Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

БЕЛОРУССКИЙ
национальный ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРИТЕТ

Энергетический
факультет

Кафедра
«Электрические станции»

Курсовая
работа

По дисциплине
«Производство электроэнергии»

Тема:
Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320МВт

Выполнил

Евдокимов А.М

гр.306216

Принял

Губанович А.Г

МИНСК 2011г.

Введение

электрическая энергия находит широкое применение во всех областях
народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как
универсальность и простота использования, возможность производства в больших
количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.
Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для
производства электрической энергии.

По особенностям основного технологического процесса преобразования
энергии и виду использования энергетического ресурса электростанции
подразделяются на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС), гидроэлектростанции (ГЭС) и
др.

В настоящем курсовом проекте проектируется теплофикационная
электростанция — теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). Этот вид электростанций
предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов
электрической энергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции
вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может
выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность
теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с
учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный
расход электроэнергии на собственные нужды.

1.  

Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся
генераторы и трансформаторы. количество агрегатов и их параметры выбираются в
зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и нового
оборудования намечаем и схемы, в которых оно будет работать,

При проектировании электроустановок нужно выбирать только новейшее
оборудование.

До разработки главной схемы составляем структурные схемы выдачи
электроэнергии (мощности), на которых показываем основные функциональные части
установки (генераторы, трансформаторы, РУ) и связи между ними.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава
оборудования (числа генераторов и трансформаторов) и распределения нагрузки
разного напряжения.

Выбор той или иной структурной схемы электростанции производится на
основании технико-экономического сравнения двух вариантов.

На основании выданного задания составляем следующие структурные схемы:

Составляем два варианта структурной схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ и
выбор основного оборудования.

Выбор генераторов.

Исходя из установленной мощности ТЭЦ предусматриваем установку четырех
генераторов мощностью 63 МВт и 100 МВт.

·63+2·100=326 МВт

данные генераторов (/1/, Табл.2.1) приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Тип генератора

Sном, МВА

Uн, кВ

cosφ

x«d

цена тыс.У.Е.

ТВФ-63-2У3

78,75

10,5

0,8

0,153

268

ТВФ-120-2У3

125

10,5

0,85

0,192

350

Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции.

В первом варианте два генератора мощностью 63 МВт включены на ГРУ-10кВ.
Связь с РУ-220 кВ и РУ-35кВ осуществляется через два трехобмоточных
трансформатора. Питание потребителей будет производиться с шин 10 кВ через
групповые реакторы . рис 2.1.

Во втором варианте связь между ГРУ-10кВ и РУ-220 кВ осуществляется через
двухобмоточные трансформаторы.

Питание потребителей с шин РУ-35 кВ производится так же через два
двухобмоточных трансформатора 35/10 кВ, рисунок 2.2.

Рис.2.1. Вариант 1

Вариант 2 Рис2.2

Выбор основного оборудования для схем выбранных вариантов.

Выбор трансформаторов связи.

Трансформаторы связи выбираем по максимальному перетоку мощности в
следующих режимах:

1.     Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума
нагрузки на шинах генераторного напряжения

где
Рг и cosφГ —
номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Ргн
мин , cosφ — минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и
cosφср=0,80,9;

Рсн
и cosφсн —
мощность и cosφ (0,8) собственных нужд

2. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного
напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее
мощных генераторов

где
Рс макс, cosφc
максимальная нагрузка и cosφ потребителей на среднем напряжении, cosφc=0,90,93.

При аварийном отключении одно из двух параллельно работающих
трансформаторов или при одновременном отключении одного Трансформатора и одного
Генератора, перегрузка оставшегося в работе трансформатора не должна превышать
40%

Вариант 1

Режим 1

На стороне 10 кВ

где

На
стороне 35 кВ.

На
стороне 220 кВ (по первому закону Кирхгофа)

S220=S10 — S35=73,41-28,8=44,61
МВА

Режим 2

на стороне 35 кВ

на
стороне 220 кВ

S220=S10 — S35=-17,875-28.8=-46.67 МВА

Мощность трансформатора связи с учетом 40% перегрузки

выбираем
трансформатор типа ТДТН-63000/220/35/10 (/1/, табл. 3.8)

Данные
трансформатора приведены в таблице 2.2.

Таблица
2.2

Тип

Sном, МВ×А

Uном, кВ

потери,кВт

Uк, %

Цена,тыс.У.Е

 ВН

 СН

 НН

Рхх

 Рк.з.

ВНСН

ВННН

СННН

ТДТН 63000/220

63

230

38,5

11

74

320

11

28,8

12,6

130

Вариант 2 Выбор трансформатора связи 220/10 кВ

Режим 1

Режим 2

По
(/1/ таблице 3.8) выбираем трансформатор типа ТРДН- 40000/220/10. Данные
трансформатора сводим в таблицу 2.3

Выбор
трансформатора связи 35/10 кВ

Принимаем
к установке по (/1/ табл. 3.5) трансформатор ТРДНС — 32000/35. Данные
трансформатора приведены в таблице 2.3

Таблица.
2.3

Тип

Sном, МВ×А

Uном, кВ

потери,кВт

 Uк, %

Цена тыс.У.Е

 ВН

 НН

Рхх

Рк.з.

ТРДНС-40000/220

40

230

11

50

170

11,5

120

ТРДНС 32000/35

32

36,75

10,5

30

145

11,5

70

Выбор блочных трансформаторов.

Мощность трансформатора, работающего в блоке с одним генератором,
принимаем большей или равной мощности генератора в МВА. Учитывая это выберем
блочный трансформатор ТДЦ-125000/220 МВА.

Данные трансформатора сводим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Тип

Sном, МВ×А

Uном, кВ

потери, кВт

 Uк, %

Цена,тыс.У.Е.

 ВН

НН

 Рхх

 Рк.з.

ТДЦ 125000/220

125

230

10,5

120

380

11

185

Выбор секционного реактора. Секционный реактор выбираем из условия

Iн.р.0,6·Iн.г.=0,6·4330=2598А.

Uн.р.Uуст.=10кВ.

По
(/1/ табл. П.3) выбираем реактор типа РБДГ-10-4000 с параметрами Iнр=4000
А, Uнр=10,5 кВ; хР=0,18 Ом.

Трансформатор собственных нужд

Расчёт нагрузок трансформаторов СН в данном курсовом проекте не
выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбираем исходя из
заданного процента расхода на СН от мощности генераторов на станции. Напряжение
собственных нужд принимаем равным 6,3 кВ.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд рассчитывается по
формуле:

где
где SГН —
мощность генератора, МВ·А;

kСН — коэффициент, учитывающий расходы на СН, %.

выбираем
ТСН 1,2,3,4 : ТДНС-16000/10 .

Мощность
пускорезервных трансформаторов определяется из условия замены одного из
наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного запуска другого блока. В
общем случае мощность пускорезервных трансформаторов СН примерно в 1,5 раза
больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН. Установим один
пускорезервных ТСН: подключённый к шинам 35 кВ.

Sп ртсн=1,5Sтсн
мах=1,5*16=24 МВА

Примем
ТРДНС-25000/35 .Данные ТСН и ПРТСН сводим в таблицу 2.5

Таблица
2.5

4хТДНС-16000/10

Sном=16 МВ×А

Рх=50 кВт

Рк=135 кВт

Uк=10%

С=45 тыс.У.Е

1хТРДНС-25000/35

Sном=25 МВ×А

Рх=25 кВт

Рк=115 кВт

Uк=9,5%

С=62 тыс.У.Е

Выбор схем распределительных устройств

Для выбора схемы распределительного устройства (РУ), определяется число
присоединений в каждом из них, которое рассчитывается как сумма числа отходящих
к потребителям линий (nлэп),
числа линий связи с системой (nсв) и
числа трансформаторов связи (nт.св)
или питающих трансформаторов (nт),
подключенных к данному РУ .

                                                  (2.5)

количество
отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически
целесообразных величин передаваемых мощносте

                                                                                          (2.6)

где Рмакс — наибольшая передаваемая мощность, МВт;

Рл — наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
(определяется на основании таблицы 2. 3

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие
передаваемые мощности приведены в таблице 2.3 .

Таблица 2.3

Напряжение линии, в кВ

Наибольшая длина передачи,
км

наибольшая передаваемая
мощность на одну цепь, МВт

6-10

10-15

3-5

35

50-60

10-20

220

150-250

100-200

Согласно (2.6) на напряжении 35 кВ nлэп ³ 26/15=1.73. Принимаем nлэп = 2. Тогда в соответствии с (2.5) количество
присоединений к РУ 35 кВ равно: nп =
2+0+2+1=5(для первого варианта); nп=2+0+2+1=5(для
второго варианта).Количество присоединений к 10 кВ равно 18 (для двух
вариантов).Количество присоединений к РУ 220 кВ равно 6 (2 вариант) и 6 присоединений
для первого варианта .

выбираем для РУ 220 кВ схему с двумя несекционированными системами и
обходной системой шин. В ней 1 и 2 рабочие системы шин соединены между собой с
помощью шиносоединительного выключателя ШСВ. Обходной выключатель ОВ посредством
соответствующих разъединителей позволяет соединить обходную систему шин с 1 или
2 рабочей СШ.

Для РУ 35 кВ применим схему с одной секционированной системой шин.

Схема соединений. Вариант 1:

рисунок 2.3

Схема соединений. Вариант 2

Рисунок 2.4

2.     

Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических
соединений

Подсчитываем общую стоимость оборудования во втором и первом варианте. В
общую стоимость оборудования не будем включать стоимость пускорезервных
трансформаторов, трехобмоточных трансформаторов и рассчитывать потери энергии в
этих трансформаторах, т.к. они одинаковы для обоих вариантов. Данные о
стоимости оборудования берем из /1/ представим в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Наименование оборудования

Стоимость единицы, тыс.
у.е.

первый вариант

Второй вариант

Кол-во

Сум. ст.

Кол-во

Сум. ст.

ТВФ-120

350

2

700

2

700

ТВФ-63

268

2

536

2

536

ТРДНС-40000/220

120

2

240

ТДЦ-125000/220

185

2

370

2

370

ТДТН-63000/220/35/10

130

2

260

ТРДНС-32000/35

70

2

140

ТДНС-16000/10

45

4

180

4

180

ОРУ-35

3,5

6

21

6

21

ОРУ-220

85

8

680

8

680

Общая стоимость

2747

2867

Выбор оптимального варианта выдачи электрической энергии. Оптимальный
вариант выбираем по минимуму затрат.

З=Ен·К+И

Где Ен — нормативный коэффициент эффективности, принимаем 0,12

И — Издержки

И=

где
а — норма амортизационных отчислений, приняв а=6,4%, b- норма
отчислений на обслуживание , принимаем 3%

b — стоимость 1 кВт×ч , принимаем 0,8 центов/кВт·ч

DW — суммарные потери энергии в трансформаторах варианта
, кВт×ч

К
капитальные затраты.

Расчет потерь энергии в трансформаторах.

Вариант 1

потери в трансформаторах связи ТДТН-63000/220/35/10

DW=Рх.х.×Т+Ркв(Smax в/Sном в)2×tв+Ркс(Smax с/Sном с)2×tс+Ркн(Smax н/Sном н)2×tн=

где
Ркв=Ркс=Ркн=0,5·Ркв-с=0,5·320=160кВт·ч

=7200ч.(определим
из /1/,рис.10.1с.546);

Общие
потери для первого варианта

Вариант
2

Потери
в трансформаторах связи ТРДНС-32000/35

DW1=Рх.х.×Т+Ркв(Smax
/Sном)2×tн = кВт*ч

потери в трансформаторе связи ТРДН-40000/220

DW2=Рх.х.×Т+Ркв(Smax /Sном)2×tн

=

Общие
потери для второго варианта

Определяем
затраты по вариантам

ЗI
= 0,12·2747+

ЗII
= 0,12·2867+

первый
вариант экономичнее второго на

Поэтому
он принимается для дальнейших расчетов

В ГРУ-10кВ применяем схему с одной системой шин, секционированную.
Питание потребителей генераторного напряжения, осуществляем через групповые
реакторы. Сборные шины секционируем по числу генераторов, т.е. разделяем на 2
секции.

Секции связаны между собой через секционные выключатели с реакторами. С
целью уменьшения потерь, при передаче мощностей с одной секции.

4. Расчет токов КЗ для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего,
правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить
места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания
тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 4.1), которая представляет собой
однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все
источники питания и все возможные связи между ними и системой, а так же
расставим соответствующие точки на схеме для расчёта токов КЗ.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры
выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем Sб = 100 МВ·А.

рисунок 4.1

В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Определяем сопротивления отдельных элементов, приведенные к базисной
мощности Sб=100МВ·А

Генераторы:

х1=х2=хг1=хг2=0,192·100/125=0,153;

х3=х4=хг3=хг4=0,153·100/78,75=0,194;

Трансформаторы
: а) двухобмоточные

ХТ
= ;

х7
= х8 =хт1=хт2=

б)
трехобмоточные

х9
= х10 = хвн=·(UКВ-Н%
+ UКВ-С% — UКС-Н%)·= × (23,8 + 11
-12,6)·= 0,176;

х13
= х14 = хсн=·(UКВ-С%
+ UКС-Н% — UКВ-Н%)·= × (11 + 12,6
-23,8)·= 0;

х11
= х12 = хнн=·(UКВ-Н%
+ UКС-Н % — UКВ-С%)·= × (23,8 +
12,6-11)·= 0,198;

линии
электропередач

Xw = Xуд·l·15= X16=0,4·161·

сопротивление
секционного реактора

х17=0,18·

х5=хпртсн=

Т.к. система задана бесконечностью, то внутреннее сопротивление
генераторов системы примем равным нулю.

Для расчёта тока к.з. в точке К1 на С.Ш 220 кВ, нагрузку, расположенную
вблизи генераторов Г3 и Г4, учитываем уменьшением ЭДС генераторов до Е=1.
влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд и удалённых от мест к.з.
нагрузок пренебрегаем.

Ес=Ег3=Ег4=1

=1+0.9*0,153*0,6=1,1

Х1=Х2=Хг1,2=0,153

Х3=Х4=Хг3,4=0,194

Х5=Хпртсн=0,38

Х6=Хтсн1,2,3,4=0,625

Х7=Х8=Хт1,2=0,088

Х9=Х10=Хвн
т3,4=0,176

Х11=Х12=Хнн
т3,4=0,198

Х13=Х14=Хсн
т3,4=0

Х15=Х16=Хлэп1,2=0,121

Х17=Хр.секц=0,163

Хс=0.

Производим
эквивалентирование схемы и приводим ее к более простейшему виду.

Х18=Хс+Х15//Х16=0+0,121/2=0,06

Х19=Х1+Х7//Х2+Х8=0,153+0,088/2=0,197

Ег1,2=Ег1//Ег2=1,1

Х20=Х3+Х11+Х9//Х4+Х12+Х10=0,194+0,198+0,176/2=0,28

Ег3,4=Ег3//Ег4=1

Схема примет вид

Рисунок
4.2

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из
выражения

 

где
 базовый ток и результирующее сопротивление ветви
схемы соответственно.

