Разработка конструкции прямоточного парогенератора АЭС

ВВЕДЕНИЕ

Парогенератор АЭС представляет собой единичный теплообменный аппарат или их совокупность. В парогенераторах осуществляется производство рабочего пара с использованием тепла, отводимого из активной зоны реактора охлаждающей средой, направляемой в поверхности нагрева парогенератора. Этот агрегат наряду с ядерным реактором и паровой турбиной относится к основному оборудованию двухконтурной паротурбинной АЭС. В общем случае парогенератор состоит из подогревательного (водяной экономайзер), паропроизводящего (испаритель), и пароперегревательного (пароперегреватель) элементов. Прямоточные парогенераторы характеризуются включением всех элементов в одну последовательную цепь с однократным принудительным движением в них рабочего тела за счет напора, создаваемого питательным насосом. В результате прямоточные парогенераторы выдают слабо перегретый пар.

Конечная цель данного проекта — разработать конструкцию прямоточного парогенератора, простую в своей тепловой и гидродинамической схемах, компактную в компоновке, технологичную в изготовлении, удобную для монтажа, эксплуатации и ремонта, предусмотреть габаритные размеры деталей агрегата с точки зрения удобства при транспортировке на монтажную площадку. Все элементы парогенератора должны соответствовать всем критериям прочности, надежности и безопасности при работе. Для замены отработавшего ресурс парогенератора на АЭС.

Весь расчет был разбит на четыре главы: тепловой, конструкционный, прочностной и гидравлический расчеты. В первой главе рассчитываются теплофизические параметры теплоносителя и рабочего тела на границах экономайзерного, испарительного и пароперегревательного участков. Во второй главе проводится расчет основных геометрических параметров трубного пучка, других деталей парогенератора. В третьей рассчитываются толщины деталей парогенератора, удовлетворяющих условиям прочности. В четвертой главе рассчитывается мощность главного циркуляционного насоса необходимая для преодоления гидравлических сопротивлений.

1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПОВЕРХНОСТИ нагрева парогенератора

• 1.1 Уравнения теплового и материального баланса ПГ АЭС. Тепловая диаграмма парогенератора
• Тепловая мощность парогенератора и отдельных его элементов, МВт:
• (1.1)
• где, , , — тепловая мощность соответственно экономайзерного, испарительного и пароперегревательного участков, а также всего парогенератора, кВт; , — соответственно паропроизводительность парогенератора и величина продувки, кг/с;, , , — энтальпия соответственно питательной воды, воды и пара на линии насыщения при давлении рабочего тела, перегретого пара, кДж/кг; - скрытая теплота парообразования, кДж/кг.
• Расход теплоносителя, кг/с:
• , (1.2)
• где , — энтальпия теплоносителя соответственно на входе и выходе парогенератора, кДж/кг; - КПД парогенератора, .
• Граничное массовое паросодержание при прямоточном течении рабочего тела внутри труб
• ; (1.3)
• где,; в свою очередь .
• рассчитывается во второй главе.
• Тепловая мощность участков, МВт:
• развитого кипения
• ; (1.4)
• ухудшенного теплообмена
• ; (1.5)
• Температура теплоносителя на границе участков развитого кипения и ухудшенного теплообмена
• (1.6)
• где — энтальпия теплоносителя, кДж/кг; - его давление, МПа:
• (1.7)
• Температура теплоносителя, :
• на входе испарительного участка
• ; (1.8)
• ; (1.9)
• на выходе из него
• ; (1.10)
• (1.11)
• где — давление на входе в испарительный участок, МПа;
• где , — энтальпия соответственно на входе в испарительный участок и выходе из него, кДж/кг.

1.2 Теплообмен со стороны теплоносителя. Теплообмен со стороны рабочего тела на испарительном участке Коэффициент теплоотдачи со стороны теплоносителя рассчитывается по эмпирическим зависимостям для случая течения однофазной среды в трубах, кВт/(м^2.K):

(1.12)

где — коэффициент теплопроводности воды, кВт/(м^.К); , — соответственно наружный диаметр и толщина стенки труб поверхности нагрева, м; - число Рейнольдса; Pr — число Прандтля.

