- •Аннотация
- •Введение
- •Выбор тепловой схемы и основного теплотехнического оборудования
- •1.1. Расчёт принципиальной тепловой схемы кэс
- •1.1.1. Общие сведения
- •1.1.2. Построение процесса расширения пара в турбине
- •1.1.3. Распределение регенеративного подогрева по ступеням
- •1.1.4. Составление уравнений материального баланса и конденсата для схемы
- •1.1.5. Расходы пара
- •1.1.6. Показатели тепловой экономичности энергоблока
- •1.2. Выбор основного и вспомогательного оборудования станции
- •1.2.1. Выбор котла
- •1.2.2. Выбор регенеративных подогревателей
- •1.2.3. Выбор деаэратора питательной воды
- •1.2.4. Выбор питательных насосов
- •1.2.5. Выбор конденсатора и конденсатных насосов
- •1.2.6. Выбор циркуляционного насоса
- •1.2.6. Выбор тягодутьевых машин
- •2. Выбор структурной схемы кэс
- •2.1. Варианты структурной схемы кэс
- •2.2. Выбор трансформаторов
- •2.3. Расчёт потерь электроэнергии
- •2.6. Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы кэс
- •3. Выбор схемы ру 500 и 220 кВ
- •3.1. Общие сведения
- •3.2. Выбор схемы ру вн 500 кВ
- •3.3. Выбор схемы ру сн 220 кВ
- •3.4. Расчёт схемы «4/3» ру вн 500 кВ
- •4. Расчёт токов кз и выбор электрооборудования
- •4.1. Расчётные точки и значения токов кз
- •4.2. Условия выбора электрооборудования
- •4.2.1.Общие сведения
- •4.2.2. Выбор выключателей
- •4.2.3. Выбор разъединителей
- •4.2.4. Выбор измерительных трансформаторов тока
- •4.2.5. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
- •4.3. Выбор электрооборудования для кэс 8х500 мВт
- •Прочее выбранное оборудование сведено в таблицу 4.2.
- •5. Выбор схемы собственных нужд
- •5.1. Общие положения
- •5.2. Выбор трансформаторов собственных нужд
- •5.3. Выбор схемы электроснабжения собственных нужд
- •6. Разработка рз основных элементов блока
- •6.1. Общие положения
- •6.2. Нарушение нормального режима
- •6.3. Основные защиты от внутренних повреждений
- •6.4. Резервные защиты
- •6.5. Продольная дифференциальная токовая защита генератора
- •6.6. Защита от замыканий на землю в обмотке статора
- •6.7. Поперечная дифференциальная токовая защита генератора
- •6.8. Защита от замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения
- •6.9. Дифференциальная защита трансформатора
- •6.10. Газовая защита
- •6.11. Защита от повышения напряжения
- •6.12. Дистанционная защита
- •6.13. Токовая защита обратной последовательности
- •6.14. Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью
- •6.15. Защита от симметричных перегрузок
- •6.16. Токовая защита от перегрузок током возбуждения в роторе
- •6.17. Защита от потери возбуждения
- •6.18. Дополнительная резервная токовая защита на стороне вн
- •6.19. Релейная защита собственных нужд электростанций
- •7. Эффективность инвестиций в проект с анализом
- •7.1. Расчет технико-экономических показателей кэс
- •7.2. Экономическая и финансовая осуществимость проекта
- •7.3. Анализ критериев эффективности инвестиций в кэс
- •7.4. Ранжирование влияющих факторов
- •8. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций
- •8.1. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ на подстанции
- •8.1.2. Организация работ по распоряжению
- •8.2. Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
- •8.2.1. Отключения
- •8.2.2. Вывешивание запрещающих плакатов
- •8.2.3. Проверка отсутствия напряжения
- •8.2.4. Установка заземления
- •9. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой емкости
- •9.1. Батарея конденсаторов большой ёмкости – общие сведения
- •9.2. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости
- •9.2.1. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости на примере модели
- •9.2.3. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости на примере подстанции «Красногорская»
- •Заключение
- •Список литературы
1.1.2. Построение процесса расширения пара в турбине
Процесс расширения пара в турбине представлен на рис.1.2.
Рис. 1.2. Процесс расширения пара в турбине К-500-23,5-4
1) По h,s-диаграмме, в соответствии с параметрами свежего пара (,) определяем энтальпию “т.0”:
.