 

значения
токов по ветвям:

ветвь
генераторов Г3 и Г4:

ветвь
генератора Г1и Г2:

ветвь
системы:

Суммарный
ток к.з. в точке К1:

Ударный
ток:

где
Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

ток
КЗ в производный момент времени переходного процесса(для выбора выключателей на
стороне 220кВ) находится по типовым кривым для момента расхождения контактов
выключателя τ.

τ = τр.з. + τс.в.

где
τр.з. —
время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

τс.в. —
собственное время отключения выключателя, для выключателей 0,04.

В
данном случае для установки в РУ ВН 220 кВ будем использовать выключатели ВЭК
-220-40/2000У1

τ = 0,01 + 0,04 = 0,05 с.

Приведенный
номинальный ток генераторов

Находим
отношение Iпог3,4/Iнг3,4≈ 2,28; Iпог1,2/Iнг1,2≈
2,25; Iпогс/Iнгс=1.

Для
генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым (рис. 3-27/2/) для
определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
0,95; Кг-1-2=0,93.

Тогда:

Inτг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,95·0,89 = 0,84 кА

Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,93·1,4 = 1,3 кА

Для системы

суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1 для момента времени =0,05 с будет равна

IΣ =0,84+1,3+4,18=6,32 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где
Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

рассмотрим трехфазное КЗ в точке К-2, которое является расчетным для всех
цепей 35 кВ. В данном случае следует принять Uб=37кВ и, следовательно, Iб=Sб/(√3∙Uб)=100/(√3∙37)=1,56 кА.

Для расчета КЗ в точке К-2 будем иметь следующую схему замещения
используя преобразования с первоначальной схемой приведенные выше и
изображенную на рис 4. 3

Х21=Х3+Х11//Х4+Х12=0,194+0,198/2=0,196

Х22=Х9//Х10=0,176/2=0,088

рисунок
4.3

С помощью метода коэффициентов потокораспределения преобразуем данную
схему, изображенную на рис. 4. 3, к лучевому виду, показанному на рис. 4. 4,
который заключается в следующем:

) определяем сопротивление эквивалентное сопротивлениям х19, х20,согласно
выражению:

Хэкв
=1/ (1/Х18)+(1/Х19) =1/((1/0,06)+(1/0,197))= 0,046

)
определяем коэффициенты распределения по ветвям :

С1
=Хэкв/Х18=0,046/0,06=0,76; С2=Хэкв/Х19=0,046/0,197=0,24

3)      далее определяем результирующее сопротивление

Хрез= Хэкв+Х22=0,046+0,088=0,134

4)      теперь определяем реальные сопротивления ветвей

5)     

Х23=Хрез/С1=0,134/0,76=0,17; Х24=Хрез/С2=0,134/0,24=0,55

рисунок4.4

На
основании полученной схемы замещения, изображенной на рис. 4.4, получим
следующие значения периодической составляющей токов короткого замыкания в
начальный момент времени, направляемых к точке КЗ К-2 всеми источниками, причем
расчет будем вести в именованных единицах:

начальное значение периодической составляющей тока к.з. определяется из
выражения:

значения
токов по ветвям

ветвь
генераторов Г3 и Г4:

ветвь
генератора Г1и Г2:

ветвь
системы:

Суммарный
ток к.з. в точке К-2:

Ударный
ток:

где
Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Аналогично, предыдущему случаю определяем: для системы- Та =
0,035, kу=1,717 , для генераторов ТЭЦ- Та = 0,26, kу=1,965 , ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

где
для маломасляного выключателя по [1]  .

Приведенный номинальный ток генераторов

Находим
отношение Iпог3-4/Iнг3-4≈ 3,22; Iпог1-2/Iнг1-2≈
0,8; Iпогс/Iнгс=1.

Для
генераторов Г-1,Г-2,Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения
периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
0,87; Кг-1-2=0,97.

Тогда:

Inτг3-4 = К·Iпог3-4 = 0,87·7,9 = 6,8 кА

Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 0,97·0,72 = 3,02 кА

Для системы

суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 для момента времени =0,12 с будет равна:

IΣ =6,8+3,02+9,1=18,9 кА

Величина аппериодического тока в момент размыкания контактов:

где
Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

рассмотрим КЗ в точке К-3, по которому рассчитываются сборные шины ГРУ-10
кВ, а также выбираются выключатели .

С учетом преобразований проведенных выше схема будет иметь следующий вид
(рис. 4.5)

Х25=Х26=Х9+Х11=Х10+Х12=0,198+0,176=0,374

Рисунок
4.5

Преобразуем
треугольник Х25-Х26-Х17 в звезду Х27-Х28-Х29

Х27=Х25*Х26/(Х25+Х17+Х26)=0,374*0,374/(0,374+0,163+0,374)=0,153

Х28=Х26*Х17/(
Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Х29=Х25*Х17/(
Х25+Х17+Х26)=0,374*0,163/(0,374+0,163+0,374)=0,06

Схема
примет вид

Рисунок
4.6

Х30=Х4+Х28=0,194+0,06=0,254

Эквивалентируем
схему

Хэкв=1/
(1/Х19)+(1/Х18)=1/(1/0,197)+(1/0,06)=0,04

С1=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,7;
С2=Хэкв/Х19=0,04/0,197=0,3

Хрез=Хэкв+Х27=0,04+0,153=0,193

Х32=Хрез/С1=0,193/0,7=0,27

Х31=Хрез/С2=0,193/0,3=0,64

Схема
принимает вид

Рисунок
4.7

Эквалентируем
схему к четырех лучевому виду

Хэкв=1/(1/Х30)+(1/Х31)+(1/Х32)=1/(1/0,254)+(1/0,64)+(1/0,27)=0,108

С1=Хэкв/Х30=0,108/0,254=0,42;

С2=Хэкв/Х31=0,108/0,64=0,17
;

С3=Хэкв/Х32=0,108/0,27=0,41

Хрез=Хэкв+Х29=0,108+0,06=0,168

Х33=Хрез/С1=0,168/0,42=0,4

Х34=Хрез/С2=0,168/0,17=0,99

Х35=Хрез/С3=0,168/0,41=0,41

рисунок
4.8

Базисный ток

Iб=

Значения токов по ветвям:

ветвь генераторов Г1 и Г2:

ветвь
генератора Г3:

ветвь
генератора Г4:

ветвь
системы:

Суммарный
ток к.з. в точке К-3:

Ударный
ток

 

где
Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы — Та = 0,06 kу=1,85 , для генераторов Г1иГ2- Та = 0,06, kу=1,85 для генератора Г3 и Г4 Та = 0,23, kу=1,95, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время:

τсв
=0,01+0,12=0,13 сек

где
для масляного выключателя МГГ-10 по [1] τсв=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

 

Находим
отношение Iпог1-2/Iнг1-2≈ 0,44; Iпог3/Iнг3≈
8,1; Iпог4/Iнг4≈ 3,9; Iпогс/Iнгс=1.

Для
генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым для определения
периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-1-2=
1; Кг-3=0,65, Кг-4=0,8

Тогда:

Inτг1-2 = К·Iпог1-2 = 1·6,1 = 6,1 кА

Inτг3 = К·Iпог3 = 0,65·28,3 = 18,4 кА

Inτг4 = К·Iпог4 = 0,8·13,75 = 11 кА

Для системы

суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3 для момента времени =0,13 с будет равна:

IΣ =6,1+18,4+11=35,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

где
Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2]).

,

,

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К4 на выводах генератора Г-1,
исходная схема замещения приведена на рисунке 4.9

Х36=Х2+Х8=0,153+0,08=0,241

рисунок
4.9

Преобразуем
схему к четырех лучевому виду изображенную на рисунке 4.10

Хэкв=1/(1/Х20)+(1/Х18)+(1/Х36)=1/(1/0,28)+(1/0,06)+(1/0,241)=0,04

С1=Хэкв/Х20=0,04/0,28=0,14

С2=Хэкв/Х18=0,04/0,06=0,66

С3=Хэкв/Х36=0,04/0,241=0,2

Хрез=Хэкв+Х7=0,04+0,088=0,128

Х37=Хрез/С1=0,128/0,14=0,91

Х38=Хрез/С2=0,128/0,66=0,19

Х39=Хрез/С3=0,128/0,2=0,64

рисунок
4.10

Базисный ток

Iб=

Значения токов по ветвям:

ветвь генераторов Г3 и Г3:

ветвь
генератора Г1:

ветвь
генератора Г2:

ветвь
системы:

Суммарный
ток к.з. в точке К-4:

Ударный
ток:

где
Ку — ударный коэффициент(берём из табл.3-8 [2]),

Определяем: для системы— Та = 0,15 kу=1,95 , для генераторов Г2,Г3,Г4- Та = 0,15; kу=1,93 для генератора Г1 Та = 0,4, kу=1,97, ударный ток КЗ будет составлять:

Расчетное время

τсв
=0,01+0,12=0,13 сек.

где
для масляного выключателя МГГ-10 по [1] τсв=0,12 с

Приведенный номинальный ток генераторов

 

Находим
отношение Iпог3-4/Iнг3-4≈ 0,86; Iпог1/Iнг1≈
5,8; Iпог2/Iнг2≈ 1,38; Iпогс/Iнгс=1.

Для
генераторов Г-1 и Г-2, Г-3,Г-4 и для системы по типовым кривым(/2/рисунок 3.27)
для определения периодической составляющей тока к.з. в момент времени примем Кг-3-4=
1; Кг-1=0,73, Кг-2=0,94

Тогда:

Inτг3-4 = К·Iпог1-2 = 1·6 = 6 кА

Inτг1 = К·Iпог1 = 0,73·39,54 = 28,8 кА

Inτг2 = К·Iпог2 = 0,94·9,4 = 8,83 кА

Для системы

суммарная
периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 для момента времени =0,13 с будет равна:

IΣ =6+28,8+8,83+28,9=72,5 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов

где
Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ(табл.3.8 [2])

,

,

Расчет токов короткого замыкания в точке К5 за трансформатором
собственных нужд исходная схема замещения приведена на рис. 4.11.

рисунок
4.11

Расчет производим с учетом подпитки от двигателей собственных нужд.
Учитывая удаленность точки К.З. , объединим все питающие источники в одну
эквивалентную ветвь. Схема на рисунке 4.12.

Х40=Хэкв+Х6=

рисунок
4.12

Периодический
ток от эквивалентного источника будет равен:

Iпос = кА

Где
Iб=

От
двигателей собственных нужд

Iподв=

Суммарное
значение тока

Iпо=12,83+10,16=22,99кА

Ударный ток к.з. в точке К5.

iу=iус+IУДВ=Iпос·Ку+Iподв·Кудв=12,83·1,82+10,16·1,65=56,73кА

периодическая
составляющая тока к.з. для расчетного времени τ

Iпτ===15,26 кА

Апериодическая
составляющая тока к.з.

iaτ= iaτc+
iaτдв= Iпос+ Iподв=4,34+3,43=7,7кА

Расчет
токов короткого замыкания за линейным реактором в точке К6.

Расчет
т.к.з. в этой точке необходим для выбора линейного группового реактора,
обеспечивающего ограничение тока к.з. Исходная схема замещения приведена на
рисунке 4.13.

рисунок 4.13

Определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания при
отсутствии реактора

релейный
токоведущий оборудование теплоэлектроцентраль

Хрез=

Определим требуемое результирующее сопротивление цепи для обеспечения
требуемой отключающей способности выключателя ВМП-10:

Сопротивление реактора:

выбираем
окончательно реактор РБГ-10-1600-0,25 по (/1/, табл П3.1. с.622) с параметрами Uном=10кВ,
Iном=1600А, Хр=0,25Ом, imax=49кА,
Iт =19,3кА tТ=8с.

Фактическое

IпτК6= IпоК6=17,44кА

iуК6=·Iпок6·Ку = ·17,44·1,935=47,582
кА;

Апериодический ток

iaτК6= Iпок6=1,41·17,44=15,92кА

Результаты
расчета токов к.з. сводим в таблицу 4.1

Таблица
4.1

Точка к.з.

Источник

Точки к.з.

Ку

 τ,с

Iпо, кА

Iпτ, кА

iаτ, кА

iу, кА

  К1 шины 220кВ

Система Генераторы  Г1,Г2
Генераторы  Г3,Г4

4,18  1,4  0,89

4,18  1,3  0,84

1,11  1,63  1,03

10,15  3,88  2,46

1,717  1,965  1,965

  0,05

Сумм.ток

6,47

6,32

3,76

16,5

 К3  шины ГРУ-10кВ

Система генератор Г3
Генератор Г4 Генераторы  Г1,Г2

13,4 28,3 13,75  6,1

13,4 18,4 11  6,1

 2,17 22,7 11,04  0,99

1,85 1,95 1,95  1,85

  0,13

Сумм. ток

61,55

35,5

36,9

167

 К2 шины  35кВ

Система Генераторы  Г1,Г2
Генераторы  Г3,Г4

9,1  3,12  7,9

9,1  3,02  6,8

0,23  2,78  7,04

22  8,6  21,8

1,717  1,965  1,965

  0,12

Сумм.ток

20,12

18,9

10,05

52,4

К4 выводы генератора Г1
10,5кВ

Система Генераторы  Г3,Г4
генератор Г1 Генератор Г2

28,9  6,0 39,54 9,4

28,9  6,0 28,8 8,83

17,5  3,5 40,4 5,58

79,6  16,3 98 25,6

1,95  1,93 1,97 1,93

  0,13

Сумм.ток

83,8

72,5

66,8

215,5

К5 за трансформатором
собственных нужд

Система двиг.собств. нужд

12,83   10,16

12,83   2,43

4,34   3,43

33,02   23,71

1,82   1,65

  0,1

Сумм.ток

22,99

15,26

7,7

56,73

К6 за линейным ректором

Система+ТЭЦ

17,44

17,44

15,92

47,582

1,935

0,1

5. Выбор аппаратов (высоковольтные выключатели, разъединители, разрядники
и др.).

электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального
режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При
этом расчетные величины должны быть меньше либо равны номинальным каталожным
данным.

Выбор выключателей и разъединителей в цепи генераторов мощностью 63 МВт
расчетный ток продолжительного режима

Iраб.max =
 мощностью 100 МВт

Iраб.max =

выбираем по /1/ таблица 5.1 выключатель маломасляный МГГ-10-5000-63 У3 и
разъединитель РВРЗ-1-20/6300 УЗ для генераторов 63 МВт; и выключатель
маломасляный МГУ-20-90/9500-У3 и разъединитель РВРЗ-1-20/8000 УЗ для
генераторов 100 МВт.

