Высшего и профессионального образования липецкий государственный технический университет
Скачать 1.17 Mb.
|
РЕФЕРАТТЭЦ, СИСТЕМА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, МОЩНОСТЬ, КОЭФФИЦИЕНТ МОЩНОСТИ, ПАРОВАЯ ТУРБИНА, ГЕНЕРАТОР, ТРАНСФОРМАТОР, ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ, ТОК, НАПРЯЖЕНИЕ, РЕАКТОР, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ, КАБЕЛЬ, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГИЯ, ИЗДЕРЖКИ, КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЕ, СЕБЕСТОИМОСТЬ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЕ. В данной магистерской диссертации исследована зависимость сопротивления многожильных кабелей от температуры и сечения, исследован вопрос компенсации cos  , а также проведено интерполирование номинального сопротивления многожильных кабелей, определено, что для экономии третьего проводника для заземления можно использовать арматуру железобетонного здания.Табл. 13 Рис. 30 Библиогр.: 51 назв. ОГЛАВЛЕНИЕВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………..81. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ (ТЭЦ)…………....... 9 2. ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЭЦ…………………………………………………...20 2.1. Определение тепловой и электрической мощности ТЭЦ………..….20 2.2. Построение годового графика отопительной нагрузки по продолжительности……………………………………….……………..….21 2.3. Построение графика изменения температуры воды в тепловых сетях в зависимости от температуры наружного воздуха………….…...25 3. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭЦ С ТУРБИНАМИ С УЧЕТОМ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ…...……………………………………………………..…..25 4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ТЭЦ С УЧЕТОМ РАЦИОНАЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ СОS .…………..…254.1. Общие сведения……………………………………………………..….29 4.2. Расчет электрических нагрузок по ступеням напряжения……………………...……………………………………..…...30 4.3. Выбор генераторов………………………………………………..…...35 4.4. Выбор трансформаторов связи…………………………………..…...36 4.5. Параллельная работа генераторов……………………………..……..374.6. Параллельная работа трансформаторов………………………..…….38 4.7. Выбор напряжений, схемы питания, числа и мощности трансформаторов собственных нужд ТЭЦ…………………………..…..41 4.8. Сos и его компенсация………………………………………..……..42 4.9. Определение возможности самозапуска электродвигателей собственных нужд 6,3 и 0,4 кВ……………………………………..……..45 5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ТЭЦ…..………49 5.1. Общие сведения………………………………………………..………49 5.2. Выбор электрических генераторов и трансформаторов для связи с энергосистемой………………………………………………………..……49 5.3. Выбор секционных реакторов…………………………………..…….54 5.4. Выбор сдвоенного реактора……………………..……………..……..73 5.5. Проверка колебания напряжения за сдвоенным реактором при изменении нагрузки………………………………….………………..…..73 5.6. Определение подпитки места короткого замыкания ударным током асинхронных двигателей…………………………….……………..……..77 5.7. Проверка выбранного сдвоенного реактора на термическую устойчивость токами короткого замыкания……….………………..…..78 5.8. Расчет токов однофазного короткого замыкания на выводах трансформатора 63 МВА со стороны 110 кВ……….…………………….94 6. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УТОЧНЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ….…………………….…………..……96 6.1. Общие сведения………………………………….………………..…..96 6.2. Выбор высоковольтных выключателей………….……………….....100 6.3. Выбор разъединителей…………………………………………….....103 6.4. Выбор кабелей…………………………………….………………..…106 6.5. Интерполирование номинального электрического сопротивления многожильных кабелей…………………………………………………..117 7. МЕРОПРИЯТИЯ ПО РАЦИОНАЛИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ….……….…...121 7.1. Расчет грозозащиты ОРУ-110 кВ………………………………..….122 7.2. Защитное заземление……………………………………………..….124 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………..….129 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ………………………………..