электронасоса для первоначального пуска станции

Конденсатные насосы турбин выбирают с резервом в минимальном количестве– два насоса 100% производительностью или три по 50%. Расчетная производительность конденсатных насосов определяется по формуле

D_к = (1,1÷1,2)D_макс,

где D_макс - максимальный расход пара в конденсатор (для теплофикационных турбин в расчет вводится Dк при конденсационном режиме работы).

Для турбин с блочной обессоливающей установкой (БОУ) устанавливают две ступени конденсатных насосов: с небольшим напором после конденсатора и с полным - после БОУ.

После смешивающих (контактных) ПНД, которые компонуются без создания гидростатического подпора для перекачки конденсата, требуется установка перекачивающих насосов, выбираемых с резервом.

Дренажные (сливные) насосы регенеративных подогревателей устанавливают без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи и др.), а также насосы бакового хозяйства выбираются преимущественно централизованно на всю ТЭС или часть её секций в возможно меньшем числе с одним резервным насосом.

Регенеративные подогреватели поступают комплектно с турбиной и устанавливаются без резерва. Как правило, применяется «однониточная» схема подогревателей, хотя на головных образцах наиболее мощных блоков встречаются «двухниточная» и даже «трехниточная» схемы, обычно это вынужденное решение при отсутствии оборудования требуемой единичной мощности.

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор. На неблочных электростанциях обеспечивается возможность ремонта любого деаэратора. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу ГРЭС в течение не менее 5 минут, а для неблочных ГРЭС и ТЭЦ – не менее 10 минут. Для хранения запаса питательной воды на блочных ГРЭС и ТЭЦ (с турбинами Т-250-240) устанавливают три бака емкостью по 1000 м³, а на неблочных ГРЭС и ТЭЦ – три бака емкостью по 500 м³.

В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному или два деаэратора на два бака, соединенных между собой линиями пара и воды.

Деаэраторы добавочной воды и подпитки тепловой сети выбирают централизованно для всей ТЭС или её очередей.

Испарительные установки для возмещения потерь конденсата устанавливают индивидуально у каждой турбины. Резервных корпусов не применяют. В случае многоступенчатых испарительных и многокорпусных паропреобразовательных установок целесообразно иметь один резервный корпус.

Редукционно-охладительные установки (РОУ), предназначенные для резервирования регулируемых отборов пара, идущего на производство,, устанавливаются по одной для данных параметров пара, производительность их равна отбору одной турбины.

Основные сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбин без резервных корпусов (ремонт их предусматривается в неотопительный период). Сетевые подогреватели устанавливают также на двух энергоблоках КЭС с пропускной способностью каждой установки по 80% максимальной.

Пиковые сетевые подогреватели на ТЭЦ с пиковой водогрейной котельной не применяются.

Сетевые, подпорные (сетевые насосы I ступени для турбин с двух ступенчатым подогревом воды) и подпиточные насосы выбираются в соответствии с гидравлическим расчетом и режимом тепловых сетей с учетом летнего режима работы (для последнего режима возможна установка насосов меньшей производительности). Предусматривается установка резервных подпорного и подпиточного насосов, по одному на каждые пять рабочих насосов.

Конденсатные насосы сетевых подогревателей также выбираются с резервом (резервный насос не устанавливается на подогревателе верхней ступени турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды, в этом случае предусматривается каскадный сброс конденсата из верхнего подогревателя в нижний).

Характеристики вспомогательного оборудования ПТУ могут быть взяты из [4, 5, 6, 7].

4. ВЫБОР НАСОСОВ

Насосы тепловых электростанций характеризуются следующими параметрами:

· объемной производительностью (подачей) Q, м³/с;

· давлением на стороне нагнетания р _н, Па;

· плотностью перемещаемой среды r, кг/м³.

В расчетах тепловой схемы ТЭС расход воды определяется как массовый D, кг/с. Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение

Q = D/r = Du

Напор насоса D р, Па, определяется как разность давлений на стороне нагнетания р _н и на стороне всасывания р _в

D р = р _н – р _в

Мощность, потребляемая насосом, N _н, Вт,

N _н = Q (P _н – Р _в)/ h _н = D (P _н – Р _в) u _ср/ h _н (4.1)

где u _ср – среднее значение удельного объема среды, м³/кг; h _н – КПД насоса, учитывающий суммарные гидравлические, объемные и механические потери в насосе. Современные насосы электростанций имеют КПД 0,83 – 0,85.

Давление нагнетания р _н, развиваемое насосом, определяется заданным давлением в конечной точке тракта р _к, суммарными гидравлическими сопротивлениями тракта SD р _с и разницей геометрических отметок Н между точками перемещения среды

р _н = р _к + SD р _с + Н g r, Па, (4.2)

где g = 9,81 м/с².

Давление на стороне всасывания рассчитывается из условия недопущения вскипания воды при падении её на быстровращающиеся лопасти колеса насоса (условие обеспечения бескавитационной работы). Оно выражается в обеспечении определенного давления, зависящего от температуры среды,

р _в = р ¹ + D р, (4.3)

где р ¹ – давление насыщения, соответствующее температуре воды; D р – запас по давлению.

Допустимое давление на всасывающей стороне (называемое кавитационным запасом) указывается в справочниках для большинства типов насосов или рассчитывается по формуле (4.3).