Расчетные и каталожные данные аппаратов сводим в таблицу 5.1 и 5.2

Таблица 5.1

Расчетные данные

Условия выбора

Каталожные данные

Выключатель МГГ-10-5000

Разъединитель
РВРЗ-1-20/6300 УЗ

Uуст=10
кВ

Uуст £ Uном

Uном = 10
кВ

Uном= 20
кВ

Iмах
= 4558
A

IмахIномIном
= 5000 АIном= 6300 А

Iпt = 18,4 кА

Iпt £ Iотк.ном

Iотк.ном =
63 кА

——-

i аt = 22,7 кА

i аt £ i а.ном

i аt.ном =34
кА

——-

 Iпt + iаt=48,7кА Iпt + iаt

Iотк(1+βн)Iотк(1+βн)=106кА——-

Iпо =
28,3 кА

Iпо £ Iдин

Iдин = 64
кА

——-

i у = 78 кА

i у £ i дин

i дин = 170 кА

i дин=220 кА

Вк = 312,34 кА2
× с

Iт2 × tт =
16384 кА2 × сIт2 × tт = 25600 кА2 × с

Таблица 5.2

Расчетные данные

Условия выбора

Каталожные данные

Выключатель МГУ-20-90/9500-У3

Разъединитель
РВРЗ-1-20/8000 УЗ

Uуст=10
кВ

Uуст £ Uном

Uном = 20
кВ

Uном= 20
кВ

Iмах
= 7234
A

IмахIномIном
= 9500 АIном= 8000 А

Iпt = 28,8 кА

Iпt £ Iотк.ном

Iотк.ном =
63 кА

——-

i аt = 40,4 кА

i аt £ i а.ном

i аt.ном =34
кА

——-

 Iпt + iаt=48,7кА Iпt + iаt

Iотк(1+βн)Iотк(1+βн)=106кА——-

Iпо =
39,54 кА

Iпо £ Iдин

Iдин = 64
кА

——-

i у = 98 кА

i у £ i дин

i дин = 170 кА

i дин=300 кА

Вк = 562,8 кА2
× с

Iт2 × tт =
19500 кА2 × сIт2 × tт = 32000 кА2 × с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ-35кВ

максимальный ток продолжительного режима.

Imax=

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель С-35М-630-10У1 и
разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1 (/1/, табл. 5.5).

Таблица 5.3

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель С-35М-630-10У1

Разъединитель
РНДЗ.1-35/1000 У1

Uуст=35
кВ

Uном = 35
кВ

Uном= 35
кВ

 Iмах = 476 А

Iном =
630 А

Iном=
1000 А

Iпt = 18,92 кА

Iотк.ном =
25 кА

——-

 Iпt + +iаt=36,8 кАIотк(1+βн)=47,59кА——

i аt = 10,05 кА

i аt.ном =
15кА

——-

Iпо =
20,12 кА

Iдин = 25
кА

——-

i у = 52,4 кА

i дин = 64 кА

i дин=63 кА

Вк = 145,7 кА2
× с

Iт2 × tт = 2500 кА2 × с

Iт2 × tт = 3969 кА2 × с

Выбор выключателей и разъединителей в РУ — 220 кВ.

максимальный ток продолжительного режима

Принимаем по /1/ масляный баковый выключатель У-220Б-1000-25У1 и
разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1.

Таблица 5.4

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель
У-220Б-1000-25У1

Разъединитель РНДЗ.1-220/1000-У1

Uуст=220
кВ

Uном =
220 кВ

Uном= 220
кВ

Iмах =
328 А

Iном =
1000 А

Iном=
1000 А

Iпt = 4,18 кА

Iотк.ном =
25 кА

——-

i аt = 1,63 кА

i а.ном = 25 кА

——-

Iпо =
4,18 кА

Iдин = 25
кА

——-

i у = 10,15 кА

i дин = 64 кА

i дин=100 кА

Вк = 12,32кА2
× с

Iт2 × tт = 4800 кА2 × с

Iт2 × tт = 4800 кА2 × с

Выбор выключателей в цепи трансформатора собственных нужд.

максимальный ток продолжительного режима для ТСН

Таблица 5.5

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВМПЭ-10-1600-31,5 УЗ

Uном=6,3
кВ

Uном = 10
кВ

 Iмах = 1466 А

Iном =
1600 А

Iпt = 15,26 кА

Iотк.ном =
31,5 кА

i аt = 7,7 кА

Iоткβн=8,88кА

Iпо =
12,83 кА

Iдин =
31,5 кА

i у = 56,73 кА

i дин = 80 кА

Вк = 82,3 кА2
× с

Iт2 × tт = 3969 кА2 × с

таким образом все выбранные аппараты удовлетворяют всем условиям выбора.

6. Выбор токоведущих частей (токопроводы генераторов и трансформаторов,
шины РУ всех напряжений)

Выбор сборных шин и ошиновки на ГРУ 10,5 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической
плотности тока не выбираются, поэтому выбор производим по допустимому току.
наибольший ток в цепи генератора и сборных шин.

Imax=

Принимаем
шины коробчатого сечения алюминиевые 2(125х55х6,5)мм2 (табл. 7.6
/1/)

Iдоп=4640 А

С
учетом поправочного коэффициента на температуру 0,94 /1/

Iдоп=0,94·4640=4361А

что
меньше наибольшего тока, поэтому выбираем шины 2(150х65х7)мм2
сечением 2х1785 мм2 с Iдоп = 0,94·5650=5311А>Imax=4563А

Проверка
сборных шин на термическую стойкость.

Iпо=61,55 кА,
тогда тепловой импульс тока к.з.

Вк
= I2по×(tотк + Та)
= 61,552 × (4 + 0,195) = 15912 кА2×с;

минимальное
сечение по условию термической стойкости

min=

что
меньше выбранного сечения, следовательно шины термически стойки, где С=91
по(/2/, табл. 3.14.)

Проверка
сборных шин на механическую прочность.

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому
расчет производится без учета колебательного процесса в механической
конструкции.

Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом,
тогда момент сопротивления Wуоуо=167см3

При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную
формулу принимаем

δсрmax=2,2··10-8=2,2

где
l принято 2м.

поэтому
шины механически прочны

Выбор
ошиновки в цепи генератора ошиновка принимается одинакового сечения со сборными
шинами.

Расчетный
ток в цепи генератора Iпо=28,3кА меньше, чем ток к.з. на сборных шинах,
поэтому ошиновка в цепи генератора термически стойкая.

Проверяем
ошиновку на механическую прочность. Ошиновка от сборных до выключателя в ГРУ
расположена на рисунке 6.1

Принимаем
l=2м, а=6м, швеллеры шин соединены жестко в местах
крепления шин на изоляторах (ln=l). По табл. 10.1. расчетный ток iу=79,953
кА, тогда

δсро=··10-8=·

                        а                            а

рисунок 6.1

=

где
h=0,134 м

Wn=Wу-у=14,7см3

поэтому
шины механически прочны.

Выбор
комплексного токопровода в цепи генераторов ТВФ-63 от выводов генератора до
фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполняются комплектным
пофазно экранированным токопроводом .выбираем ГРТЕ-10/8550-250 на номинальное
напряжение 10 кВ, номинальный ток 8550А, электродинамическую стойкость главной
цепи 250 кА

Условия проверки выполняются :

Imax=4563Aiу=167кАUуст=Uном=10кВ

Выбор сборных шин ОРУ-35кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются,
принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах,
равной току наиболее мощного присоединения.

Imax=

По
(1, табл. П.3.3) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6
мм,

Iдоп=605А Iдоп
> Imax=605>476А

Проверка
шин на корону.

начальная
критическая напряженность.

Ео=30,3×m×(1+(0,299/Öro))=30,3×0,82×(1+(0,299/Ö1,66))=30,612 кВ/см

где m=0,82 — коэффициент, учитывающий
шероховатость поверхности провода

Напряжённость вокруг провода:

Е=(0,354×U)/(ro×lg(1,26×Dср/ro))=(0,354×38,5)/(1,66×lg((1,26×150)/1,66))=3,986 кВ/см

Где Dср=1,26·D, D — расстояние
между проводами, для РУ-35кВ D=150
см

Условие проверки

,07 Е £ 0,9 Ео

1,07·3,986 = 4,265кВ< 0,9·30,612=27,55 кВ

следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Проверка шин на термическое действие тока к.з. не производится, т.к. шины
выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Выбор токопровода от сборных шин 35 кВ до трансформатора связи.

Токопровод выполняем гибким проводом сечение провода выбираем по
экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2.

qэ=Iнорм/jэ=476/1 = 476 мм2.

Где
: Imax=

По (/1/, таблице 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32 , d=21,6 мм,

Iдоп=605А
Iдоп > Imax=476А следовательно данный провод проходит по

допустимому току.

На термическое действие токопровод не проверяется по указанным выше
причинам.

Как показано выше, выбранный провод проходит и по условию короны.

Выбор сборных гибких шин ОРУ-220 кВ и ошиновки отходящей ЛЭП-220 кВ

Выбор сборных шин ОРУ-220 кВ

так как сборные шины по экономической плотности не выбираются, принимаем
сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току
наиболее мощного присоединения.

Imax=

По
(/1/, табл. 7.35) выбираем гибкий алюминиевый провод АС-240/32, d=21,6
мм,

Iдоп=605А
Iдоп =605А> Imax=328А

выбранный провод на термическое действие не проверяем, так как шины
выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверка на схлестывание не проводится, так как Iпо<20 кА

Проверка на корону

начальная критическая напряженность

Е=(0,354×U)/(ro×lg(1,26×Dср/ro))=(0,354×242)/(1,08×lg((1,26×400)/1,08))=26, 6 кВ/см

Условие проверки

,07 Е £ 0,9 Ео

1,07·26,6 = 28,46кВ/см< 0,9·31,435=28 кВ/см

следовательно провод АС-240/32 проходит по условиям короны.

Выбор ошиновки от сборных шин 220 кВ до трансформатора связи.

Сечение провода выбираем по экономической плотности тока : jэ=1 А/мм2

qэ=Iнорм/jэ=328/1 = 328 мм2.

Где
Iнорм

По (/1/, табл. 7.35) выбираем провод АС-300/39, наружный диаметр d=24 мм, q=300мм2

Iдоп=710А
> Imax=328А следовательно данный провод
проходит по допустимому току.

Проверку на термическое действие и схлестывание не проводим по указанным
выше причинам.

Провод АС-300/39, как показано выше не коронируем, поэтому проверку на
коронирование не производим.

Выбор числа и марки проводов в гибком токопроводе для присоединения
генератора ТВФ-63 с распределительным устройством 10 кВ.

Тmax=6000ч.

допустимая
стрела провода по габаритно-монтажным условиям h=2,5 м.

выбираем
сечение по экономической плотности тока jэ=1 А/мм2 .

qэ=Iнорм/jэ=4558/1 = 4558 мм2.

Принимаем два несущих провода АС-500/64, тогда сечение алюминиевых
проводов должно быть qа=qэ-qАС=4558-2·500=3558 мм2.

Число проводов А-500

n=

принимаем
токопровод 2хАС-500/64+6 х А-500 диаметром d = 160мм.

Проверяем
по допустимому току.

Iдоп =
2·945+6·980=7770А> Imax=4558А

Пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения,
поэтому проверка на термическую стойкость не производится.

Проверяем токопровод по условиям схлестывания. Сила взаимодействия между
фазами

f=

сила
тяжести 1м. токопровода ( с учетом массы колец 1,68 кг, массы 1м провода АС-500
1,85 кг, провода АС-500 1,38кг) определяется

q=9,8·(2·1,85+6·1,38+1,6)=133Н/м

принимаем
время действия релейной защиты (дифференциальной) tз=0,1 с
находим: tэк=0,1+0,05=0,15с;

Для
значения

 b/h=0,12,
откуда b=0,12·2,5=0,3м

Допустимое
отклонение фазы

bдоп=

Схлестывание
не произойдет, так как bодной фазы. Усилие на каждый
провод.

fу=

Удельная
нагрузка на каждый провод от взаимодействия при коротком замыкании

Yк=

Удельная
нагрузка на провод А-500 от собственного веса

Y1=

Принимая
максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме, Iф,max=100·103
, определяем

Gmax=

Определяем
допустимое расстояние между распорками внутри фазы

lр=К·Gmax·103·

Таким
образом, в токопроводе необходима установка внутрифазных распорах на расстоянии
не более 12,93 м. друг от друга.

Для блочных генераторов Г1 и Г2 выбираем токопровод на участке блока
генератор-трансформатор с ответвлением для присоединения ТСН,
пофазно-экранированный токопровод генераторного напряжения

ГРТЕ-20-10000-300 [3, табл.9.13] с Uном=20кВ, Iном=10000А,
iдин=300 кА по следующим условиям:

Uн³Up.max 20³10,5кВ

Iн³Ip.max 10000³6873А

iдин³iу 300³98 кА

следовательно, токопровод выбран правильно

Выбор сборных шин СН

Аналогичен выбору сборных шин ГРУ. Для шин СН примем двухполосные шины
2(60х8). расположение пакета шин плашмя. Пролёт 1,4м, расстояние между фазами
0,8м, число прокладок в пролёте-3.

. Выбор типов релейной защиты (генераторов, трансформаторов, шин,
отходящих ЛЭП и т. д.).

Защиты блока генератор — трансформатор

1)   продольная дифференциальная защита
трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на
землю на основе применения реле РНТ — 565;

2)   продольная дифференциальная защита
генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с
использованием реле РНТ — 565;

3)   защита напряжения нулевой
последовательности — от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

4)   газовая защита трансформатора — от
замыкания внутри бака трансформатора;

5)   токовая защита обратной
последовательности, состоящая из двух фильтр — реле тока обратной
последовательности РТФ — 2 и РТФ — 3. При этом чувствительный орган реле РТФ —
2 и РТФ — 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной
последовательности. Грубый орган реле РТФ — 2 является резервной защитой от
внешних несимметричных КЗ;

6)   токовая защита с пуском по
минимальному напряжению — резервная от симметричных КЗ;

7)   защита нулевой последовательности от
внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

8)   максимальная токовая защита от
симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

10)односистемная
поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени — для
защиты генератора.

Защита
трансформаторов связи

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты
от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1)  междуфазных замыканиях в обмотках и на выводах;

2)      однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах,
присоединенных к сети с изолированной нейтралью 10/35 кВ;

)        междувитковых замыканиях в обмотках;

)        токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

)        токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

)        понижения уровня масла.

)        Повышения температуры масла в баке трансформатора .

Защиты трансформаторов собственных нужд.

1)   от повреждений внутри бака и на
выводах — продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ — 562;

2)   от повреждений внутри бака
трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла —
газовая защита;

3)   от внешних КЗ, а так же для
резервирования защит по пунктам 1)  2) — МТЗ с комбинированным пуском по
напряжению;

4)   от перегрузки — МТЗ, использующая ток
одной фазы с действием на сигнал.

ОРУ 220 кВ (сборные шины).

1)  дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

2)      для РУ 110 кВ дифференциальная защита должны быть предусмотрена в
исполнении для фиксированного распределения элементов;

)        двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень
которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной
защиты, а вторая — в виде максимальной токовой защиты.

)        защита должны действовать на отключением питающих элементов и
трансформатора собственных нужд;

)        на обходном выключателе 110 кВ должны быть защиты:

а) трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных
КЗ;

б) четырехступенчатафя токовая направленная защита нулевой
последова-тельности от замыканий на землю;

6)  на шиносоединительном выключателе должны быть:

а) двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

б) трехступенчаая токовая защита нулевой последовательности от замыканий
на землю

Защита ЛЭП 220 кВ .

1)   дистанционная защита

2)   токовая защита нулевой
последовательности

3)   токовая отсечка

4)   направленная защита .

Защита кабельных линий в ГРУ 10 кВ .

линии 10кВ должны предусматривать устройства релейной защиты от
междуфазных замыканий и от однофазных с действием на сигнал или отключение,
наиболее распространенной является максимальная токовая защита (МТЗ) кроме того
устанавливаются защиты:

Токовая отсечка (ТО).