…130 ВВЕДЕНИЕ Электроэнергетика была и остается одной из движущих сил в развитии всех отраслей народного хозяйства России. Многие отрасли народного хозяйства используют электрическую и тепловую энергии. Именно поэтому намечается дальнейшее развитие энергетики, так как ежегодно происходит рост потребления энергии для нужд промышленности, сельского хозяйства и жилищно-бытовых нужд. Таким образом, необходимо строительство тепловых электростанций с установкой крупных энергетических блоков, мощностью 500-1800 Мвт, установки экономичных газовых турбин, мощностью 250 Мвт вблизи топливных месторождений, а также атомных и гидро- электростанций, там, где ресурсы топлива ограничены. Передача электрической энергии к энергоёмким потребителям будет осуществляться за счёт строительства новых дальних линий электропередачи, напряжением 750 и 1150 кВ переменного тока и до 1500 кВ постоянного тока. Для успешного решения вышеуказанных задач необходимо провести расчет теплофикационной электростанции (ТЭЦ), а также систематизировать знания в данной области. Россия – холодная страна. На выработку тепла в ней затрачивается около 400 млн. т. условного топлива, что составляет более 40 % общего потребления всех видов топлива в стране. Тепло вырабатывается в России на ТЭЦ (241 станция общего пользования + 244 промышленные станции) и в котельных разной производительности. Более 70 % тепла производится в системах централизованного теплоснабжения, из него около 45 % - на ТЭЦ преимущественно паром из отборов турбин. В настоящее время общая мощность ТЭЦ РАО “ЕЭС России” составляет 63 млн. кВт (48 % общей мощности холдинга), мощность ТЭЦ других владельцев – еще примерно 15 млн. кВт. Целью данной магистерской диссертации является рационализаторский расчет системы электроснабжения ТЭЦ. 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИСТОЧНИКОВ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ (ТЭЦ) Человечество удовлетворяет свои потребности в энергии в основном с помощью органического топлива: в начале главным образом угля, сейчас нефти и во все большей степени природного газа. Исторически отечественная, как и мировая, тепловая энергетика развивалась по нескольким взаимосвязанным направлениям [1-5]: - повышение экономичности преобразования тепла топлива в электроэнергию, которое достигалось совершенствования термодинамических циклов, схем установок и оборудования; - применение комбинированного производства электроэнергии и тепла. Целью этого развития являлось удовлетворение растущих нужд экономики, уменьшения необходимых для этого издержек и сохранение среды обитания. Облик современных угольных электростанций сложился в результате этого развития около 40 лет тому назад. На крупных угольных электростанциях в настоящее время используют паровые энергоблоки мощностью до 1300 МВт (около 10 таких блоков с двухвальными паровыми турбинами эксплуатируются в течение 20-30 лет на каменном угле в США). Они работают с докритическими (17 МПа) и сверхкритическими (24 МПа) давлениями, температурой перегрева свежего пара до 540-565 °С. КПД этих блоков, сконструированных и выпущенных 20-30 лет назад, при сверхкритическом давлении, находится на уровне 40 % [5-9]. Россия – холодная страна. На выработку тепла в ней затрачивается около 400 млн. т. Условного топлива, что составляет более 40 % общего потребления всех видов топлива в стране. Тепло вырабатывается в России на ТЭЦ (241 станция общего пользования + 244 промышленные станции) и в котельных разной производительности. Более 70 % тепла производится в системах централизованного теплоснабжения, из него около 45 % - на ТЭЦ преимущественно паром из отборов турбин [8-10]. В настоящее время общая мощность ТЭЦ РАО “ЕЭС России” составляет 63 млн. кВт (48 % общей мощности холдинга), мощность ТЭЦ других владельцев – еще примерно 15 млн. кВт. В основном РАО “ЕЭС России” принадлежат ТЭЦ высокого (14 мПа) и сверхкритического (24 МПа) давления; их общая мощность 52 млн. кВт. Эти ТЭЦ работают с годовым числом часов использования электрической мощности 4-4,5 тыс. ч., тепловой мощности 3-4 тыс. ч. и коэффициентом использования тепла топлива 60-65%. Комбинированная выработка электроэнергии и тепла дает годовую экономию условного топлива не менее 20 млн. т [11-15]. В российской электроэнергетике, к сожалению, газотурбинные и парогазовые установки не получили пока должного распространения. Значительное число энергетических ГТУ мощностью 1,5 до 12 МВТ, построенных на базе транспортных (авиационных и судовых) двигателей, эксплуатируются