Число Рейнольдса

(1.13)

где — массовая скорость теплоносителя, кг/ (м² с); - динамическая вязкость воды, Па^.с.

Коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела на испарительном участке поверхности нагрева парогенератора АЭС определяется методом постепенного приближения, кВт/(м^2.K):

(1.14)

где — температура насыщения при давлении рабочего тела в испарителе,; - удельный тепловой поток, кВт/м².

Удельный тепловой поток, кВт/м²:

(1.15)

где k — коэффициент теплопередачи кВт/(м^2.K); - температурный напор,, определенный для фиксированного расчетного сечения как разность температур теплоносителя и рабочего тела.

Коэффициент теплопередачи, кВт/(м^2.K):

(1.16)

где , — термическое сопротивление соответственно стенки трубы и пленки оксидов на поверхности труб, м^2.K/кВт.

Необходимость использования итерационного способа определения связана с тем, что на первом шаге итерации неизвестно и термическое сопротивление принимают равным нулю. В последующих итерационных шагах уточняются значение удельного теплового потока, коэффициента теплоотдачи со стороны рабочего тела и коэффициент теплопередачи. Вычисления считаются законченными, если расхождение значение значений удельного теплового потока, полученных в двух последних итерациях, не превышает заранее оговоренного отклонения, например 5%:

. (1.17)

Термическое сопротивление стенки трубы

(1.18)

где — толщина стенки трубы, м; - коэффициент теплопроводности материала трубы, кВт/(м^.K). Так как теплопроводность материала зависит от его температуры, то в первом приближении можно принять, где — температура рабочего тела.

Термическое сопротивление оксидных пленок принимается м^2.K/кВт.

1.3 Рассчитываем коэффициент теплоотдачи со стороны теплоносителя

1.Вход теплоносителя в перегревательный участок:

;;; ;

2.Вход теплоносителя в участок c ухудшенным теплообменом:

;;; ;

; ;

3.Вход теплоносителя в 1ый испарительный участок:

;;; ;

; ;

4.Выход теплоносителя из испарительного участка:

;;; ;

; ;

5.Выход теплоносителя из экономайзерного участка:

;;; ;

; ;

1.4 Рассчитываем коэффициент теплоотдачи со стороны рабочего тела на испарительном участке поверхности нагрева парогенератора

1. Выход тн из испарительного участка:

;

;

Необходимость использования итерационного способа определения связана с тем, что на первом шаге итерации неизвестно и термическое сопротивление

1)

1)

2)

На этом участке

2. Вход тн в испарительный участок:

;

;

Необходимость использования итерационного способа определения связана с тем, что на первом шаге итерации неизвестно и термическое сопротивление :

1)

2)

На этом участке

Таблица 1

2. КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОГЕНЕРАТОРА

2.1 Основные конструктивные характеристики пучка теплообменных труб парогенератора АЭС. Массовая скорость рабочего тела Одним из основных режимных параметров, определяющих интенсивность конвективного теплообмена при течении однофазных сред, является массовая скорость, кг/(м^2.с). Для рабочего тела в экономайзерном и пароперегревательном участках парогенератора АЭС

(2.1)

где — паропроизводительность парогенератора, кг/с; - кратность циркуляции; - площадь проходного сечения межтрубного пространства теплообменного пучка определяется формой поверхности теплообмена и способом ввода поверхности теплообмена в корпус парогенератора.

По найденному можем найти :

(2.2)

Рациональная форма поверхности нагрева выбирается в основном исходя их двух условий: достижения наибольшей компактности и предотвращения возникновения температурных напряжений.

Для снижения температурных напряжений, возникающих из-за существенного различия температур теплоносителя и рабочего тела, используют либо специальные компенсаторы, либо элементы выполняются самокомпенсирующимися.

Большое влияние на конструктивную схему парогенератора оказывают способы ввода поверхности теплообмена в корпус. Они бывают с трубными досками, внешними коллекторами и внутрикорпусными коллекторами.