Дуговая защита.

УРОВ.

ЛЗШ.

ЗНЗ.

. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи генераторов,
работающих на ГРУ-10 кВ.

Участок от выводов генератора до турбинного зала выполнен комплектным
токопроводом ГРТЕ-10-8550-250, поэтому выбираем трансформаторы тока встроенные
в токопровод ТШВ-15Б-6000/5/5

Z2НОМ
> 1,2 Ом Кт=20 t=3с.

Расчетные и каталожные данные заносим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 10
кВ

Uном = 10
кВ

Iмах =
4558 А

I1ном =
6000А

Вк = 312,34 кА2×с

Iт2 × tт = 43200 кА2 × с

выбираем трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке.

Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Наименование прибора

Тип

Загрузка фаз,В×А

А

В

С

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Сч. акт. энергии

СА3-И-680

2,5

——

2,5

Амперметр регистрирующий

Н-344

10

Ваттметр регистрирующий

Н-348

10

10

Ваттметр(щит турбины)

Д-335

0,5

——

0,5

Итого:

6,5

0,5

6,5

Из таблицы 7.2. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С.
Общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб/I22ном=14/52=0,56 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1,2 — 0,56 — 0,1 =0,54 Ом

для генератора ТВФ-63 принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами,
ориентированная длинна 40 м. трансформаторы тока соединены в полную звезду,
поэтому lрасч=l, тогда сечение

= 2,1 мм2

Принимаем
контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности. В цепи комплектного токопровода установлен
трансформатор напряжения типа ЗНСМ-10-63У2

Проверим
его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора
напряжения сводим в таблицу 8.3

Таблица
8.3

прибор

Тип

Sодной обм.МВ×А

Число обм.

cosj

sinj

Число приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

—-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

—-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

—-

Датчик активной мощности

Е-829

10

1

1

0

1

10

—-

Датчик реактивной мощности

Е-830

10

1

1

0

1

10

—-

Сч.акт.энергии

СА3-И-681

2Вт

2

0,38

0,925

1

4

9,7

Ваттметр регистрирующий

И-348

10

2

1

0

1

20

—-

Вольтметр регистрирующий

И-344

10

1

1

0

1

10

—-

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

—-

ИТОГО:

71

9,7

Вторичная нагрузка

S2S = 71,66 В×А

Выбранный трансформатор ЗНОМ-10-63У2 имеет номинальную мощность 75 ВА в
классе точности 0,5 необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, S2S=71,66 В×Аработать в выбранном
классе точности.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем
контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм2 по условию мех.
прочности.

Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ

По (/1/, таблица 5.13) выбираем трансформатор напряжения типа НТМН-10 с
параметрами Uном=10 кВ, S2НОМ120 ВА (класс 0,5) проверяем выбранный трансформатор по
вторичной нагрузке.

Подсчет нагрузки сводим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4

Прибор

Тип

Sодной обм.МВ×А

Число обм.

cosj

sinj

Число приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

4

8

—-

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

4

12

—-

Синхроноскоп

Э-327

10

2

1

0

4

20

—-

Вольтметр регистрирующий

Н-344

10

1

1

0

2

20

—-

ИТОГО:

60

Вторичная нагрузка

S2S = 60 В×А

Выбранный трансформатор НТМН-10 в классе точности 0,5 имеет номинальную
мощность 120 ВА, что больше вторичной нагрузки Sном >S2S , следовательно трансформатор будет
работать в выбранном классе точности. Для соединения трансформатора напряжения
с приборами применяем контрольный кабель АКРВГ с сечением шин 4 мм2
, по условию мех. прочности.

Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне 10 кВ, трансформатора
связи.

По (/1/, таблица 5.9) принимаем трансформатор тока типа ТШВ-15Б-6000/5 с
параметрами: Iном=6000А R2=1,2 Ом, Кт=20, tт=3с.

Imax=

Расчетные
и каталожные данные сводим в таблицу 8.5.

Таблица
8.5

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 10
кВ

Uном = 10
кВ

Iмах =
5092 А

I1ном =
6000А

Вк = 355,24 кА2×с

Iт2 × tт = 43200 кА2 × с

выбранный трансформатор тока проверяем по вторичной нагрузке. К
трансформатору тока подключены следующие приборы: ваттметры, варметры с
двусторонней шкалой и амперметр.

Подсчет вторичной нагрузки трансформатора тока сводим в таблицу 8.6.

Таблица 8.6

Наименование прибора

Тип

загрузка фаз,В×А

А

В

С

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Амперметр

Э-335

0,5

Итого

1

0,5

1

Из таблицы 8.6. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и С.
Общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб/I22ном=1/52=0,04 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1,2 — 0,04- 0,05 =1,11 Ом

= 1,02 мм2

Принимаем
контрольный кабель АКРВГО с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.

Выбор измерительного трансформатора тока на стороне 220 кВ трансформатора
связи.

По (/1/, таблица 5.11) выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-220 встроенные
в силовой трансформатор. Трансформатор тока с параметрами

Iном=6000А
R2=2 Ом, Кт=20, tт=3с.

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.7

Таблица 8.7.

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст =
220 кВ

Uном =
220 кВ

Iмах =
328 А

I1ном =
600А

Вк = 12,32 кА2×с

Iт2 × tт = 432 кА2 × с

На трансформаторе связи электроизмерительные приборы не устанавливаются

Выбор трансформаторов тока включенных в цепь отходящих ЛЭП — 220 кВ

По (/1/, таблица 5.10) принимаем, трансформаторы тока типа ТВ-220-Т 600/5
встроенные в выключатель. Трансформаторы тока имеет следующие параметры

Iном=600А
R2=1 Ом, Кт=13, tт=3с

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.8.

Таблица 8.8

Расчетные данныеКаталожные
данные

Uуст =
220 кВ

Uном =
220 кВ

Iмах =
328 А

I1ном =
600А

Вк = 12,32 кА2×с

Iт2 × tт = 182,52 кА2 × с

Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке. К трансформатору
тока подключены следующие приборы: амперметры в каждой фазе (т.к. масляный
выключатель имеет пофазное управление), ваттметры и варметр с двусторонней
шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами.

Подсчет вторичной нагрузки сведем в таблицу8.8.

Таблица 8.8

Наименование прибора

Тип

загрузка фаз,В×А

А

В

С

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Амперметр

Э-335

0,5

0,5

Сч.акт.энергии

СА3-И-681

2,5

2,5

Сч.реакт.энергии

СА3-И-681

2,5

2,5

Итого

6,5

0,5

6,5

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб/I22ном=6,5/52=0,26 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1 — 0,26- 0,1 =0,64 Ом

= 2,73 мм2

Принимаем
контрольный кабель КРВГ с жилами медными сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.

Выбор
трансформаторов напряжения на сборных шинах 220 кВ

По
(/1/, таблица 5.9) выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220-58 с
параметрами Uн=Uуст=220 кВ Sном=400ВА в классе точности 0,5.

Проверяем выбранный трансформатор напряжения по вторичной нагрузке.

прибор

Тип

Sодной обм.МВ×А

Число обм.

cosj

sinj

Число приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

3

6

—-

Регистр. Частотомер

Н-397

7

1

1

0

1

7

Регистр. Частотомер

Н-344

10

1

1

0

1

10

Частотомер

Э-372

3

1

1

0

2

6

—-

Синхроноскоп

Э-327

10

2

1

0

1

20

—-

Асцилограф

1

Фиксатор

ФИА

3

1

1

0

3

9

Сч.акт.энергии

СА3-И-681

2Вт

2

0,38

0,925

6

24

58,42

Ваттметр

Д335

1,5

2

1

0

3

9

Варметр

Д335

1,5

2

1

0

3

9

ИТОГО:

100

58,42

Вторичная нагрузка

S2S = 115,8 В×А

Выбранный трансформатор напряжения типа НКФ-220 имеет номинальную
мощность 400 ВА таким образом, S2S=115,8 В×А, трансформатор будет работать в
выбранном классе точности.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем
контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4мм2 по условию мех.
прочности.

Выбор трансформаторов тока в РУ-35 кВ

Максимальный допустимый ток

Imax=

По (/1/, таблица 5.9) выбираем трансформатор ТФЗМ-35-600У1

Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 8.10

Таблица 8.10

Расчетные данные

Каталожные данные
ТФЗМ-35-1500У1

Uуст = 35
кВ

Uном = 35
кВ

Iмах =
476 А

I1ном =
600А

Iу=52,4 кА

Iдин=127 кА

Вк = 75,2 кА2×с

Iт2 × tт = 1430 кА2 × с R2НОМ=1,2
Ом

Для проверки по вторичной нагрузке , пользуясь схемой включения и
каталожными данными приборов определим нагрузку по фазам

Расчет нагрузки сводим в табл. 8.11.

Таблица 8.11

Наименование прибора

Тип

загрузка фаз,В×А

А

В

С

Ваттметр

Д-335

0,5

——

0,5

Варметр

Д-335

0,5

——

0,5

Амперметр

Э-335

0,5

Сч.акт.энергии

СА3-11670

2,5

2,5

Сч.реакт.энергии

СРУ-11689

2,5

2,5

Итого

6,0

0,5

6,0

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

rприб = Sприб/I22ном=6/52=0,24 Ом

допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном — rприб — rк = 1,2 — 0,24- 0,1 =0,86 Ом

= 3,29 мм2

Принимаем
контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию
механической прочности.

Выбор
измерительных трансформаторов напряжения в РУ-35 кВ. По (/1/, таблица 5.13)
выбираем трансформатор ЗНОЛ-35, Uном=35 кВ, S2НОМ=150ВА подсчет нагрузки сведем в таблицу 8.12

Таблица
8.12

Прибор

Тип

Sодной обм.МВ×А

Число обм.

cosj

sinj

Число приб.

Общ.потр.мощн.

Р,Вт

Q,Вар

Вольтметр

Э-335

2

1

1

1

2

—-

Сч.акт.энергии

И-674

3

2

0,38

2

12

29

Сч.реакт.энергии

И-673

3

2

0,38

2

12

29

ИТОГО:

26

58

Вторичная нагрузка

S2S = 64,6В×А

Выбранный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-35имеет номинальную мощность
150 ВА в классе точности 0,5

S2S =64,6ВА

Для остальных цепей выбор измерительных приборов и измерительных
трансформаторов будет осуществляться аналогично (все контрольно измерительные
приборы приведены на главной схеме электрических соединений, которая
прилагается к данному курсовому проекту).

. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств,
имеющихся в проекте

Согласно ПУЭ при напряжении 10 кВ на станции сооружаются закрытые
распределительные устройства (ЗРУ); при напряжении 35 кВ и выше сооружаются
открытые распределительные устройства (ОРУ) при условии что станция не
находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера.

В данном курсовом проекте РУ-220кВ выполнено открытым, так как станция не
находится в химически активной зоне или в районе крайнего севера, РУ-10кВ
выполняется закрытым.

Для
распределения энергии напряжением 220 кВ принимаю конструкцию открытого
распределительного устройства 220 кВ, по широко распространенной схеме с двумя
рабочими системами шин и одной обходной системой шин с применением типовой
компоновки распределительного устройства.

В принятой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около
второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ назаваются
однорядными. каждый полюс второй системы шин расположен под проводами
соответствующей фазы. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить
соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом
же уровне присоединить выключатель. Ошиновка ОРУ выполняется гибкими
сталеалюминевыми проводами. Линейные и шинные порталы и все опорное
оборудование — стандартное, железобетонное.

Наибольшее распространение получили генераторные распредустройства (ГРУ)
6-10 кВ с одной системой сборных шин, выполняемые в одноэтажном здании. В
центральной части здания располагаются сборные шины и шинные разъединители,
далее следуют ячейки генераторных, трансформаторных и секционных выключателей,
групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения.

У стены здания расположены ячейки КРУ. Имеются два подземных кабельных
тоннеля и два вентиляционных канала. Оборудование в ГРУ располагается рядами в
камерах- закрытых или ограждённых. Вдоль фронта камер предусматривают коридор
обслуживания. Реакторы устанавливают обычно в закрытых вентилируемых камерах,
остальное оборудование — в открытых камерах, защищённых со стороны коридора
сетчатым ограждением.

Литература

1)  Б. Н.
Неклепаев, И. П. Крючков «электрическая часть электростанций и подстанций.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования», 4-е
издание, М., Энергоатомиздат, 1989;

2)      Л. Д.
Рожков, В. С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций: Учебник
для техникумов», 3-е издание, М., Энергоатомиздат, 1987;

)        В.Н.
Мазуркевич, Л.Н.свита, И.И.Сергей, М.И. Стрелюк Методические указания по
курсовому проектированию по курсу «Электрическая часть электрических станций и
подстанций» Минск 2003 г.

Учебная работа. Проектирование теплоэлектроцентрали мощностью 320 МВт

Учебная работа. Проектирование тепловых электрических станций

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование тепловых электрических станций

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Сибирский Федеральный Университет»

Территориальный центр организационно технического обеспечения

Дистанционной технологий образования

Курсовая Работа

По дисциплине: «Техническая термодинамика»

На тему : Пректирование цикла ПТУ тепловых электрических станций

Выполнил: Ст-т 2 курса

Специальность ТГВ

учебный шифр:

№0903525

Ощепков В,В.

Проверила: Доцент

Белянина И.Н.

г. Шарыпово

г.


Содержание

Введение

1 Цели и задачи

Теоретические сведения

.1 Цикл Карно

.2 Цикл Карно на диаграмме Pv(давление — объём), Ts (температура
<#"536300.files/image001.jpg">

δQ2
количество теплоты, отдаваемой им холодильнику. Площадь ABCD численно равна
работе цикла Карно.

К. ц. осуществляется следующим
образом: рабочее тело (например, пар в цилиндре под поршнем) при температуре T1приводится
в соприкосновение с нагревателем, имеющим постоянную температуру T1,
и изотермически получает от него количество теплоты δQ1 при этом
пар расширяется и совершает работу. Этот процесс изображен отрезком изотермы
AB. затем рабочее тело, расширяясь адиабатически по адиабате BC, охлаждается до
температуры T2. При этой температуре, сжимаясь изотермически CD,
рабочее тело отдаёт количество теплоты δQ2 холодильнику с температурой T2.завершается
К. ц. адиабатным процессом DA , возвращающим рабочее тело в исходное
термодинамическое состояние. При постоянной разности температур (T1
— T2) между нагревателем и холодильником рабочее тело совершает за
один К. ц. работу


 

 К. ц. обратим, и его можно
осуществить в обратной последовательности (в направлении ADCBA. При этом
количество теплоты δQ2 отбирается у холодильника и вместе с затраченной
работой δА превращенной в теплоту
передаётся нагревателю. тепловой двигатель работает в этом режиме как идеальная
холодильная машина.

К. ц. имеет наивысший кпд

η
= δA/δQ1 = (T1
— T2)/T1

 

 среди всех возможных циклов,
осуществляемых в одном и том же температурном интервале (T1 — T2).
В этом смысле кпд К. ц. служит мерой эффективности др. рабочих циклов.