на предприятиях добывающих отраслей промышленности в отдельных районах. Наиболее крупные ГТУ мощностью 100 МВт с 1970 г. использовались для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах. Они работали на жидком топливе. Первая отечественная ПГУ расчетной мощностью около 200 МВт (35 МВт ГТУ, 165 МВт паровая турбина) была построена с высоконапорным парогенератором (ОПГ) производительностью 450 т/ч и введение в действие в 1973 г. на Невынномской ГРЭС [16-20]. В 1979 -1980 гг. две ПГУ расчетной мощностью 250 МВТ были установлены на Молдавской ГРЭС. Отработавшие в ПГУ газы поступали в топку традиционного котла блока К-200, где использовались для окисления котельного топлива (мазута). Первая ПГУ современного типа (две ГТУ мощностью по 150 МВт и паровая турбина такой же мощности, КПД около 50 % в конденсационном режиме) введена в действие на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга в 2001 г. До 1.11.2004г. за 3,5 года эксплуатации наработка этой ПГУ составила около 28 тыс. ч. при средней загрузке 360 МВт и КПД 47,7 % (удельный расход топлива 258 г/кВт·ч [21-26]. Между тем российские ТЭС, потребляющие огромное количество природного газа, остро нуждаются в техническом перевооружении с переводом на парогазовый цикл. Конечно, реализация такого технического перевооружения потребует масштабных капиталовложений и решение многих нелегких, организационных и технических вопросов, но выгоды его огромны (экономия 30 % расходуемого на выработку электроэнергии природного газа) и для достижения их стоит поработать [27-31]. На развитие тепловых электростанций в последнее время влияют опасения общественности о том, что растущие выбросы углекислого газа, вызванные сжиганием органического топлива, могут привести к катастрофическим глобальным изменениям климата, и отражающая эти опасения политика правительств. Не касаясь их убежденности, которую не все специалисты разделяют, на случай, если они окажутся основательными через несколько десятилетий реально создание конкурентоспособных ТЭЦ или энерготехнологических предприятий, работающих, например, на угле с незначительными выбросами СО2 в атмосферу [30-38]. Более принципиальными являются системы с выводом СО2 из контуров энергетических установок и его захоронением под землей или в глубинах океана. Для использования на электростанциях рассматриваются [39]: - ПГУ с газификацией угля, паровой конверсией СО с получением водорода и выделением СО2 из синтез газа; - энергоблок со сжатием топлива в среде кислорода и СО2. В этом случае продукты состоят из водяных паров, которые могут быть сконденсированы и СО2, часть которого рециркулируется в топку, а другая – выводится из контура для захоронения; - традиционные энергоблоки с промывкой дымовых газов для связывания СО2 и его последующего выделения. ПГУ с газификацией целесообразны ля нового строительства; промывку дымовых газов можно, в принципе, организовать на действующих паровых и парогазовых блоках. В целом по современным оценкам электроэнергия от ТЭЦ со связыванием, выводом и захоронением СО2 сохраняет конкурентоспособность. Использование биотоплива, энергии ветра и солнца, гидроресурсов оказыается значительно более дорогим, а их потенциал по количеству предотвращения выбросов существенно меньше [40-45]. Сделанный краткий обзор свидетельствует о прочных позициях тепловых электростанций в сфере производства электроэнергии и тепла, наличии технически ясных возможностей совершенствования теплоэнергетических технологий и оборудования с существенным повышением их экономичности и радикальных технических идей, реализация которых в более отдаленном будущем может обеспечить человечество энергетическими услугами и сохранить среду его обитания [46]. Основные схемы ТЭЦ. Принципиальная схема ТЭЦ дана на рис. 1.1. В отличие от КЭС на ТЭЦ имеются значительные отборы пара, частично отработанного в турбине, на производственные и коммунально-бытовые нужды. Коммунально-бытовые потребители (в схеме ТЭЦ) обычно получают тепло от сетевых подогревателей СП, которые иначе называются бойлерами [47]. В схеме потребителей электроэнергии используются калориферы или отопительные батареи. При снижении электрической нагрузки ТЭЦ ниже мощности на тепловом потреблении необходимое для потребителей тепло может быть получено с помощью редукционно-охладительной установки РОУ, питающейся острым паром котла (рис. 1.1). Чем больше отбор пара из турбины на теплофикационные цели, тем меньше тепла уходит с циркуляционной водой и, следовательно, тем выше к.