Потери давления в стопорных регулирующих клапанах составляют 5%. Давление пара с учетом этих потерь (“т.0’ ”):
;
.
2) Строим процесс в ЦВД:
.
На пересечении кривой с прямойнаходим “т. 2т” и строим процесс "0'-2т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины.
Из -диаграммы:
.
3) Строим процесс "0'-2д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦВД турбины (с потерями).
Из определения внутреннего относительного КПД ЦВД
находим
4) Определяем энтальпию пара после промежуточного пароперегревателя по и из диаграммы:
;
;
5) Расчёт параметров пара в цилиндре среднего давления (ЦСД) турбины.
Давление пара на выходе из ЦСД турбины (т. 4т) обычно составляет 0,25 МПа. На пересечении кривой 0,25 МПа с прямой находим “т. 4т” и строим процесс "3-4т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины:
Из h,s-диаграммы:
.
6) Процесс "3-4д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦСД турбины (с потерями).
Из определения внутреннего относительного КПД ЦСД
находим :
.
7) Расчёт параметров пара в цилиндре низкого давления (ЦНД) турбины.
Давление пара на выходе из ЦНД турбины (т. 5) равно давлению в конденсаторе (). В нашем случае:. На пересечении кривойс прямойнаходим “т. 5т” и строим процесс "4-5т" - идеальный (адиабатический) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины.
Из -диаграммы:
.
Строим процесс "4-5д" - действительный (политропный) процесс срабатывания пара в ЦНД турбины (с потерями).
Из определения внутреннего относительного КПД ЦНД
находим :
1.1.3. Распределение регенеративного подогрева по ступеням
П1 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:
Отбор пара из т. 1 () ЦВД турбины:
Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П1:
.
Для подогревателей высокого давления поверхностного типа недогрев () обычно составляет 1-5 градусов. В наших расчётах для всех ПВД поверхностного типа примем:. Тогда температура конденсата греющего пара в регенеративном подогревателе П1 с учётом недогрева воды () составляет:
.
Давление воды, создаваемое питательным насосом (ПН), составляет:
.
Потерю давления питательной воды в каждом ПВД поверхностного типа примем равной: .
Тогда давление питательной воды за регенеративным подогревателем П1:
.
Зная и , определяется энтальпия питательной воды за П1:
.
Зная , определяется давление и энтальпия пара в П1:
;
.
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель ().
.
Зная , по процессу расширения пара в ЦВД, построенному наh,s-диаграмме, определяем:
;
.
П2 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:
Отбор пара из т.2 () ЦВД турбины (пар на выходе из ЦВД).
Пар отбора имеет те же параметры, что и пар на выходе из ЦВД:
Зная определяется температура и энтальпия пара в П2:
;
.
Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П2:
.
Температура питательной воды за регенеративным подогревателем П2 с учётом недогрева составляет:
.
Зная и, определяется энтальпия питательной воды за П2:
.
Процесс сжатия воды в питательном насосе (ПН):
Давление в деаэраторе:
Повышение энтальпии воды за счёт сжатия:
где - средний удельный объем воды,
- КПД насоса.
Энтальпия питательной воды за ПН:
.
П3 - подогреватель высокого давления (ПВД) поверхностного типа:
Отбор пара из т.3 () ЦСД турбины.
Давление питательной воды за регенеративным подогревателем П3:
.
Подогрев в П2 больше, чем в П3 на величину , отсюда имеем:
примем , тогда:
.
Температура питательной воды за П3:
.
Температура пара в регенеративном подогревателе П3 с учётом недогрева воды:
.
Давление и энтальпия пара в П3:
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе():
.
Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:
К - конденсатор (пар на выходе из турбины):
Конечное давление пара:
Зная давление, определим температуру и энтальпию пара в конденсаторе:
Д (П4) - деаэратор (подогреватель смешивающего типа):
Отбор пара из т.4 () ЦСД турбины.
В подогревателе смешивающего типа находится смесь подогреваемой питательной воды и конденсата греющего пара, поэтому в деаэраторе параметры пара и воды одинаковы:
; ;;;
(из исходных данных);
;
.
Зная , по процессу сработки пара в ЦСД, построенному вh,s-диаграмме, определяем:
;
.
Зная ,определяем температуру и энтальпию пара в П4:
;
.