Обратимый цикл Карно, осуществляется
в интервале Т1 и Т2 изображается в координатах T и S (температура
<#"536300.files/image003.jpg">

Цикл Карно состоит из четырех стадий

.        Изотермическое расширение
(на рисунке — процесс 1→2). В начале процесса рабочее тело имеет
температуру T1, то есть температуру нагревателя. затем тело
приводится в контакт с нагревателем, который изотермически (при постоянной
температуре) передаёт ему количество теплоты
<#"536300.files/image004.gif">.

Аналогично, при изотермическом
сжатии рабочее тело отдало холодильнику

.

Отсюда коэффициент полезного
действия
<#"536300.files/image006.jpg">

.3 Цикл паротурбинной
установки.  Принципиальная схема ПТУ Карно

Паротурбинная установка является
основой современных тепловых и атомных электростанций. Рабочим телом в таких
установках является пар какой-либо жидкости (водяной пар). Основным циклом в
паротурбинной установке является цикл Ренкина.

принципиальная схема ПТУ Карно

Принципиальная схема ПТУ показана на
рисунке и процесс получения работы происходит следующим образом. В паровом
котле (1) и в перегревателе (2) теплота горения топлива передается воде.
Полученный пар поступает в турбину (3), где происходит преобразование теплоты в
механическую работу, а затем в электрическую энергию в электрогенераторе (4).
Отработанный пар поступает в конденсатор (5), где отдает теплоту охлаждающей
воде. Полученный конденсат насосом (6) отправляется в питательный бак (7), откуда
питательным насосом (8) сжимается до давления, равного в котле, и подается
через подогреватель (10) в паровой котел (1).

трансформация паротурбина
теплопередача


2.4 Паросиловой цикл Ренкина схемы
установки — изображение в Рv; Tv и is(hs) диаграммах

Цикл Ренкина — теоретический
термодинамический цикл паровой машины, состоящий из четырех основный операций:

— испарения жидкости при высоком
давлении;

— расширения пара;

— конденсации пара;

увеличения давления жидкости до
начального значения.

На рис. 1 представлена
технологическая схема паросиловой установки для производства электроэнергии.

Пар большого давления и температуры
подается в сопловые аппараты турбины, где происходит превращение потенциальной
энергии пара в кинетическую энергию потока пара (скорость потока —
сверхзвуковая). Кинетическая энергия сверхзвукового потока превращается на
лопатках турбины в кинетическую энергию вращения колеса турбины и в работу
производства электроэнергии.

На рис. 1 показана одна турбина, на
самом деле турбина имеет несколько ступеней расширения пара.

После турбины пар направляется в
конденсатор. Это обычный теплообменник, внутри труб проходит охлаждающая вода,
снаружи — водяной пар, который конденсируется, вода становится жидкой.

Схемы установки


Рис. 1. Принципиальная
технологическая схема паросиловой установки.

Эта вода поступает в питательный
насос, где происходит увеличение давления до номинальной (проектной) величины.

далее вода с высоким давлением
направляется в котельный агрегат (на рис. 1 он обведен штриховой линией). В
этом агрегате вода сначала нагревается до температуры кипения от дымовых газов
из топки котла, затем поступает в кипятильные трубы, где происходит фазовое
превращение вплоть до состояния сухого насыщенного пара.

наконец, сухой насыщенный пар идет в
пароперегреватель, обогреваемый топочными дымовыми газами из топки. состояние
пара на выходе из пароперегревателя характеризуется точкой 1. Так замыкается
цикл. Этот цикл паросиловой установки предложил немецкий инженер Ренкин, и
потому его и назвали циклом Ренкина.

рассмотрим цикл Ренкина  на трех
термодинамических диаграммах P v, T s, i — s(hs)

Рис. 2. Цикл Ренкина на
термодинамических диаграммах

Цикл Ренкина на термодинамических
диаграммах

Нумерация точек совпадает с
нумерацией на рис. 1. процесс 1 — 2 — расширение пара в соплах турбины; 2 — 3 —
процесс конденсации пара; 3 — 4 — процесс в питательном насосе;4 — 5 — процесс
нагрева воды и ее кипение; 5 — 1 — процесс перегрева пара. Заштрихованы те
области диаграмм, площадь которых численно равна работе и теплоте за цикл,
причем qц = wц.

Из технологической схемы на рис. 1 и
диаграммы Т — s на рис. 2 следует, что теплота подводится к рабочему телу в
процессах 4 — 5 — 1, у которых ds > 0. И эти процессы характеризуются
инвариантом p1 = const. поэтому подводимая в цикле Ренкина теплота qподв
равна: h-энтальпия.

подв = h1 — h4. Дж.

Теплота отводится от рабочего тела в
процессе 2 — 3 (ds < 0) и этот процесс тоже p2 = const. поэтому

отв = h2 — h3. Дж.


Разность между подведенной теплотой
и отведенной представляет собой теплоту цикла qц, превращенную в
работу

Разность энтальпии воды до
питательного насоса (точка 3) и после (точка 4) ничтожно мала. В связи с этим

ц = qц = h1 — h2.

Термический коэффициент полезного
действия цикла Ренкина (а это отношение «пользы», т.е. Aц, к
«затратам», т.е qподв) равен

ηt = (h1 — h2)/(h1
— h4).

 

Иллюстрация причины малого КПД цикла
Ренкина по сравнению с циклом Карно. Потери работы — заштрихованная площадь.
Нумерация точек совпадает с нумерацией на рис. 1 и 2.


2.5 влияние начальных и конечных
параметров пара  на КПД цикла Ренкина

исследование термического к, п. д.
цикла Ренкина при различных начальных и конечных состояниях пара позволяет
сделать вывод, что с увеличением начального давления и начальной температуры
пара и понижением конечного давления в конденсаторе КПД паротурбинной установки
растет. Выясним влияние этих параметров на величину к.п.д цикла Ренкина.

влияние начального давления пара.
При увеличении начального давления пара и одном и том же конечном давлении в
конденсаторе термический к.п.д паротурбинной установки значительно увеличится,
а удельный расход пара уменьшится.

увеличение начального давления с р1
по р1´ связано с повышением
температуры насыщенного пара, т.е. с повышением средней температуры подвода
теплоты, что ясно видно из TS-диаграммы(рис.а). Возрастание средней температуры
подвода теплоты и отвода теплоты

В конденсаторе при р = const
приводит к увеличению к.п.д. цикла. Следовательно, не начальное давление
является причиной увеличения к.п.д. паросиловой установки а увеличение средней
температуры подвода теплоты. Из is-диаграммы (Рис,.б) так же можно установить,
что с увеличением начального давления пара увеличивается адиабатное
теплопадение h1, но повышается конечная влажность пара и капли воды разрушают
лопатки последних ступеней турбины. Конечная влажность пара свыше 13-14% не
допускается. Значительное увеличение к.п.д. с ростом начального давления пара
имеет существенное в повышении экономичности работы паротурбинных установок. В
настоящее время осваиваются давления до 300 бар.

Влияние начальной температуры пара.
При повышении начальной температуры пара происходит увеличение к.п.д.
паротурбинного цикла, так как увеличивается среднеинтегральная температура
подвода теплоты и при этом растет адиабатное теплопадение h.

увеличение к.п.д. цикла будет
значительным, если с увеличением температуры будет возрастать и начальное
давление пара. одновременно с увеличением начальной температуры уменьшается
удельный расход пара. В настоящее время используют пар с температурой до 565ºС и осваивается пар с
температурой до 600ºС и выше. повышение температуры перегрева пара ограничивается
способностью металла, из которого сделаны трубы, выдерживать большие давления
при высоких температурах, т. е. конечные параметры пара определяются наличием
относительно дешевых жаропрочных металлов.

влияние конечного давления в
конденсаторе. Понижение давления в конденсаторе является особенно эффективным
средством для повышения к.п.д. паротурбинной установки. Из is-диаграммы

Видно, что понижение понижение
давления в конденсаторе значительно уменьшает срединтергарльную температуру
отвода теплоты и увеличивает адиабатное теплопадение h, а следовательно и к. п
.д. цикла. Однако выбор конечного давления в конденсаторе определяется
температурой охлаждения воды , так как для интенсивного теплообмена разность
температур между паром и охлаждающей водой должно быть 10-15ºС.

.6 ПТУ с вторичным перегревом пара

В этом цикле используется
многоступенчатую турбину, состоящую из цилиндра высокого давления и нескольких
низкого давления. Пар из парового котла направляется сначала в цилиндр высокого
давления, где расширяясь, совершает работу. После этого пар возвращается в
паровой котел (промежуточный пароперегреватель), где осушается и нагревается до
более высокой температуры (но уже при более низком и постоянном далении) и
поступает в цилиндр низкого давления, где, продолжая расширяться, снова совершает
работу.

Исследование работы паротурбинной
установки показывает, что повышение начального давления и уменьшение конечного
давления ве дет к увеличению к. п. д. цикла. Однако одно повышение начального
давления увеличивает конечную влажность пара. Одним из способов повышения
степени сухости пара на выходе из турбины является вторичный его перегрев. Этот
способ состоит в том, что перегретый пар из котла с начальными давлением и
температурой поступает в первый цилиндр турбины, состоящий из нескольких ступе
ней, где расширяется по адиабате до некоторого давления р1. Такой цикл с
вторичным перегревом пара представлен на рис. Точка 1 соответствует начальному
состоянию пара; точка 2 конечному состоянию пара за турбиной после вторичного
перегрева; точка 2′ соответствует конечному состоянию пара при от сутствии
вторичного перегрева. Конечная степень сухости в резуль тате введения
промежуточного перегрева повышается от х2 до xv Кроме того, вторичный перегрев пара дает некоторый экономический
эффект (2-3%), если средняя температура подвода теплоты в дополни тельном цикле
7-2-2′-6-7 будет выше средней температуры подвода теп лоты в цикле с
однократным перегревом, и эффект будет тем больше, чем выше температура в
начальной и ко нечной точках промежуточного перегрева.

При давлениях,
близких к критическому и сверхкритическому, иногда применяют два и более
промежуточных перегрева. Тогда термический к. п. д. цикла равен

ηt = [(i1 -iв ) + (i7 -i2 )]/ (i1 -i3 ) + (i7 -iв )

где(i1 -iв ) и (i7 -i2 )- адиабатное
теплопадение в первом и втором цилиндрах турбины; (i1 -i3 ) — количество теплоты,
подведенное в котле и пер вом перегревателе; (i7 -iв ) — количество теплоты, подведенное во втором перегревателе.

Массовый удельный
расход пара в килограммах на 1 Мдж равен

d = 1000/(i1 -iв ) + (i7 -i2 )

процесс парообразование в PV, Hs(is) и TS диаграммах, выглядит
следующим образом:

.7 Регенеративный цикл

Регенеративный цикл — цикл
паротурбинной установки
<HTTP://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D1%80%D0%BE%D1%82%D1%83%D1%80%D0%B1%D0%B8%D0%BD%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%83%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BA%D0%B0>,
в котором питательная вода до её поступления в котельный агрегат
<HTTP://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%9A%D0%BE%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%B0%D0%B3%D1%80%D0%B5%D0%B3%D0%B0%D1%82&action=edit&redlink=1>
подвергается предварительному нагреву

паром, отбираемым из промежуточной ступени паровой турбины
.
подогрев реализуется посредством специального теплообменника — регенеративного
подогревателя
<HTTP://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%A0%D0%B5%D0%B3%D0%B5%D0%BD%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D0%B8%D0%B2%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BF%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D0%B3%D1%80%D0%B5%D0%B2%D0%B0%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C&action=edit&redlink=1>.

увеличение КПД
при применении
регенерации составляет 10-15 %. При этом экономия теплоты в цикле возрастает с
повышением начального давления p1 пара. Это связано с тем что с
повышением p1 увеличивается температура кипения
<HTTP://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%B5%D0%BC%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%83%D1%80%D0%B0_%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D1%8F>
воды, а следовательно повышается количество теплоты, которое можно подвести к
воде при подогреве её отработанным паром. В настоящее время регенеративный
подогрев применяется на всех крупных электростанциях.


2.8 Отличия цикла Карно от цикла
Ренкина

В цикле Ренкина осуществляется
полная конденсация рабочего тела в конденсаторе ,вследствие чего вместо
громоздкого малоэффективного компрессора для подачи воды в котел принимают
питательный водяной насос , который имеет малый габарит и высокий К.П.Д. При
сравнительно не большой мощности ,потребляемый насосом ,потери в нем
оказываются малыми по с равнению с обшей мощностью паротурбинной установки.
кроме того, в цикле Ренкина возможно применение перегретого пара ,что позволяет
повысить среднеинтегральную температуру подвода теплоты и тем самым увеличить
термический К.ПД. цикла .


Заключение

В ходе продельной работы я изучил
цикл паротурбинной установки, и в процессе изучения овладел навыкам работы с is — диаграммой и с Pv,Ts и с помощью их
исследовать и анализировать циклы. Также изучил теорию о ц.Карно и ц.Ренкина —
со вторичным перегреваниям пара и регенеративный цикл ПТУ. Расчетал ц.Ренкина
для паротурбинной установки по заданным параметрам . Вследствие выше
приведенных доводов сделал несколько выводов . Одним из первых моих выводов
будет то что .

·        применения пара
высоких начальных параметров и низкого конечного давления приводит к повышению
К.П.Д. ц.Ренкина и снижения удельного расхода за единицу работы .

·        Установки со
вторичным перегревания пара имеют большее К.П.Д.

·        Также из за большой
сухости пара продлевается срок службы частей турбины в связи с меньшим износом
.

·        На паротурбинных
установках по ц. Ренкина со вторичным перегреваниям пара уменьшается затраты
пара .

В конце своих выводов хотелось бы
сказать что турбины работающие на ц.Ренкина гораздо выгоднее и удобней чем те
которое работаю по ц.Карно.


список использованной литературы

Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учебн.
Пособие для неэнергетических спецальных вузов. М . “Высшая школа”, 496 с. С ил
.

<HTTP://ru.wikipedia.org/wiki/>

http://dic.academic.ru/dic.nsf/bse/93809/

html>

Учебная работа. Проектирование тепловых электрических станций

Учебная работа. Проектирование тепловых сетей промышленных предприятий

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование тепловых сетей промышленных предприятий

Задание

Площадь застройки завода и
размещение цехов:

Район строительства: Архангельск.

Объёмы цехов и бытовых помещений

Наименование

Цех №1 / быт.

Цех №2 / быт.

Цех №3 / быт.

Цех №4 / быт.

Лит. цех / быт.

РИЦ / быт.

объем, V∙103
м3

30,0/3,9

94/17

45/2,9

34,2/4,4

5,4/1,13

14,6/2,2

Планировочные размеры объектов
завода (длина Ч ширина), объем:

Механический цех №1 — F = 80 Ч 49, м2.

Сборочный цех №2 — F = 120 Ч 71, м2.

Сборочный цех №3 — F = 94 Ч 55, м2.

Механический цех №4 — F = 94 Ч 30, м2.

Центральное конструкторское бюро
(ЦКБ) — F = 63 Ч 14, м2; V = 31,1, м3.

Административный корпус — F = 53 Ч 16 + 26 Ч 18, м2;
V =
2,93, м3.

Ремонтно-инструментальный цех (РИЦ)
— F =
30Ч10, м2.

Центральная заводская лаборатория
(ЦЗЛ) — F = 40Ч17, м2; V = 4,21, м3.

Литейный цех — F = 33Ч10, м2.