п.д. станции [48-49]:  (1.1)где Wэ - количество выработанной электроэнергии, кДж; Wт - количество отпущенного тепла на теплофикационные нужды, кДж; B - количество сожженного топлива, кг;  - низшая теплотворность топлива, кДж/кг.Следует, однако, отметить, что во избежание перегрева хвостовой части турбины, через неё должен быть обеспечен во всех режимах пропуск определённого количества пара. Из-за несоответствия мощностей потребителей тепла и электрической энергии ТЭЦ часто работает по конденсационному (смешанному) режиму, что снижает их экономичность [36]. Рассмотренная схема (рис. 1.1.) характеризуется тем, что тепло каждого кг пара, отбираемого из турбины, используется для выработки электрической энергии и затем у потребителей тепла и горячей воды. Такая совместная или "комбинированная" выработка электрической и тепловой энергии является наиболее рациональной и экономичной [49-50]. Особенности ТЭЦ следующие: - строятся вблизи потребителей тепла; - обычно работают на привозном топливе; - большую часть вырабатываемой электроэнергии выдают потребителям близлежащего района (на генераторном или повышенном напряжении); - работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии (то есть график зависит от теплового потребления); - низкоманевренны (также, как и КЭС); - имеют относительно высокий суммарный к.п.д. (при значительных отборах пара на производство и коммунально-бытовые нужды =6070%). Теплоэлектроцентралями являются также электростанции, снабжённые турбинами с противодавлением (см. рис. 1.2). Вследствие отсутствия в таких турбинах конденсатора весь отработанный пар должен быть направлен тепловому потребителю. Конденсат пара от потребителя возвращается частично или полностью на электростанцию и используется для питания котлов. В таких установках количество пара, проходящего через турбину, а следовательно, и количество вырабатываемой электроэнергии полностью зависят от теплового потребителя. Станция, снабжённая турбинами с противодавлением и работающая по "заданному тепловому графику", т.е. при обязательном условии пропускать столько пара, сколько требуется для снабжения потребителя теплом, должна иметь возможность отдавать всю вырабатываемую электроэнергию в сеть достаточно мощной системы [25-26]. В тех случаях, когда потребитель тепла снижает потребление, а вместе с тем снижается и вырабатываемая электрическая мощность, электрическая система должна восполнять это снижение мощности повышением её на других станциях системы. Если турбины с противодавлением должны по условиям системы работать по "заданному электрическому графику", то потребитель тепла будет получать его столько, сколько возможно при выработке заданного количества электрической энергии. Такой режим работы возможен при условии, что потребитель тепла может всегда принять максимальное количество отработавшего в турбине пара. Если потребитель тепла не может ограничивать свое потребление в соответствии с графиком электрической нагрузки, то недостающее количество тепла может быть ему отпущено в виде пара, получаемого непосредственно из котлов через РОУ. Такая схема работы, конечно, снижает экономичность установки. В случае, когда турбины с противодавлением установлены на изолированно работающей станции, электрическая система может быть заменена установкой конденсационных турбин такой мощности, которая была бы достаточна для покрытия заданного электрического графика при наименьшем потреблении тепла [49-50]. Особенности ТЭЦ, на которые установлены турбины с противодавлением, следующие (рис. 1.2.): - работают по "заданному тепловому графику", т.