Способ ввода теплообмена в корпус с трубными досками представляет собой наиболее простое конструктивное решение. Однако его применение ограничено из-за температурных напряжений, возникающих в трубной доске от перепада температур между теплоносителем и рабочим телом. Схема с внешними коллекторами удорожает корпус парогенератора, так как предусматривает большое количество вводов и выводов труб через стенку корпуса. Такая схема при высоких давлениях нецелесообразна. Схема с внутрикорпусными коллекторами несколько сложнее и дороже, чем с трубными досками, но она значительно надежнее.

Площадь проходного сечения межтрубного пространства теплообменного пучка существенно зависит от способа ввода поверхности нагрева в корпус парогенератора.

n — общее число труб поверхности нагрева

(2.3)

— количество труб расположенных по диагонали шестиугольника, вписанного в окружность диаметром ;

(2.4)

— шаг расположения труб по вершинам равностороннего треугольника — гексагональная упаковка труб,; - наружный диаметр труб, м.

— диаметр трубной доски, м;

(2.5)

Площадь проходного сечения межтрубного пространства прямотрубного пучка с трубными досками

(2.6)

массовая скорость, кг/(м^2.с)

(2.7)

2.2 Теплопередача и размеры поверхности нагрева парогенераторов АЭС Площадь поверхности нагрева парогенератора в общем случае определяется как сумма площадей поверхностей нагрева экономайзерного, испарительного и пароперегревательного участков. При этом фактическая площадь поверхности нагрева берется с некоторым запасом по отношению к расчетной, м²:

(2.8)

где — расчетная площадь поверхности нагрева парогенератора, м²,; - коэффициент запаса,

Площадь поверхности нагрева отдельных участков (экономайзерного, испарительного, пароперегревательного)

(2.9)

где — тепловая мощность рассчитываемого участка, кВт; - усредненный коэффициент теплопередачи на рассчитываемом участке, кВт/(м^2.K); - средний температурный напор, .

Усредненный коэффициент теплопередачи

(2.10)

где, коэффициент теплопередачи соответственно на входе и выходе рабочего тела (или теплоносителя) рассматриваемого участка поверхности нагрева.

. (2.11)

Больший и температурные напоры определяются как разность температур, теплоносителя и рабочего тела на границах (вход, выход теплоносителя) рассматриваемого участка поверхности нагрева.

При течении в межтрубном пространстве однофазной среды (рабочего тела) вид расчетного соотношения зависит от способа омывания рабочим телом труб поверхности нагрева (продольное, поперечное), расположения труб в пучке (коридорное, шахматное), их шага, угла атаки потоком рабочего тела труб поверхности нагрева и т. п.

При продольном омывании прямотрубного пучка труб поверхности нагрева рабочим телом, находящимся в однофазном состоянии (например, экономайзерный и пароперегревательный участки прямоточного парогенератора) коэффициент теплоотдачи от стенки трубы рабочему телу равен:

(2.12)

Число Рейнольдса ;

где — гидравлический диаметр; - коэффициент, который зависит от расположения труб в пучке и их шага. Для раздвинутых () пучков труб, расположенной в треугольной решетке, можно воспользоваться соотношениями

(2.13)

. (2.14)

1.Ищем на входе в экономайзерный участок: .

;

;

.

2.Ищем на выходе из экономайзерного участка: .

;

;

.

3.Ищем на: (все значения для пара)

;

;

.

4.Ищем: для участка с ухудшенной теплоотдачей вводим поправки

(2.15)

;

;

.

5.Ищем: .

;

;

.

Ищем коэффициенты теплопередачи (по ходу теплоносителя):

;

где — термическое сопротивление стенки трубы м^2.K/кВт:

— коэффициент теплопроводности материала трубы, кВт/(м^.K). Так как теплопроводность материала зависит от его температуры, то в первом приближении можно принять

где — температура рабочего тела.

1.Ищем и на экономайзерном участке: , — температуры соответственно на входе и выходе из экономайзерного участка.

;

;

;

;;

.

2.Ищем и в испарительном участке, и — температуры одинаковы.

;

;

;;

.

.

3.Ищем на входе и в пароперегревательном участке:

;

;

;;

.

— расчетная площадь поверхности нагрева парогенератора, м²,

;

.

.