Компрессорная — F = 16,5Ч12,5, м2; V = 2,11, м3.

Два склада — F = 32Ч17, м2; V = 4, м3.

Гараж — F = 17Ч10, м2; V = 0,65, м3.

Диспетчерская — F = 8Ч5, м2; V = 0,16, м3.

Внутризаводской транспорт (ВЗТ) — F = 28Ч10, м2; V = 1,0, м3.

ВОХР — F = 10Ч5, м2; V = 0,115, м3.



Введение

тепловое потребление — одна из
основных статей топливно-энергетического баланса нашей страны. На
удовлетворение тепловой нагрузки нашей страны ежедневно расходуется около 30%
всех используемых первичных топливно-энергетических ресурсов.

Тепловое хозяйство россии в течение
долгого времени развивалось по пути концентрации тепловых нагрузок,
централизации теплоснабжения и комбинированной выработки тепловой и
электрической энергии. Широкое распространение получила теплофикация,
являющаяся наиболее рациональным методом использования топливных ресурсов для
тепло- и электроснабжения.

Развитие теплофикации способствует
решению многих проблем, таких, как повышение тепловой и общей экономичности
электроэнергетического производства, обеспечение экономического и качественного
теплоснабжения жилищно-коммунальных и промышленных комплексов, снижение
трудозатрат в тепловом хозяйстве.

Развитие теплофикации и
централизованного теплоснабжения выдвигает сложные научные и инженерные задачи,
решение которых в значительной мере зависит от подготовки квалифицированных
инженерно-технических и научных кадров.



1. Расчёт тепловых
нагрузок производственных и служебных зданий предприятия по укрупнённым
характеристикам

). Тепловые нагрузки на отопление
рассчитываются по формулам:

для служебных зданий:

Qо = qоV(tв — tно)

для производственных зданий:

Qо = qоV(tв — tно) (1 + μ)

где

·        Qо — тепловая нагрузка на отопление, Вт;

·        qо — удельные теплопотери, Дж/с∙м3∙К;

·        V — объем помещения, м3;

·        tв — температура внутри помещения, оС (К);

·        tно — температура наружного воздуха (для расчёта потерь на
отопление), оС (К);

·        μ — теплопотери на инфильтрацию (для промышленных зданий — 25 ч 30%).

Произведём расчёт для механического
цеха №1:

Производственная площадь:

V = 30Ч103 м3; qо = 0,5 для данного объема; tв = 15 оС; tно = -34оС.

Бытовка:

V = 3,9Ч103 м3; qо = 0,43 для данного объема; tв = 15 оС; tно = — 34 оС

Qо = 0,5*30*103(15
+ 34) (1 + 0,25) + 0,43*3,9*103(15 + 34) =1005954 = 1005,954 кВт

Результаты расчётов тепловых
нагрузок на отопление по всем помещениям предприятия приведены в таблице 1.1.

). Тепловые нагрузки на вентиляцию
рассчитываются по формуле:

Qв = qвV(tв — tнв)

где

·        Qв — тепловая нагрузка на вентиляцию, Вт;

·        qв — удельные теплопотери, Дж/с∙м3∙К;

·        V — объем помещения, м3;

·        tв — температура внутри помещения (табл. 1.1), оС (К);

·        tнв — температура наружного воздуха (для расчёта потерь на
вентиляцию), оС (К).

Таблица 1.1

назначение

Температура внутри помещения, оС

1

Механический цех №1

15

2

Сборочный цех №2

15

3

Сборочный цех №3

15

4

Механический цех №4

15

5

ЦКБ

18

6

Административный корпус

18

7

РИЦ

15

8

ЦЗЛ

16

9

Литейный цех

15

10

Компрессорная

15

11

Склады №1 и №2

15

12

Гараж

10

13

Диспетчерская

18

14

ВЗТ

10

15

ВОХР

18

Произведём расчёт для механического
цеха №1:

V = 30Ч103 м3; qв = 0,23 для данного объема; tв = 15 оС; tнв = — 18 оС.

Qв = 0,23*30*103(15
+ 18) = 227700 = 227,7 кВт

Результаты расчётов тепловых
нагрузок на вентиляцию по всем помещениям предприятия приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

назначение

площадь, м2

объем, тыс. м3

уд. тепл. хар-ки, Дж/(с*м3*оС)

Расход тепла, кВт

отопление

Венти-ляция

Отопле-ние

Вентиля-ция

произв.

произв

быт

произв

быт

произв.

Механический цех №1

3920

30

3,9

0,5

0,43

0,23

1005,954

227,7

Сборочный цех №2

8520

94

17

0,45

0,32

0,15

2873,755

465,3

Сборочный цех №3

5170

45

2,9

0,48

0,44

0,19

1389,352

282,15

Механический цех №4

2820

34,2

4,4

0,5

0,42

0,23

1143,471

259,578

ЦКБ

882

31,1

0,23

0,1

371,956

111,96

Административный корпус

848+468

2,93

0,44

0,16

67,0384

16,8768

РИЦ

300

14,6

2,2

0,56

0,47

0,16

554,548

77,088

ЦЗЛ

680

4,21

0,42

0,15

88,41

21,471

Литейный цех

990

5,2

1,13

0,3

0,52

1,3

126,1052

223,08

Компрессорная

206,25

2,11

0,47

48,5933

Склады №1 и №2

544

4

0,73

143,08

Гараж

170

0,65

0,81

0,47

23,166

8,554

Диспетчерская

40

0,16

0,82

6,8224

ВЗТ

280

1

0,81

0,47

35,64

13,16

ВОХР

50

0,115

0,5

2,99

3). тепловые нагрузки на горячее
водоснабжение рассчитываются по формулам:

Vак = (G1n1 + G2n2 + G3n3) k1

Qгвс = (Q1n1 + Q2n2 + Q3n3) k2

где

·        n1, n2, n3 — количество душевых, полудушевых кабин и умывальников, шт.;

·        G1, G2, G3 — расходы воды на душевые, полудушевые кабины и умывальники, л;

·        Q1, Q2, Q3 — расходы тепла на душевые, полудушевые кабины и умывальники,
кВт;

·        k — поправочный коэффициент на
ёмкость и производительность генератора.

Т.к. полудушевые кабины у нас
отсутствуют, то формулы принимают вид:

Vак = (G1n1 + G3n3) k1

Qгвс = (Q1n1 + Q3n3) k2

Принимаем:

G1 = 550, л; G3 = 100, л; Q1 = 14,9Ч103,
Вт; Q3 = 1,8Ч103,
Вт; k1 = 1,1, k2 = 0,55 — как при подготовке воды в скоростных нагревателях с
аккумулятором.

Произведём расчёт для механического
цеха №1:

n — приведены в таблице 1.2.

Vак = (550*6 + 100*6)*1,1 =
4290, л

Qгвс = (14,9*103*6
+ 1,8*103*6)*0,55 = 55110 = 55,11, кВт

Результаты расчётов тепловых
нагрузок на ГВС по всем помещениям предприятия приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

назначение

объём, тыс. м3

кол-во, шт.

Vак., л

Q, кВт

быт.

душ.

умыв.

душ.

умыв.

Механический цех №1

3,9

+

+

6

6

4290

55,11

Сборочный цех №2

17

+

+

10

10

7150

91,85

Сборочный цех №3

2,9

+

+

4

4

2860

36,74

Механический цех №4

4,4

+

+

6

6

4290

55,11

ЦКБ

+

6

660

5,94

Административный корпус

+

10

1100

9,9

РИЦ

+

+

2

2

1430

18,37

ЦЗЛ

+

10

1100

9,9

Литейный цех

1,13

+

+

4

4

2860

36,74

Компрессорная

+

+

1

1

715

9,185

Склады №1 и №2

Гараж

+

2

220

1,98

Диспетчерская

0,16

+

1

110

0,99

ВЗТ

+

2

220

1,98

ВОХР

+

1

110

0,99

2. Расчёт необходимых
расходов воды для теплоснабжения и горячего водоснабжения

Расходы воды определяем по тепловым
нагрузкам потребителей:

). На отопление:

где Go — расход воды на отопление, т/ч;

Qo
— тепловая нагрузка на отопление, кВт;

c
— теплоёмкость воды, кДж/кг∙К;

τ1,
τ2 — температуры в подающем и обратном трубопроводах, оС
(К).

). На вентиляцию:

где Gв — расход воды на вентиляцию, т/ч;


— тепловая нагрузка на вентиляцию, кВт;

c
— теплоёмкость воды, кДж/кг∙К;

τ1,
τ2 — температуры в подающем и обратном трубопроводах, оС
(К).

). На ГВС:

где Gгвс — расход воды на ГВС, т/ч;

Qгвс
— тепловая нагрузка на ГВС, кВт;

c
— теплоёмкость воды, кДж/кг∙К;

tг,
tх — температуры в подающем и обратном трубопроводах системы ГВС, оС
(К).

). Суммарный:

G∑
= Gо + Gв
+ k3Gгвс

где k3 — коэффициент учитывающий долю среднего расхода воды на ГВС. В
соответствии со СНиП 2.04.07-86, принимаем k3
= 1.

Произведём расчёт для
механического цеха №1:

). На отопление:

Qo
= 1005,954, кВт; c = 4,19, кДж/кг∙К;
τ1 = 95 оС, τ2
= 70 оС.

, т/ч

). На вентиляцию:


= 197,064, кВт.

, т/ч

). На ГВС:

Qгвс
= 55,11, кВт; tг = 65 оС, tх
= 45 оС.

, т/ч

). Суммарный:

G∑
= 34,57 + 7,8 + 2,37 = 44,74, т/ч

Результаты расчётов
необходимых расходов воды по всем помещениям предприятия приведены в таблице
2.1.

Таблица 2.1

назначение

GО, т/ч

GВ, т/ч

GГВС, т/ч

G∑, т/ч

1

Механический цех №1

10,70

7,83

2,37

20,9

2

Сборочный цех №2

30,62

15,99

3,95

50,56

3

Сборочный цех №3

14,71

9,70

1,58

25,99

4

Механический цех №4

12,16

8,92

2,37

23,45

5

ЦКБ

4,42

3,85

0,26

8,53

6

Административный корпус

0,80

0,58

0,43

1,81

7

РИЦ

5,91

2,65

0,79

9,35

8

ЦЗЛ

0,97

0,74

0,43

2,14

9

Литейный цех

1,37

7,67

1,58

10,62

10

Компрессорная

0,51

0,39

0,9

11

Склады №1 и №2

1,51

1,51

12

Гараж

0,18

0,29

0,09

0,56

13

Диспетчерская

0,08

0,04

0,12

14

ВЗТ

0,28

0,45

0,09

0,82

15

ВОХР

0,04

0,04

0,08

3. Гидравлический расчёт
тепловых сетей

). Определение расходов по участкам.

Расчёт главной магистрали:

наиболее протяжённым является
участок 0-11 (l = 424 м). Это и есть главная магистраль.

уч. 11-12:

G11-12 = Gадм.корп. = 1,15, т/ч

уч. 10-11:

G10-11 = G11-12 + G11-11/1 = 1,15 + 0,66 =
1,81, т/ч

уч. 9-10:

G9-10 = G10-11 + G10-10/1 = 1,81 + 2,14 =
3,95, т/ч

уч. 8-9:

G8-9 = G9-10 + G9-9/1 = 3,95 + 20,9 = 24,85,
т/ч

уч. 7-8:

G7-8 = G8-9 + G8-8/1 = 24,85 + 25,99 =
50,84, т/ч

уч. 6-7:

G6-7 = G7-8 + G7-7/1 = 50,84 + 0,12 = 50,96,
т/ч

уч. 5-6:

G5-6 = G6-7 + G6-6/1 + G6-6/2 = 50,96 + 50,56+10,62 = 112,14, т/ч

уч. 4-5:

G4-5 = G5-6 + G5-5/1 = 112,14 + 23,45 =
135,59, т/ч

уч. 1-4:

G1-4 = G4-5 + (Gвохр + GЦКБ + GВЗТ + Gсклад + Gгараж) = 135,59 + (0,08 +

+ 8,53 + 0,82 + 21,66 + 1,51 + 0,56)
= 168,75, т/ч

уч. 0-1:

G0-1 = G1-4 + GРИЦ+ GКомпрессор = 168,75 + 9,35+0,9= 179, т/ч

Расчёт оставшихся участков:

уч. 14-15:

G14-15 = Gвохр = 0,08, т/ч

уч. 13-14:

G13-14 = G14-15 + G14-14/1 = 0,08 + 8,53 =
8,61, т/ч

уч. 4-13:

G4-13 = G13-14 + G13-13/1 = 8,61 + 0,82 =
9,43, т/ч

уч. 2-3:

G2-3 = Gкомпр.= 0,9, т/ч

уч. 1-2:

G1-2 = G2-3 + G2-2/1 = 0,9 + 5,91 = 6,81,
т/ч

). Вычисляем долю потерь на местные
сопротивления по формуле:

где α
доля потерь на местные сопротивления;

z
— абсолютная эквивалентная шероховатость, м. Для водяных систем z = 0,001 м;

G
— расход теплоносителя, т/ч.

). Определяем потери
давления по длине трубопровода.

Задаёмся располагаемым
перепадом у дальнего абонента:

ΔН
= 15, м — для работы элеватора

Рассчитываем
располагаемый перепад давления у дальнего абонента:

ΔР
= ΔНρg

где ρ
— плотность воды, кг/м3;

g
— ускорение свободного падения, м/с2.

ΔР
= 15*9,8*971,8 = 142854, Па

Определяем средние
потери давления по длине трубопровода по формуле:

где ΔР
— располагаемый перепад давления, Па;

α —
доля потерь на местные сопротивления;

l
— длина участка трубопровода.

Определяем средние
потери давления на наиболее протяжённой ветке трубопровода:

, Па/м

Определяем средние
потери давления на оставшихся участках трубопровода:

, Па/м

, Па/м

). В соответствии с
полученными данными (Rср
и Gi), определяем диаметр и толщину
стенки (dЧδ), скорость теплоносителя (Wi)
и уточняем потери давления по длине (Ri)
для каждого участка трубопровода по номограмме (Соколов Е.Я. «Теплофикация и
тепловые сети», — стр. 192: «Номограмма для гидравлического расчёта
трубопроводов», и Козин В.Е. «Теплоснабжение», — стр. 163: «Номограмма для
расчёта трубопроводов водяных тепловых сетей»). Результаты приведены в таблице
3.2.

). Рассчитываем
эквивалентные длины участков трубопровода с учётом сопротивлений на
компенсаторы, повороты и тройники.

Устанавливаем
компенсаторы из условия:

n
= l/100

где n — количество компенсаторов на данном участке, шт.;

l
— длина прямолинейного участка, м.

количество компенсаторов
и их тип, отводов и тройников на каждом участке трубопровода указано в таблице
3.1.

Эквивалентные длины
участков трубопровода определяем по формуле:

lэi = lэкnк + lэкс1nкс1 + lэкс2nкс2 + lэоnо + lэтпnтп + lэтоnто

где nк — количество П-образных компенсаторов на участке, шт.;

nкс1
количество сальниковых односторонних компенсаторов на участке, шт.;

nкс2
количество сальниковых двусторонних компенсаторов на участке, шт.;


количество отводов на участке, шт.;

nтп
количество проходов тройников на участке, шт.;

nто
количество ответвлений тройников на участке, шт.;

lэк,
lэкс1, lэкс2,
lэо, lэтп,
lэто — эквивалентные длины местных сопротивлений П-образных,
сальниковых односторонних, сальниковых двусторонних компенсаторов, отводов,
проходов и ответвлений тройников соответственно (приведены в Козин В.Е.
«Теплоснабжение», — приложение 17: «Эквивалентные длины местных сопротивлений» c. 404).