е. при обязательном условии пропускать столько пара, сколько требуется для нужд технологического производства и коммунально-бытовых нужд, а оставшуюся мощность электрической энергии отдавать в электрическую систему мощной энергосистемы; - в случае если потребитель резко увеличил свое теплопотребление при сохранении электрической нагрузки в соответствии графика, то недостающее количество тепла может быть отпущено через РОУ непосредственно из котлов, чем снижается экономичность установки;  Рис. 1.1. Принципиальная схема ТЭЦ:СП - сетевые подогреватели (бойлеры); РОУ - редукционно-охладительные установки  Рис. 1.2. Принципиальная схема электростанции, снабженной турбиной с противодавлением: ОКН - насос обратного конденсата - отработанный пар из турбины с противодавлением может отпускаться преимущественно для технологических целей, т.к. потребности в тепле для отопления изменяются в зависимости от времени года [48]. Парогазовые установки электростанций. Сочетание газотурбинной и паротурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, а также использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями. Существуют следующие схемы [16-18]: - ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ); - ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла; - ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК); - ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива. Рассмотрим ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) на рис. 1.4 представлена принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-200-130 мощностью 200 МВт [47]. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора 10 типа ВПГ-450 с промежуточным перегревом пара, производительностью 450-500 т/ч пара, давлением до 14 МПа и температурой до 570 °С; паровой турбины 16 типа К-160-130 на параметры 13,0 МПа и 565 °С; газотурбинного агрегата 2 типа ГТ-35/44-770, 33 МВт на параметры газа 0,65 МПа и 770 °С. Паровая турбина работает в комплекте с электрогенератором 15 мощностью 165 МВт, а газовая турбина отдает избыточную мощность 33 МВт электрогенератору 3 [49]. Установка работает следующим образом. Атмосферный воздух сжимается компрессором 1 до давления 0,6-0,67 МПа и направляется в топку парогенератора 10, куда подается газообразное или жидкое топливо. Сгорание топлива в парогенераторе осуществляется при температуре около 2000 °С, а на выходе из него температура продуктов сгорания снижается до 770 °С. Это происходит, как и в любом котле, за счет передачи части теплоты на нагрев воды и производство пара. Полученный в парогенераторе 10 перегретый пар с давлением 13,0 МПа и температурой 565 °С поступает в паровую турбину 16, где расширяясь до глубокого вакуума, совершает работу, а далее конденсируется в поверхностном конденсаторе 14. Конденсат подается насосом 13 через подогреватели низкого давления 12,7 и экономайзер третьей ступени 6 в деаэратор 11. Из деаэратора вода забирается питательным насосом 8, прокачивается через подогреватель высокого давления 9 и экономайзеры второй 5 и первой ступени 4, где нагревается до температуры кипения, а затем подается в парогенератор 10. Таким образом, паровой цикл замыкается. Газотурбинная часть установки работает по принципу открытой (разомкнутой) ГТУ. Продукты сгорания с температурой 770 °С и давлением 0,54 МПа из парогенератора 10 поступают в газовую турбину 2 и расширяются там. Отработанные в турбине газы с температурой около 445 °С пропускаются через экономайзеры 4,5,6, где охлаждаются питательной водой до температуры 140 °С и затем удаляются в атмосферу. Развиваемая газовой турбины 2 мощность идет на привод компрессора 1 и электрогенератора 3. КПД парогазовой установки ПГУ-200-130 составляет ~ 40%:  (1.2)где  - к.п.д. парогазовой установки;  - к.п.д. паротурбинной установки;  - к.п.д. газотурбинной установки. Парогазовые установки рассмотренного типа по сравнению с паросиловыми установками равной единичной мощности и с одинаковыми параметрами пара позволяют снизить расход топлива на 6-8%, так как в газотурбинной установке используются продукты сгорания парогазовой установки [50]. Это объясняется следующим образом. Рассматриваемый парогазовый цикл представляет собой бинарный цикл, состоящий из газовой и паровой ступеней. Так как в газовой ступени используется более высокая температура рабочего тела (700-800 °С), чем в современных паросиловых установках (540-565°С). Поэтому КПД парогазовой установки будет выше, чем газотурбинной и паросиловой установок в отдельности. ПГУ являются высокоманевренными агрегатами и используются в энергосистемах в качестве автономных источников энергии, а также в качестве так называемых  Рис. 1.4. Принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-200-130: 1 - компрессор; 2 - газовая турбина; 3,15 - электрогенераторы; 4, 5, 6 - экономайзер первой, второй, третьей ступени; 7, 12-подогреватели низкого давления; 8 - питательный насос; 9 - подогреватель высокого давления; 10 - топка парогенератора; 11 - деаэратор; 13 - насос; 14 - поверхностный конденсатор; 16 - паровая турбина пиковых устройств [50]. В проделанном литературном обзоре не рассмотрен вопрос рационализирования расчета ТЭЦ, а также вопросы компенсации cos и установления зависимости сопротивления многожильных кабелей от температуры и их сечения.