Полученная площадь поверхности нагрева дает возможность рассчитать суммарную длину труб поверхности нагрева, м:

(2.16)

где — расчетный диаметр, м; выбирается по поверхности трубы, со стороны которой существует максимальное термическое сопротивление (минимальный коэффициент теплоотдачи): если, то; если, то; если, то. Этот случай наиболее характерен для водо-водяных парогенераторов АЭС

1. Ищем — длина экономайзерного участка:

значит

2. Ищем — длина первой части испарительного участка

значит

3. Ищемдлина второй части испарительного участка

значит

4. Ищемдлина пароперегревательного участка

значит

Общая длина парогенератора

3. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОГЕНЕРАТОРА

3.1 Поверочный расчет толщины трубки поверхности нагрева

Толщину трубки поверхности нагрева согласно [Ошибка! Источник ссылки не найден.] можно определить по формуле

(3.1)

где Р_р — расчетное давление, которое определяется с учетом увеличения давления при осмотре и сертификации сосуда (25%), а также с учетом того, что Р_р составляет 90% давления, при котором срабатывает предохранительный клапан. Также в формулу (3.1) Р_р необходимо поставлять в кгс/мм². Расчет ведется по максимальной температуре и давлению. Учитывая сказанное, расчетное давление Р_р = 1,25*0,9*0,102* Р_ном (3.2)

Р_р = 1,25*0,9*0,102*16.2 = 1.85 895 кгс/мм²

Согласно исходным данным материал труб — 0Х18Н10Т, для него при температуре 300 ^оС [_н] = 12 кгс/мм², примем = 1, тогда

= 1.175 432 мм прибавка С определяется как С = С₁+ С₂+ С₃+ С₄ (3.3)

где С₁ — прибавка на минусовый допуск, мм

С₁ = 0.11(_р — С) (3.4)

С₁ = 0.11*1.175 432 = 0.13 мм принимаем поправку на уменьшение толщины стенки за счет коррозии С₂ = 0,05 мм поправку на уменьшение толщины стенки по технологическим, монтажным и другим соображениям принимаем С₃ = 0, поправка на уменьшение толщины стенки в месте сгибов С₄ = 0, таким образом С = 0.18 мм, и толщина стенки

_р = 1.3657 мм Ближайшее большее значение толщины стенки трубы по сортаменту 1.4 мм, округлить в меньшую сторону не удается, так как в этом случае будет превышена допустимая точность округления — 3% [Ошибка! Источник ссылки не найден.]. Таким образом, окончательно принимаем _р = 1.4 мм.

3.2 Расчет толщины стенки трубной доски

Расчет толщины трубной доски выполняется по наибольшему давлению и температуре, допустимое напряжение [_н] =0.85*^*. Толщина трубной доски, приваренной к корпусу по контуру

= (3.5)

где коэффициент определяется по графику [Ошибка! Источник ссылки не найден.] в зависимости от _к/_тд

в первом приближении примем _тд = 600 мм, тогда

_к/_тд = 192.267/600 = 0.321

— расчет толщины стенки корпуса представлен в следующем параграфе откуда находим = 0.975

S_тд = 1.2*d_н = 16.8 мм Тогда = 0.935 — 0.65*14.2/14.4 = 0.294м получаем новое значение

_тд = = 0.60 933 мм очевидно, найденное значение сильно расходится с принятым, то есть необходимо выполнить следующую итерацию

_к/_тд = 192.67/609.33 = 0.316

откуда находим = 0.945

получаем новое значение

_тд = = 619.16 мм принимаем окончательно тд = 622.03 мм

3.3 Расчет толщины стенки корпуса

Толщину стенки корпуса можно определить по формуле (3.1)

расчетное давление Р_р = 1.25*0.9*0.102*6.2 = 0.71 кгс/мм²

Принимаем материал корпуса — 22К, для него при температуре 300 ^оС: [_н] = 12.7 кгс/мм², примем = 1, С = 0 согласно [Ошибка! Источник ссылки не найден.], тогда