Проведём расчёт для
участка 2:

Для трубы 82Ч4 мм:

lэк
= 7,9 м, nк = 1 шт., lэкс1
= 0,5 м, nкс1 = 0 шт., lэкс2
= 1 м, nкс2= 0 шт., lэо
= 1,28 м, nо = 0 шт., lэтп
= 2,55 м, nтп = 1 шт., lэто
= 3,82 м, nто = 1 шт.

lэ1/1
= lэкnк
+ lэкс1nкс1
+ lэкс2nкс2
+ lэоnо
+ lэтпnтп
+ lэтоnто
= 7,9*1 + 0,5*0 + 1*0 + 1,28*0 + 2,55*1 + 3,82*1 = 14,27, м.

количество компенсаторов
и их тип, отводов и тройников на каждом участке трубопровода, а также диаметры
участков трубопровода и эквивалентные длины с учётом местных сопротивлений
приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

№ аб

кол-во компенс.

кол-во поворотов

кол-во тройников при делен. Потока

П-обр.

сальн. 1-ст.

сальн. 2-х-ст.

проход

ответвл.

dЧδ, мм

lэ, м

1

0

0

0

0

1

0

207Ч6

10,5

2

1

0

0

0

1

1

82Ч4

14,27

2|1

0

0

0

0

0

1

82Ч4

3,82

3

0

0

0

1

1

0

82Ч4

2,55

4

0

0

0

0

1

0

194Ч5

7,24

4|1

0

0

0

0

0

1

57Ч3,5

1,96

0

0

0

0

1

1

159Ч4,5

14

5|1

1

0

0

0

0

1

89Ч3,5

11,72

6

1

0

0

0

1

0

159Ч4,5

21

6|1

1

0

0

0

0

1

133Ч4,5

19,1

6|2

0

0

0

0

0

1

76Ч3,5

3

7

0

0

0

0

0

1

133Ч4,5

6,6

7|1

0

0

0

0

0

1

57Ч3,5

1,96

8

0

0

0

0

1

0

133Ч4,5

4,4

8|1

1

0

0

1

0

1

89Ч3,5

11,72

9

0

0

0

0

1

0

57Ч3,5

1,3

9|1

0

0

0

0

0

1

89Ч3,5

3,82

10

0

0

0

2

1

0

57Ч3,5

2,6

10|1

0

0

0

0

0

1

57Ч3,5

1,96

11

0

0

1

0

1

0

57Ч3,5

1,3

11|1

0

0

0

0

0

1

57Ч3,5

1,96

12

0

0

0

1

0

0

57Ч3,5

0,65

13

1

0

0

0

1

0

76Ч3,5

8,8

13|1

0

0

0

0

0

1

57Ч3,5

1,96

14

0

0

1

0

1

0

76Ч3,5

2

14|1

0

0

0

0

0

1

76Ч3,5

3

15

0

0

0

1

0

0

57Ч3,5

0,65

). Рассчитываем перепады давления с
учётом полученных данных.

Перепад давления рассчитываем по
формуле:

ΔP = R (l + lэ)

где ΔP — перепад давления на участке, Па;

R — потери давления по длине трубопровода, Па/м;

l — длина участка трубопровода, м;

lэ — эквивалентная длина
участка, м.

Рассчитаем для участка 2:

R =250, Па/м; l = 25, м; lэ = 14,27, м.

ΔP = 250*(25 + 14,27) = 9,82∙103,
Па.

Результаты расчётов для всех
участков приведены в таблице 3.2.

). Определяем располагаемый перепад
на каждом участке:

, м

Рассчитаем для второго
участка:

, м

Результаты расчётов для
всех участков приведены в таблице 3.2.

). Определяем
располагаемый напор на каждом участке:

Н = Нсети —
2*ΔН, м

Нсети = 0 +
47 + 8 = 55, м,

где 0 — геодезический
уровень (т.к. нет никаких сведений, то примем, что все здания находятся на
одном уровне), м;

— высота наиболее
высокого здания (РИЦ), м;

— уровень избыточного
давления в верхних точках наиболее высоко расположенных отопительных установок (принимают
не менее 5 м вод. ст.), м.

Рассчитаем для второго
участка:

Н = 55 — 2*1,03 = 52,94,
м

Результаты расчётов для
всех участков приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

№ аб.

предварит. расчёт

оконч. расчёт

G, т/ч

l, м

dЧδ, мм

R, Па/м

W, м/с

lэ, м

l+lэ, м

ΔP, кПа

ΔH, м

H, м

1

179

15

207Ч6

1100

5,5

10,5

25,5

28,05

2,95

49,1

2

6,81

25

82Ч4

250

2,5

14,27

39,27

9,82

1,03

52,94

2|1

5,91

11

82Ч4

190

2,8

3,82

14,82

2,82

0,30

54,4

3

0,9

57

82Ч4

10

1,6

2,55

59,55

0,60

0,06

54,88

4

168,75

57

194Ч5

220

2,1

7,24

64,24

14,13

1,48

52,04

4|1

2,07

14

57Ч3,5

30

0,3

1,96

15,96

0,48

0,05

54,9

5

135,59

30,5

159Ч4,5

330

2

14

44,5

14,69

1,54

51,92

5|1

23,45

86

89Ч3,5

260

1,2

11,72

97,72

25,41

2,67

49,66

6

112,14

65

159Ч4,5

270

1,7

21

86

23,22

2,44

50,12

6|1

50,56

155,5

133Ч4,5

140

1,15

19,1

174,6

24,44

2,57

49,86

6|2

10,62

32,5

76Ч3,5

140

0,8

3

35,5

4,97

0,52

53,96

7

50,96

133Ч4,5

140

1,15

6,6

27,1

3,79

0,40

54,2

7|1

0,12

11,5

57Ч3,5

11

0,1

1,96

13,46

0,15

0,02

54,96

8

50,84

9,5

133Ч4,5

140

1,15

4,4

13,9

1,95

0,20

54,6

8|1

25,99

144

89Ч3,5

21

0,26

11,72

155,72

3,27

0,34

54,32

9

24,85

22,5

57Ч3,5

320

1,35

1,3

23,8

7,62

0,80

53,4

9|1

20,9

50

89Ч3,5

230

1,1

3,82

53,82

12,38

1,30

52,4

10

3,95

49

57Ч3,5

110

0,56

2,6

51,6

5,68

0,60

53,8

10|1

2,14

16,5

57Ч3,5

32

0,32

1,96

18,46

0,59

0,06

54,88

11

1,81

119

57Ч3,5

27

0,28

1,3

120,3

3,25

0,34

54,32

11|1

0,66

22,7

57Ч3,5

13

0,18

1,96

24,66

0,32

0,03

54,94

12

1,15

36

57Ч3,5

18

0,23

0,65

36,65

0,66

0,07

54,86

13

9,43

73

76Ч3,5

120

0,72

8,8

81,8

9,82

1,03

52,94

13|1

0,82

8,8

57Ч3,5

15

0,21

1,96

10,76

0,16

0,02

54,96

14

8,61

96

76Ч3,5

105

0,7

2

98

10,29

1,08

52,84

14|1

8,53

15

76Ч3,5

105

0,7

3

18

1,89

0,20

54,6

15

0,08

43,4

57Ч3,5

10

0,1

0,65

44,05

0,44

0,05

54,9

4. Построение
пьезометрического графика и выбор схемы присоединения абонентских вводов

тепловой нагрузка водоснабжение
пьезометрический

1). Выбор схемы присоединения
абонентских вводов.

выбираем схему теплового пункта с
параллельным подключением подогревателей горячего водоснабжения. Данную схему
возможно применять в двухтрубной закрытой системе при независимом подключении
систем отопления к тепловым сетям.


Рис. 2: Схема присоединения
абонентских вводов с параллельным подключением подогревателя горячего
водоснабжения: 1 — электрогидравлическое реле; 2 — щиток; 3
— термореле местных пропусков.

Для абонентских вводов с параллельно
включенными подогревателями горячего водоснабжения характерен повышенный расход
сетевой воды, равный сумме расчетных расходов воды на отопление, горячее
водоснабжение и вентиляцию.

По результатам гидравлического
расчета разветвленной тепловой сети необходимо провести построение
пьезометрического графика для двух режимов работы — статического и
динамического. Статический режим характеризуется давлениями в сети при
отключенных сетевых насосах, но включенных подпиточных насосах. Динамический
режим характеризуется давлениями в сети и в местных системах потребителей при
работающих сетевых насосах и циркуляции теплоносителя.

На графике в определенном масштабе
наносится рельеф местности, высота присоединённых зданий, полные или
пьезометрические гидродинамические и статические напоры. Полный напор
отсчитывается от одного общего горизонтального уровня 0-0, за который
принимается самая низкая геодезическая отметка района прокладки тепловой сети.
Пьезометрический напор отсчитывается от оси трубопровода, положение которой
условно принимают совпадающей с поверхностью земли.

а). выбираем статический напор
тепловой сети Нст = 30 м и наносим его на пьезометрический график
(линия S-S). При этом напоре обеспечивается избыточное давление в верхних
точках отопительных установок, а пьезометрический статический напор в наиболее
низких точках системы не превышает допустимого значения.

б). Намечаем вид графика гидродинамических
напоров. Располагаемая потеря напора в сети:

δНр
= Нсети — ΔНэ = 55 — 15 = 40, м

где ΔНэ — потеря напора, необходимая для работы элеватора.

в). наиболее просто располагаемую
потерю напора разделить поровну между подающей и обратной магистралями тепловой
сети, т.е. принять:

δНп = δНо = 20, м.

В этом случае полные напоры в
подающем и обратном коллекторах на станции составят Нп = 65, м, Но
= 10, м (необходим для предотвращения режима кавитации).

г). Выбираем расчетную магистраль.
поскольку на всех абонентских вводах должен быть обеспечен один и тот же
располагаемый напор 15 м, то расчетной магистралью является ветка, соединяющая
теплопункт с наиболее удаленным абонентом.

д). Определяем на основе
гидравлического расчета располагаемый напор в точках расчетной магистрали по
следующей формуле:

Н = Нсети — 2*ΔН, м

В аналогичной последовательности
проводится также расчет ответвлений.


5. Расчёт изоляции
тепловых сетей с учётом способа их прокладки. Определение допустимого
расстояния между подвижными опорами. Расчёт П-образных компенсаторов

1). Расчёт изоляции
тепловых сетей с учётом способа их прокладки.

Расчёт теплоизоляции трубопровода
производим в соответствии со СНиП 2.04.14-88*.

Толщину теплоизоляционного слоя для
оборудования и трубопроводов с положительными температурами определяем по
нормированной линейной плотности теплового потока.

Для цилиндрических объектов
диаметром менее 2 м толщина теплоизоляционного слоя определяется по формуле:

, м,

где B — отношение наружного диаметра изоляционного слоя к
наружному диаметру изолируемого объекта (В = di
/d);- наружный диаметр изолируемого объекта, м.

Определим величину В по формулам:

,

,

где

·        λk — теплопроводность
теплоизоляционного слоя, Вт/(м ∙°С);

·        rtot —
сопротивление теплопередачи на 1 м длины теплоизоляционной конструкции
цилиндрических объектов диаметром менее 2 м, (м ·°С)/Вт;

·        rm —
термическое сопротивление стенки трубопровода, (м ·°С)/Вт;

·        αe — коэффициент
теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, Вт/(м2 ·°С);

·        d — наружный
диаметр изолируемого объекта, м.

Определим rtot по
формуле:

,

Где

·        tw —
температура теплоносителя,°С;

·        te —
температура окружающей среды (среднегодовая температура),°С. При подземной
прокладке в каналах (рис. 4), с учётом того, что величина заглубления верхней
части перекрытия канала равна 0,7 м, за расчетную температуру окружающей среды
должна приниматься та же температура наружного воздуха, что и при надземной
прокладке. Для Архангельска равна 0,8°С;

·        qе —
нормированная линейная плотность теплового потока с 1 м длины цилиндрической
теплоизоляционной конструкции, Вт/м;

·        K1 —
коэффициент, учитывающий район строительства и способ прокладки трубопровода
(для европейской части россии он равен 1,0).

Вычисляем rm по формуле:

,

где

·        d — наружный
диаметр изолируемого объекта, м;

·        dint — внутренний диаметр
изолируемого объекта, м;

·        λm — теплопроводность
материала стенки (для стали, λm = 45 Вт/(м ·°С)), Вт/(м
·°С);

Примечание: 1). В качестве тепловой
изоляции используем Полуцилиндры из пенопласта марки ФРП-1 ГОСТ 22546-77 (табл.
5.1).

). Участки 10, 11, 14, 15 подлежат
подземной прокладке в непроходных каналах. Величина заглубления верхней части
перекрытия канала равна 0,7 м.

). Участки 10/1, 11/1, 12, 14/1
подлежат прокладке в помещениях. температура окружающей среды при расчёте, в
соответствии со СНиП 2.04.14-88*, принимается равной температуре внутри
помещения.

Таблица 5.1

Технические характеристики полуцилиндров из пенопласта ФРП-1

Условные проходы труб

40-250

теплопроводность, Вт/(м ·°С)

0,043

Максимальная температура применения,°С

150

Произведём расчёт изоляции для
участка 1:

Прокладка трубопровода — надземная.
Район строительства — г. Архангельск.

). Подающий трубопровод.

Вычисляем rm:= 0,207, м; dint
= 0,195, м; λm = 45, Вт/(м ·°С).

, (м ·°С)/Вт.

Вычисляем rtot:w
= 95,°С; te = 0,8,°С; qе = 50, Вт/м; K1 = 1,0.

, (м ·°С)/Вт.

Определим величину В:

λk
= 0,043, Вт/(м ∙°С); αe
= 29, Вт/(м2 ·°С); d = 0,207, м.

,

.

Определим толщину теплоизоляционного слоя:= 0,207, м.

,
м.

). обратный трубопровод.

Вычисляем rm:= 0,207, м; dint
= 0,195, м; λm = 45, Вт/(м ·°С).

,
(м ·°С)/Вт.

Вычисляем rtot:w = 70,°С; te =
0,8,°С; qе = 38, Вт/м; K1 = 1,0.

,
(м ·°С)/Вт.

Определим величину В:

λk = 0,043, Вт/(м ∙°С); αe
= 29, Вт/(м2 ·°С); d = 0,207, м.

,

.

Определим толщину теплоизоляционного слоя:= 0,207, м.

,
м.