Целью данной магистерской диссертации является рационализаторский расчет системы электроснабжения ТЭЦ. Идея данной магистерской диссертации заключается в рассмотрении вопросов компенсации коэффициента мощности и установлении зависимости сопротивления многожильных кабелей от сечения и температуры. Для достижения цели в работе должны быть решены следующие задачи: - рассмотрение вопросов расчёта тепловой схемы ТЭЦ для отопления и горячего водоснабжения города; - выбор мощности источников тепловой энергии; - расчёт токов короткого замыкания, возникающих в электрической части электрических станций и подстанций; - выбор всего электротехнического оборудования станции и подстанции, проверка аппаратов и токопроводов по условиям короткого замыкания с учетом современных технико-экономических требований; - исследование вопрос компенсации cos , а также проведено интерполирование номинального сопротивления многожильных кабелей; - исследование мероприятия по рационализации режимов работы ТЭЦ при возникновении перенапряжения. 2. ТЕПЛОВАЯ ЧАСТЬ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЭЦ 2.1. Определение тепловой и электрической мощности ТЭЦ Расчетаем ТЭЦ для Липецка. Для расчетов примем, что отопительный сезон составляет 244 дня или 5856 часов. Таблица 2.1 Длительность стояния температур наружного воздуха в часах
Расчетная наружная температура наиболее холодной зимней пятидневки tн.р.=-39 С. Длительность стояния температур наружного воздуха в часах представлена в табл. 2.1. Используя имеющиеся данные построим график длительности стояния температур (см. рис. 2.1) [2]. 2.2. Построение годового графика продолжительности тепловых тепловых нагрузок Для определения годового отпуска с ТЭЦ на отопительные и бытовые нужды строим график продолжительности тепловых нагрузок. Строим зависимость тепловой нагрузки Q от средней суточной температуры наружного воздуха Q=f(tн). Отопительная нагрузка изменяется пропорционально разности температур внутри и снаружи зданий, нагрузка же горячего водоснабжения принимается постоянной. Следовательно, суммарная нагрузка изменяется по закону прямой линии. Одна из точек кривой Q=f(tн) известна - это расчетная тепловая нагрузка Q=120 Гкал/ч при температуре tн=-39 С, другая точка, при tн =+8 С может быть определена из выражения (2.1):  (2.1)где tН - температура наружного воздуха, С; tН.Р. = -39 - расчетная температура наружного воздуха, на которую рассчитываются отопительные системы, С; Qот.р. = Q(-39)-Qг.в.=120-15=105 - максимальная отопительная тепловая нагрузка ТЭЦ при расчетной температуре воздуха, Гкал/ч. Тогда:  С помощью прямой Q=f(tH) (см. рис. 2.2) или по формуле (2.1) определяем расчетные тепловые нагрузки при различных температурах наружного воздуха. Используя полученные значения расчетный годовой график продолжительности тепловых нагрузок Q=f() (см. рис. 2.3). Согласно годовому графику (рис. 2.3) отпусков тепла с ТЭЦ определим количество тепла, необходимого для отопления и горячего водоснабжения.  (2.3)По формуле трапеций (2.2), используя данные (табл. 2.2) определяем, что отпуск тепла на отопление и горячее водоснабжение составляет: Qгод=352064,6 Гкал, Qг.в.=131400 Гкал. Таблица 2.2 Расчет тепловых нагрузок при различных температурах