П5 - подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:
Отбор пара из т.5 () ЦСД турбины.
Давление воды на выходе из П5 (с учётом потерь) примем:
;
;
Определим энтальпию питательной воды:
Температура пара в регенеративном подогревателе П5 с учётом недогрева воды:
Давление и энтальпия пара в П5:
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:
Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦСД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:
Общий подогрев питательной воды в ПНД, разделенный поровну между подогревателями:
где - количество ПНД.
П6 - подогреватель низкого давления (ПНД) поверхностного типа:
Отбор пара из т.6 () ЦСД турбины.
Давление воды на выходе из П6 (с учётом потерь) примем:
Энтальпия воды за подогревателем:
.
Определим температуру воды за подогревателем:
Температура пара в подогревателе П6 с учетом недогрева воды:
Давление и энтальпия пара в П6:
Энтальпия пара дренажа:
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь давления в паропроводе:
Зная давление пара в отборе турбины по процессу расширения пара в ЦНД, построенному в h,s-диаграмме, определяем температуру и энтальпию:
П7 - подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:
; ; ; ;
Отбор пара из т. ЦНД турбины:
.
Зная определяем давление и температуру воды в П7:
;
.
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.
.
Зная , по процессу сработки пара в ЦНД, построенному вh,s-диаграмме, определяем:
;
.
П8 - подогреватель низкого давления (ПНД) смешивающего типа:
; ;;;
Отбор пара из т. ЦНД турбины:
.
Зная определяем давление и температуру воды в П8:
;
.
Давление пара в отборе турбины с учётом потерь (5%) давления в паропроводе, соединяющем турбину и подогреватель.
.
Зная , по процессу сработки пара в ЦНД, построенному вh,s-диаграмме, определяем:
;
.
Вышепредставленные расчёты параметров пара и воды сведены в таблицу 1.1.
Таблица 1.1
Таблица параметров пара и воды
Точки процесса |
Элементы тепловой схемы |
Пар в отборе |
Пар в регенеративном подогревателе |
Вода за регенеративным подогревателем | |||||||||
P |
t |
h |
Pп |
tп |
h'п |
hдр |
θ |
Pв |
tв |
hв |
∆hв | ||
МПа |
°С |
кДж/кг |
МПа |
°С |
кДж/кг |
кДж/кг |
°С |
МПа |
°С |
кДж/кг |
кДж/кг | ||
- |
- |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
0 |
- |
23,5 |
540 |
3325 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0’ |
- |
22,325 |
540 |
3325 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
П1 |
6,542 |
339,5 |
2998 |
6,23 |
278 |
1226,5 |
1176,5 |
2 |
29,05 |
276 |
1211 |
112 |
ПП’(2) |
П2 |
4,167 |
279 |
2946 |
3,968 |
249,85 |
1085 |
1035 |
2 |
29,55 |
247,85 |
1078 |
190,962 |
ПП” |
- |
3,75 |
540 |
3540 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
3 |
П3 |
1,743 |
413,2 |
3281 |
1,66 |
203,18 |
866,6 |
816,6 |
2 |
30,05 |
201,18 |
870,27 |
127,308 |
- |
ПН |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
30,55 |
163,79 |
731,56 |
39,59 |
4 |
П4(Д) |
0,952 |
324,8 |
3106 |
0,68 |
163,8 |
692 |
- |
0 |
0,68 |
163,8 |
692 |
63,9 |
5 |
П5 |
0,536 |
250,2 |
2960 |
0,51 |
152,8 |
644,3 |
594,3 |
4 |
2 |
148,8 |
627 |
156,75 |
6 |
П6 |
0,179 |
130,86 |
2731 |
0,17 |
115,8 |
486 |
436 |
4 |
2 |
111,8 |
470,25 |
156,75 |
7 |
П7 |
0,04032 |
76 |
2487 |
0,0384 |
74,89 |
313,5 |
- |
0 |
0,0384 |
74,89 |
313,5 |
156,75 |
8 |
П8 |
0,0675 |
38 |
2244 |
0,00643 |
37,42 |
156,75 |
- |
0 |
0,00643 |
37,42 |
156,75 |
156,75 |
- |
К |
0,0033 |
26,7 |
2242,13 |
- |
- |
- |
- |
- |
0,0033 |
26,7 |
107,73 |
- |