Результаты расчёта изоляции трубопровода по всем участкам
приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2

d, мм

dint, мм

αe,
Вт/(м2∙оС)

te, oC

rm, (м∙оС)/Вт

подающий

обратный

tw, oC

qe, Вт/м

rtot, (м∙оС)/Вт

ln B

В

δk,
мм

tw, oC

qe, Вт/м

rtot, (м∙оС)/Вт

ln B

В

δk,
мм

207

195

29

0,8

0,000211

95

50

1,88

0,50

1,65

67

70

38

1,82

0,48

1,62

64

82

74

29

0,8

0,000363

95

29

3,25

0,86

2,36

56

70

22

3,15

0,83

2,29

53

82

74

29

0,8

0,000363

95

29

3,25

0,86

2,36

56

70

22

3,15

0,83

2,29

53

82

74

29

0,8

0,000363

95

29

3,25

0,86

2,36

56

70

22

3,15

0,83

2,29

53

194

184

29

0,8

95

48

1,96

0,52

1,68

66

70

36

1,92

0,51

1,67

65

57

50

29

0,8

0,000464

95

24

3,93

1,04

2,83

52

70

18

3,84

1,02

2,77

50

159

150

29

0,8

0,000206

95

42

2,24

0,59

1,80

64

70

32

2,16

0,57

1,77

61

89

82

29

0,8

0,000290

95

31

3,04

0,81

2,25

56

70

23

3,01

0,80

2,23

55

159

150

29

0,8

0,000206

95

42

2,24

0,59

1,80

64

70

32

2,16

0,57

1,77

61

133

124

29

0,8

0,000248

95

38

2,48

0,66

1,93

62

70

29

2,39

0,63

1,88

59

76

69

29

0,8

0,000342

95

28

3,36

0,89

2,44

55

70

21

3,30

0,87

2,39

53

133

124

29

0,8

0,000248

95

38

2,48

0,66

1,93

62

70

29

2,39

0,63

1,88

59

57

50

29

0,8

0,000464

95

24

3,93

1,04

2,83

52

70

18

3,84

1,02

2,77

50

133

124

29

0,8

0,000248

95

38

2,48

0,66

1,93

62

70

29

2,39

0,63

1,88

59

89

82

29

0,8

0,000290

95

31

3,04

0,81

2,25

56

70

23

3,01

0,80

2,23

55

57

50

29

0,8

0,000464

95

24

3,93

1,04

2,83

52

70

18

3,84

1,02

2,77

50

89

82

29

0,8

0,000290

95

31

3,04

0,81

2,25

56

70

23

3,01

0,80

2,23

55

57

50

8

0,8

0,000464

95

29,5

3,19

0,79

2,20

34

70

22

3,15

0,78

2,18

34

57

50

11

16

0,000464

95

21

3,76

0,97

2,64

47

70

15

3,60

0,92

2,51

43

57

50

8

0,8

0,000464

95

29,5

3,19

0,79

2,20

34

70

22

3,15

0,78

2,18

34

57

50

11

18

0,000464

95

21

3,67

0,94

2,56

44

70

15

3,47

0,89

2,44

41

57

50

11

18

0,000464

95

21

3,67

0,94

2,56

44

70

15

3,47

0,89

2,44

41

76

69

29

0,8

0,000342

95

28

3,36

0,89

2,44

55

70

21

3,30

0,87

2,39

53

57

50

29

0,8

0,000464

95

24

3,93

1,04

2,83

52

70

18

3,84

1,02

2,77

50

76

69

8

0,8

0,000342

95

34

2,77

0,69

1,99

38

70

25

2,77

0,69

38

76

69

11

18

0,000342

95

25

3,08

0,79

2,20

46

70

18

2,89

0,74

2,10

42

57

50

8

0,8

0,000464

95

29,5

3,19

0,79

2,20

34

70

22

3,15

0,78

2,18

34

). Определение допустимого
расстояния между подвижными опорами.

Определим допустимый пролёт между
подвижными опорами трубопровода. Трубопровод заполнен водой и покрыт изоляцией.
Расчёт проводим по Соколов Е.Я. «Теплофикация и тепловые сети», — стр. 461:
Приложение 25.

Определим для участка 3:

Для трубопровода Ш82Ч4, мм:

Сила тяжести 1 метра подающей трубы q = 843, Н/м;

пролет между подвижными опорами l = 12,5, м.

Примечание: 1). Плотность изоляции
принята 90 кг/м3.

). Рабочее давление в трубопроводе Р
= 0,65 МПа.

). Коэффициент трения на скользящей
опоре μ = 0,4.

4). Изгибающее напряжение σи = 8,56 МПа.

Учтём, что толщина изоляции по
приложению 25 составляет 50 мм, а в расчёте — 56 мм. однако, плотность изоляции
по приложению 25 составляет 400 кг/м3, а в расчёте принята равной 90
кг/м3. поэтому необходимо откорректировать табличные данные.

Силу тяжести изоляции, приходящейся
на погонный метр трубы найдём по формуле:

 

Тогда сила тяжести трубы с водой без
изоляции найдём вычитанием:

 

Силу тяжести применённой мной
изоляции из Пенопласта, приходящейся на погонный метр трубы найдём по формуле:

 

Тогда сила тяжести трубы с водой и
изоляцией:

 

). Расчёт П-образных компенсаторов.

Рассчитаем для участка 6:

Трубопровод Ш159Ч4,5 мм; длина
участка L = 65, м; n1 = l1/l = 0,7; допустимое напряжение σд = 70, МПа; R = 4dу = 0,6, м; компенсатор с предварительной растяжкой 50%.

а). Определяем полное температурное
удлинение:

Δполн. = αL (t — t0), м,

где

·        α — коэффициент линейного удлинения (для углеродистых сталей α = 1,2∙10-5,
м/оС), м/оС;

·        L — длина участка трубопровода, м;

·        t, t0 — температуры стенки трубопровода при работе и при монтаже,
соответственно, оС.

Рассчитываем:

Δполн. = 1,2*10-5*65
(130 — 20) = 0,0858, м.

Рассчитываем удлинение с учётом
растяжки:

Δ = 0,5Δ = 0,5*0,0858 = 0,0429, м.

б). Определяем размеры компенсатора:

Принимаем: R = 0,8, k = 1, m = 1.


, МПа,

где Е — модуль упругости
(для стали Е = 19,62*1010), Па.

Тогда

, м.

в). Проверяем:

k
= h/1,65 = 0,569/1,65 = 0,345

, МПа

Расчёт правильный.

6. Расчёт и подбор
водонагревателей тепловых пунктов

Целью расчета
подогревателя является определение расчетной поверхности нагрева, номера
подогревателя и количества секций.

выбираем схему с
параллельным подключением подогревателя горячего водоснабжения.

Подогреватели должны
обеспечивать заданную теплопроизводительность при любых температурных режимах
сетевой воды. Наиболее неблагоприятный режим соответствует точке излома
температурного графика регулирования. поэтому расчет подогревателей горячего
водоснабжения при всех системах подключения их к тепловым сетям производится по
параметрам сетевой воды при температуре наружного воздуха (tн’»).

Данные для расчета
абонентских вводов с параллельным подключением подогревателей горячего
водоснабже6ния:

Qгвс
= 334,79, кВт — тепловая нагрузка на горячее водоснабжение;

τ’1
= 130,°С, τ’2 = 70,°С — расчетные температуры воды в подающем и обратном
трубопроводах, соответственно;


= 5,°С, tг = 65,°С — температуры холодной и горячей водопроводной воды,
соответственно;


= 15,°С — температура воздуха внутри помещения.

В точке излома
температурного графика, значения температур сетевой воды равны: τ’»1
= 70,°С, τ’»2,o
= 41,7,°С, τ’»3 = 50,5,°С.

). Расчетный расход
сетевой воды на горячее водоснабжение определяется по формуле:

Gр.гвс
= 3,6Qр.гвс / с (τ’»1 — τ’»2,г),
т/ч,

где Qр.гвс — расчетная теплопроизводительность подогревателя горячего
водоснабжения, принимаем равной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение,
кВт;

c
— удельная теплоемкость воды, кДж/(кг ∙ оС);

τ’»2,г
температура сетевой воды после подогревателя (τ’»2,г
= 30°С),°С.

Находим расход сетевой
воды:

Gр.гвс
= 3,6*334,79 / 4,19*(70 — 30) = 7,19, т/ч.

). Расчетный расход
водопроводной воды составляет:

Gр.в.в
= 3,6Qр.гвс / с(tг
— tх), т/ч,

где Qр.гвс — расчетная теплопроизводительность подогревателя горячего
водоснабжения, принимаем равной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение,
кВт;

c
— удельная теплоемкость воды, кДж/(кг ∙ оС);


и tг — температуры холодной и горячей водопроводной воды,
соответственно, оС.

Находим расчетный расход
водопроводной воды:

Gр.в.в
= 3,6*334,79 / 4,19*(65 — 5) = 4,79, т/ч.

). Задавшись скоростью
воды в межтрубном пространстве 1 м/с, найдем ориентировочную площадь сечения
межтрубного пространства (при ρ = 1000, кг/м3):

f
= Gр.гвс / 3,6ρw,
м2,

где Gр.гвс — расчетный расход сетевой воды на горячее водоснабжение, т/ч;

w
— скорость воды в межтрубном пространстве, м/с.

Рассчитываем:

f
= 7,19 / 3,6*1000*1 = 2*10-3, м2.

Для этого типоразмера
подогревателя скорости, нагреваемой воды в трубках (wт)
и греющей воды в межтрубном пространстве (wм)
составляют:


= Gр.в.в / 3,6fтρв,
м/с,


= Gр.гвс / 3,6fмρс,
м/с,

где ρв
— плотность водопроводной воды при средней температуре (tср = 0,5 (tг
+ tх) = =0,5 (65 + 5) = 35, оС), кг/м3;

ρс
— плотность сетевой воды при средней температуре (τ’»ср
= 0,5 (τ’»1 + τ’»2,г)
= =0,5 (70 + 30) = 50, оС), кг/м3.

Рассчитываем:


= 4,79 / 3,6*2,93*10-3*994 = 0,46, м/с,


= 7,19 / 3,6*5,00*10-3*988,1 = 0,4, м/с.

). Коэффициенты
теплоотдачи от сетевой воды к поверхности трубного пучка и от внутренних стенок
трубок к водопроводной воде, по формуле:

α = (1630 + 21t — 0,041t2)
w0,8/d0,2, Вт/м2 ∙оС,

где t — средняя температура теплоносителя, оС;

w
— скорость теплоносителя, м/с;

d
— внутренний диаметр трубки или эквивалентный гидравлический диаметр
межтрубного пространства, м.

Рассчитываем:

α1
= (1630 + 21*50 — 0,041*502)*0,40,8/0,01550,2
= 2844,14, Вт/м2 оС.

α2
= (1630 + 21*35 — 0,041*352)*0,460,8/0,0140,2
= 2917,92, Вт/м2 оС.

). Рассчитываем
коэффициент теплопередачи по формуле:

, Вт/м2 оС,

где α1
и α2 — коэффициенты теплоотдачи, Вт/м2 ∙оС;

λст
теплопроводность материала стенки (λст
= 50,2, Вт/(м ·°С)), Вт/м ∙оС;

δст
— толщина стенки трубы (δст
= 0,001, м), м.

Рассчитываем:

, Вт/м2 оС.

). Среднелогарифмическая
разность температур теплоносителей в подогревателе:

, оС.

). необходимая
поверхность нагрева подогревателя при μ = 0,8:

F
= Qр.гвс103 / (k∆tсрµ), м2,

где Qр.гвс — расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, кВт;

∆tср — среднелогарифмическая разность температур теплоносителей в
подогревателе, оС;

k
— коэффициент теплопередачи, Вт/м2 ∙оС;

μ — коэффициент,
учитывающий накипь и загрязнение трубок (приведён в Козин В.Е.
«Теплоснабжение», — приложение 13: «Значение коэффициента, учитывающего накипь
и загрязнение трубок»).

Рассчитываем:

F
= 334,79*103 / (1400,11*12,38*0,8) = 24,14, м2.

). Число секций одного
подогревателя:

z
= F/fc = 24,14/3,54 = 6,8, шт.,

где fc — поверхность нагрева одной секции.

Принимаем z = 7, шт.


7. Подбор элеваторов и
циркуляционных насосов абонентских вводов

Элеваторы выпускаются стандартных
размеров. Широкое распространение получили элеваторы типа ВТИ Мосэнерго. Их
выпускают стандартных размеров номерами от 1 до 7. Нумерация элеваторов
производится по диаметру камеры смешения dг от 15 до 59 мм.

основной расчетной характеристикой
для элеваторов является коэффициент смешения. ПРИ подборе элеватора коэффициент
смешения принимается на 15% выше его расчетного значения с учетом возможности
наладки присоединённой системы, т.е.: u = 1,15u’.

). Определим коэффициент смешения:

u = 1,15 (τ’1 — τ’3)/(τ’3 — τ’2),

где τ’1, τ’3 и τ’2 — температуры сетевой воды, оС.

u = 1,15*(130 — 95)/(95 — 70) = 1,61

). Определим приведённый расход:

, т/ч,

где G3 — расход теплоносителя на отопление и вентиляцию, т/ч;

h
— располагаемый напор, необходимый для работы элеватора, м.

Вычисляем:

, т/ч,

). Подбираем элеватор по
номограмме (Козин В.Е. «Теплоснабжение», — стр. 134: «Номограмма для подбора
элеватора»), в соответствии с расходом Gпр
= 70,93 т/ч и коэффициентом смешения u
= 1,61: соответствующего элеватора нет, следовательно, необходимо установить
подмешивающий насос.

). Подбираем
подмешивающий насос в соответствии с расходом Gпр
= 70,93 т/ч и напором h
= 15 м.

выбираем насос АЦМЛ-100S/247-5,5/4
HV3.5-WA-Н-Н

АЦМЛ
— тип агрегата;

100S
типоразмер агрегата и вариант исполнения проточной части;

247
— диаметр рабочего колеса (мм);

5,5
— мощность электродвигателя (кВт);

4
— число полюсов электродвигателя;

пустая позиция
— фланцевое присоединение к трубопроводу;

HV3.5-W
марка частотного преобразователя;

АА
код конструкции уплотнения вала:

—     стандартная
конструкция; одинарное уплотнение.

—       Рабочая среда:
вода, смесь вода-гликоль до 50%, охлаждающие жидкости.

—       Максимальная
температура рабочей среды +120°С.

Н — код материала рабочего колеса (чугун);

Н — код материала корпуса (упрочнённый чугун).

Производитель насоса:
промышленно-коммерческая компания «Линас» (россия).

На электродвигатель насоса
установлен частотный преобразователь Hydrovar, который позволяет
изменять напор и расход теплоносителя путём изменения числа оборотов двигателя.

Марка агрегата

Мощность электродвигателя, N, кВт

Соотв. макс. КПД

КПД, %

Масса, кг

Qопт, м3/ч

Hопт, м

АЦМЛ-100S/247-5,5/4

5,5

78,0

17,5

72

180



список литературы

1.
СНиП 2.04.07-86* (2000): «Тепловые сети»

2.
СНиП 2.04.14-88* (1998): «Тепловая изоляция оборудования и
трубопроводов»

3.
СНиП 23-01-99: «Строительная климатология»

4.
Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети — М.: Издательство МЭИ,
2001

5.
Козин В.Е. Теплоснабжение: Учебное пособие для студентов вузов —
М.: Высш. школа, 1980

6.
HTTP://www.rifsm.ru/ Материал теплоизоляционный «Трегран»

7.
http://www.linas-pump.ru Насос центробежный моноблочный «в линию»
АЦМЛ-100S/247-5,5/4

Учебная работа. Проектирование тепловых сетей промышленных предприятий