t, C 5856 8 20 , ч  Рис. 2.1. Расчетный график продолжительности стояния температур наружного воздуха Q=f(tн.в.) Q, Гкал/ч Q(+8)=Qот.р.(+8) +Qг.в. -39 8 Qг.в. tн.в., С Рис. 2.2. Расчетный график зависимости тепловой нагрузки от наружной температуры Q=f(tн.в.) Qгод от. Q=f() Q, Гкал/ч 20 Qгод г.в. , ч Рис. 2.3. Расчетный годовой график продолжительности тепловых c e tн, C tо.п. =116 С - нагрев воды в основных подогревателях tо.с. =70 С -температура сетевой воды в обратной магистрали tп.с. =150 С -температура сетевой воды в прямой магистрали d a нагрузок Q=f() tн.р., С 8 tн.в.=20 C - температура внутри помещения 9 С - температура недогрева сетевой воды в поверхностных сетевых подогревателях до температуры насыщения паром b Рис. 2.4. График изменения температуры сетевой воды в тепловых сетях Произведем расчет тепловых нагрузок при различных температурах по формуле (2.1). Результаты расчетов сведем в табл. 2.2 [3]. Недогрев сетевой воды в поверхностных сетевых подогревателях до температуры насыщения паром примем равным 9 С, то при давлении 0,117 МПа (1,2 кг/см2), tН=104 С вода в основных сетевых подогревателях может быть нагрета только до температуры 104-9=95 С, что соответствует температуре наружного воздуха tН.В.=-11 (см. рис. 2.4, точка а). При температурах наружного воздуха ниже -11 С нужно повышать давление греющего пара для основныхподогревателей в отборе турбин до давления 0,245 МПа (2,5 кг/см2), в зависимости от температуры наружного воздуха. 2.3. Построение графика изменения температуры воды в тепловых сетях в зависимости от температуры наружного воздуха При максимальном часовом расходе тепла на отопительно-бытовые нужды горячего водоснабжения Qг.в. =120 Гкал/ч и расчетной температуре наружного воздуха tН.Р.=-39 С температуру сетевой воды принимаем в прямой магистрали - tП.С.=150 С и в обратной магистрали - tо.с.=70 С. По этим данным строим график изменения температуры воды в тепловой сети при количественном регулировании отпуска тепла в зависимости от температуры наружного воздуха - tН.Р. =-39 С и температуры внутри помещения - tВ.Н.=20 С. Этот график дает возможность определять расчетные часовые количества тепла для основных и пиковых сетевых подогревателей (рис. 2.4). Отопительная и бытовая тепловая нагрузка покрывается теплом пара из теплофикационных отборов турбин. Давление пара при этом регулируется в пределах 1,22,5 раза, в зависимости от температуры наружного воздуха. Нагрев воды в основных подогревателях до tо.п.=116 С, tн=125 С, 125-9=116 С (см. рис. 2.4, точка с). Тепловая нагрузка этих подогревателей характеризуется ординатой "cd=ab". При дальнейшем понижении температуры наружного воздуха включаются в работу пиковые сетевые подогреватели, которые повысят нагрев воды в теплосети до 150 С. Максимальная тепловая нагрузка пиковых сетевых подогревателей при расчетной температуре наружного воздуха tн.р.=-39 С характеризуется ординатой "ес" (см. рис. 2.4.) [2]. 3. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭЦ С ТУРБИНАМИ С УЧЕТОМ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ Для рассчитываемой ТЭЦ выбираем турбину ПТ-60/70-130/13. Турбина ПТ-60/75-130/13 имеет два регулируемых и пять нерегулируемых отборов пара (см. рис. 3.1).Три подогревателя низкого давления включены по каскадной схеме со сбросом дренажей после ПНД №6 в трубопровод основного конденсатора турбины между пятым и шестым подогревателями. Дренаж последнего (по давлению пара) подогревателя ПНД №7 направлен в конденсатор турбины. Таблица 3.1 Отпуск пара из отборов турбин
В табл. 3.1. представлен отпуск пара из отборов турбин. Процесс работы пара в турбине изображен на рис. 3.2.Установка по использованию продувочной воды - одноступенчатая с отдачей отсепарированного пара в деаэратор с давлением 0,59 МПа.   Рис. 3.2. Процесс работы пара в турбине ПТ-60/75-130/13 в i-s- диаграмме 4. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ТЭЦ С УЧЕТОМ РАЦИОНАЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ СОS 4.1. Общие сведения В основу выбора схемы электрической станции, принципиального ее построения положены данные о нагрузке, районные нагрузки на повышенном напряжении и роли Липецкой ТЭЦ в энергосистеме. На основании вышеизложенного турбогенераторы №1, 2, 3 подключаются к шинам ГРУ-6 кВ и турбогенератор №4 включается в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТРДЦН-80000/110/6. К шинам ГРУ-6 кВ подключаются все потребители. Принципиальная электрическая схема станции должна обеспечивать надежность питания потребителей, быть удобной в эксплуатации, быть экономичной и обеспечивать работу в аварийных режимах. Рассмотрим два варианта схемы коммутации на генераторном