= 65.85 мм Определим диаметр отверстия выхода пара, при этом скорость пара считаем равной 50 м/с

d_вп = (3.6)

d_вп = 0.424 м где n — количество отверстий предельный диаметр отверстия, не требующего укрепления

d_пр = (3.7)

d_пр = 81 мм расстояние между кромками отверстий выхода пара

l = 2.5/2 — 0.424 = 3.503 м то есть делаем вывод, что данные отверстия не считаются ослабляющим рядом и их необходимо укрепить с помощью штуцеров. Минимально возможная толщина штуцера в этом случае

S_ош = = 12 мм примем S_ш = 30 мм, тогда высота штуцера, больше которой его выполнять не имеет смысла

h_ш = (3.8)

h_ш = = 138.6 мм принимаем h_ш = 140 мм, тогда

f_ш = 2 h_ш (S_ш— S_ош-С) (3.9)

f_ш = 2 *140 (30- 12−0) = 5,04*10^-3 м²

Рассчитаем коэффициент ослабления неукрепленным отверстием

(3.10)

= 1.077

так как А1, то принимаю следующее соотношение

(3.11)

= 0.65

Коэффициент прочности с укрепленным отверстием

(3.12)

= 0.713

с учетом этого коэффициента толщина обечайки

S_д^р = = 93.44 мм Расчет для h_ш = 140 мм, S_ш = 55 мм дает для S_д^р значение 100 мм, принимаем окончательно толщину обечайки в части отвода пара и подвода питательной воды S_д^р = 110 мм.

Рассчитаем ориентировочно диаметры и толщины тороидального коллектора и подводящих трубок (скорость питательной воды в коллекторе — 6 м/с).

Диаметр коллектора

d_тк = 0.3 м Диаметр подводящей трубки

d_тп = 0.133 м толщина коллектора

= 9 мм толщина трубки

= 4 мм принимаем окончательно для тороидального коллектора и подводящих трубок соответственно 300×9 мм и 133×4 мм.

3.4 Расчет сферических камер раздачи и сбора теплоносителя

теплоноситель трубный пучок парогенератор

Камеры раздачи и сбора теплоносителя считаем аналогичными в конструктивном исполнении, поэтому расчет проводится для одной из них. Принимаем камеру сферической формы. Минимально допустимая толщина камеры

S_д^р = (3.13)

принимаем С = 0, = 1, тогда

S_д^р = = 83 мм при этом выполняется условие применения данной зависимости _др/_вд = 0.041

предельный диаметр отверстия, не требующего укрепления

d_пр = (3.14)

d_пр = 78.8мм то есть делаем вывод, что отверстия подвода и отвода теплоносителя (d_птн = 1.24 м) необходимо укрепить с помощью штуцера. Минимально возможная толщина штуцера в этом случае

S_ош = = 97 мм примем S_ш = 140 мм, тогда высота штуцера, больше которой его выполнять не имеет смысла

h_ш = (3.15)

h_ш = = 452 мм принимаем h_ш = 450 мм, тогда

f_ш = 2 h_ш (S_ш— S_ош-С) (3.16)

f_ш = 2 450 (140- 97−0) = 0,0387 м²

Рассчитаем коэффициент ослабления неукрепленным отверстием

= 3.15

так как А1, то применимо следующее соотношение

(3.17)

= 0.388

Коэффициент прочности для камеры с укрепленным отверстием

(3.18)

= 0.425

с учетом этого коэффициента толщина камеры

S_д^р = = 120 мм принимаем эту величину окончательно.

4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Большинство гидродинамических расчетов в ядерной энергетике связано с течением в каналах. Главные задачи при расчете таких течений (преимущественно несжимаемых однофазных сред) — определение гидравлических сопротивлений каналов различной формы и местных сопротивлений; расчет распределения расходов и распределения скоростей и т. д.

Одна из задач расчета гидравлического сопротивления — определение потерь давления в каналах и затрат на прокачку теплоносителя.

Мощность ГЦН, затрачиваемая на прокачку теплоносителя по трубам поверхности нагрева парогенератора, кВт:

; (4.1)

где — расход теплоносителя, кг/с; - гидравлическое сопротивление парогенератора, кПа; - плотность теплоносителя на выходе из парогенератора, кг/м³; - КПД ГЦН,

Диаметр штуцера подвода (отвода) теплоносителя:

.

Коэффициент сопротивления при внезапном увеличении сечения (выход теплоносителя из штуцера в камеру):

.