напряжении (см. рис. 5.1-5.2). По первому варианту в ГРУ выполняются две системы шин. Рабочая система шин делится при помощи секционных реакторов на секции по числу генераторов, что позволяет ограничить величину токов короткого замыкания до значений, допускаемых аппаратурой, устанавливаемой в питающих цепях ГРУ. В каждой цепи устанавливается один выключатель, одиночный реактор и два шинных разъединителя. Данная схема электрических соединений обеспечивает бесперебойность питания потребителей генераторного напряжения при отключении любого из генераторов или трансформаторов, связывающих ГРУ с сетью системы. Приведенная схема за счет установки на каждой питающей линии одинарных реакторов приводит к увеличению количества разъединителей и соответственно к удорожанию стоимости сооружения (рис. 4.1). В данной схеме (рис. 4.2) вместо одинарных реакторов на потребительских линиях использованы сдвоенные реакторы, благодаря чему резко упрощается схема, в трое уменьшается количество присоединений, следовательно, и количество ячеек КРУ в ГРУ-6 кВ, что позволяет снизить капитальные затраты на приобретение оборудования и уменьшает объем строительно-монтажных работ. Технико-экономическое сравнение вариантов принципиальной электрической схемы ГРУ-6 кВ производим по элементам различия в устройстве ГРУ-6 кВ, рассматриваемых вариантов. Результаты сведем в табл. 4.1 (в тыс. руб) в ценах 1984 г. Таблица 4.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 | Методические указания по выполнению реферата Волгоград Ысшего профессионального образования «волгоградский государственный технический университет» камышинский технологический институт... |  | Липецкий государственный технический университет Электротехника, электромеханика и электротехнологии на квалификационную степень бакалавра техники и технологии на тему |
| Учебно-методический комплекс дисциплины культурология федеральное... «Дальневосточный государственный технический университет (двпи им. В. В. Куйбышева)» в г. Петропавловске-Камчатском | | Учебно-методический комплекс дисциплины социология федеральное агентство... «Дальневосточный государственный технический университет (двпи им. В. В. Куйбышева)» в г. Петропавловске-Камчатском |
| Учебно-методический комплекс дисциплины информатика Федеральное агентство... Государственный образовательный стандарт высшего профессионального образования образовательной программы, утвержденный | | «московский государственный технический университет гражданской авиации»... Кирсановский авиационный технический колледж-филиал федерального государственного бюджетного образовательногоучреждения высшего профессионального... |
| Теоретические основы комплексной технологии окончательной влажно-тепловой... «Орловский государственный технический университет» (Орелгту) и Государственном образовательном учреждении высшего профессионального... | | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение... Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «алтайский государственный... |
| Учебно-методический комплекс дисциплины логистика федеральное агентство... Государственный образовательный стандарт высшего профессионального образования образовательной программы 080504 «Государственное... | | «Саратовский государственный технический университет имени гагарина ю. А.» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования |
| Южно-Российский государственный технический университет Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования | | Патентам и товарным знакам (19) Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Курский государственный технический университет... |
| «Проектирование электротехнических устройств» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования омский государственный технический университет | | Патентам и товарным знакам (19) Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Курский государственный технический университет... |
| Московский государственный институт электроники и математики (технический университет) Негосударственное образовательное частное учреждение высшего профессионального образования | | Отчет государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования Московский государственный институт электронной техники (технический университет) |