Исходя из особенностей течения среды в конструктивных элементах парогенератора, они разбиваются на участки, для которых определяются потери напора.

Гидравлическое сопротивление камеры подвода теплоносителя:

;

— массовая скорость теплоносителя, кг/(м^2.с); - удельный объем теплоносителя, м³/кг.

; (4.2)

.

Гидравлическое сопротивление второго участка

. (4.3)

где — сумма коэффициентов местных сопротивлений; - коэффициент трения; , — соответственно гидравлическая длинна и диаметр, м;

Коэффициент местного сопротивления определяется типом последнего. Для любого практически важного случая на основе эксперимента либо получены эмпирические зависимости для вычисления коэффициентов местного сопротивления, либо приводятся непосредственно числовые значения, содержащиеся в справочниках и нормативных материалах.

.

;

.

Коэффициент сопротивления при внезапном уменьшении проходного сечения (выход теплоносителя из камеры в штуцер):

;

Сумма потерь напора (гидравлическое сопротивление) на этих участках и определит мощность, затрачиваемую не прокачку теплоносителя через парогенератор:

(4.4)

где n — число участков, на которые расчленяется тракт теплоносителя в пределах парогенератора; - гидравлическое сопротивление i-го участка, кПа.

Коэффициент трения — зависит от вида жидкости, режима течения Re и состояния поверхности канала (шероховатости стенки). Начиная со значения, коэффициент трения не зависит ни от свойств среды, ни от скорости течения и определяется только относительной шероховатостью. Для режимов течения с коэффициент трения определяется по формуле Никурадзе.

Шероховатость труб из углеродистой стали не превышает 0.1 мм, из аустенитной стали — 0.05мм.

При продольном движении потока в каналах любой формы гидравлическое сопротивление по гидравлическому диаметру. При течении в круглых трубах, для кольцевого канала. Для более сложных случаев эквивалентный гидравлический диаметр рассчитывается по формулам, приведенным в справочникам.

ВЫВОДЫ В результате выполнения данного курсового проекта был проведен учебный расчет конструкции прямоточного парогенератора. Расчет состоял из четырех основных частей: теплового, конструкционного, прочностного и гидравлического расчетов.

В первой главе были рассчитаны тепловая мощность парогенератора и отдельных его элементов, расход теплоносителя, температуры рабочего тела и теплоносителя на границах экономайзерного, испарительного и пароперегревательного участков. кВт, кВт, кВт, кВт кВт.

Во второй главе были рассчитаны основные геометрические параметры парогенератора: количество трубок теплоносителя и их длина, шаг трубок в трубной доске, массовая скорость теплоносителя и граничное массовое паросодержание, диаметр трубной доски, площади теплопередающих поверхностей, диаметры входных и выходных отверстий теплоносителя и рабочего тела. шт., мм, м, кг/(м^2.с),, м.

В третьей главе проведен прочностной расчет трубки теплоносителя, корпуса парогенератора (с учетом ослабляющих отверстий), толщины трубной доски, крышки парогенератора, камер подвода и отвода теплоносителя. мм, мм, мм, мм, мм.

В четвертой главе были рассчитаны гидравлические сопротивления камеры подвода и отвода теплоносителя, гидравлические сопротивления в трубках теплоносителя, что позволило определить мощность главного циркуляционного насоса, затрачиваемую на преодоление этих сопротивлений МВт.

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК

1. Рассохин Н. Г. Парогенераторные установки атомных электростанций: Учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 384 с.

2. Методические указания к самостоятельной работе по дисциплине «Парогенераторы АЭС» для студентов специальности «Атомные электрические станции» / Сост. В. П. Рожалин. — К.: КПИ, 1990. — 80 с.

3. Расчет на прочность деталей парогенераторов АЭС: Методические указания к проекту по дисциплине «Парогенераторы атомных электростанций» для студентов специальности 0520 «Парогенераторостроение» /Сост. Я. В. Ященко, В. К. Щербаков — К.: КПИ, 1986. — 28 с.

4. Вукалович М. П., Ривкин С. Л., Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. — М.: Изд-во стандартов, 1969. — 408 с.