Таблица 1.4. Основные параметры работы ГДЭС

№	Параметр	Ед. изм.	Значение
1	Номинальная электрическая нагрузка	кВт	5000
2	Номинальная тепловая нагрузка	кВт	7000
3	Расход щепы влажностью 50 %	кг/ч	997
4	Номинальная производительность газогенератора по сухому газу	м3/ч	1340
5	Расход дутьевого воздуха	м3/ч	893
6	Теплота сгорания генераторного газа	МДж/м3	4,4
7	Расход дизельного топлива	кг/ч	19,2
8	Расход электроэнергии на собственные нужды	кВт	50
9	Термический к.п.д. газогенератора	%	84
10	КПД дизель-генератора	%	35
11	Электрический к.п.д. станции	%	23
12	Общий к.п.д. станции	%	47

Следует также рассмотреть возможность использования турбины одного и двух давлений. Расчет произведен при известных параметрах газовой смеси, поступающей во входное сечение котла-утилизатора (расход, температура и коэффициент избытка воздуха). Наличие этих параметров позволяет определить количество теплоты, подведенной в котел. В табл. 1.5 приведены основные технические характеристики указанной схемы.

Таблица 1.5 Технические характеристики газогенераторной паротурбинной электрической станции

Наименование параметра	Одноконтурная схема	Двухконтурная схема
Контур генерации пара высокого давления:
- давление пара за ПП (ППВД), МПа	5,59	5,59
- температура пара за ПП (ППВД), °С	540	540
- расход пара высокого давления, кг/с	1,024	1,232
Контур генерации пара низкого давления:
- давление пара за ПП (ППНД), МПа	-	0,67
- температура пара за ПП (ППНД), °С	-	210
- расход пара высокого давления, кг/с	-	0,231
Параметры газового тракта котла-утилизатора:
Расход продуктов сгорания, кг/с	8,88
Коэффициент избытка воздуха	6,8
Температура продуктов сгорания на входе, °С	583
Температура уходящих газов, °С	168,0	103,2
Энергетические показатели блока:
Электрическая мощность, МВт	0,96	1,32
Теплотворная способность топлива, МДж/кг	10
Электрический КПД блока (брутто), %	21,34	29,32

1.4.1 Устройство, техническая характеристика газогенератора

Основные технические показатели газогенератора Г-3.

Таблица 1.6

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Номера замеров	Средние значения
			1	2	3
1.	Зольность	%	2,01	2,01	1,9	2,0
2.	Выход летучих	%	75,5	76,0	76,5	76,0
3.	Расход топлива	кг/ч	1250	1250	1250	1250
4.	Производительность установки по газу	кг/ч	2340	2340	2340	2340
5.	Производительность установки по теплоте	кВт	2300	2300	2300	2300
6.	Температура генераторного газа в зоне газификации	°С	1000	1100	1300	1100

Газогенератор -- устройство для преобразования твёрдого или жидкого топлива в газообразную форму. Наиболее распространены газогенераторы, работающие на дровах, древесном угле, каменном угле, буром угле, коксе и топливных пеллетах. Газогенераторы, использующие в качестве топлива мазут и другие виды жидкого топлива, применяются значительно реже.

Обеспечивая более полное сгорание отходов деревообработки и сельскохозяйственной продукции (опилки, лузга семечек и т. д.), использование газогенератора позволяет сократить выбросы в атмосферу. При этом КПД достигает 93 %, что в 3 раза превышает эффект от прямого сжигания.

Газогенератор использует несколько принципов работы.

Неполное сгорание топлива и переход его в газообразную форму -- монооксид углерода или угарный газ.

Термическое разложение топлива (пиролиз) и выделение из него смолистой фракции и продуктов её разложения.

Горение топлива с подачей в камеру сгорания воды. Топливо восстанавливает водород, результатом работы такого газогенератора является синтез-газ. Этот процесс также называется газификацией.

Газогенератор обычно применяется как при наличии уже имеющихся двигателей внутреннего сгорания (как бензиновых, так и дизельных) и отсутствии основного жидкого (бензин, солярка) топлива для них, так и в обеспечении сопроцессов производств, имеющих большое количество отходов, пригодных для газогенератора как топливо. Примером последнего могут служить газогенераторные установки осушения сырья на лесозаготовках, работающие на отходах производства -- опилках и древесных чурках.

Различают три основных вида газогенераторов: прямого, обратного и горизонтального процессов. Также известны и газогенераторы двухзонного процесса, которые представляют собой комбинацию прямого и обратного процессов.

1.4.2 Устройство, техническая характеристика и принцип работы котла-утилизатора КСТ-80

Котел-утилизатор КСТ-80 конструкции «Укрэнергочермета» установки сухого тушения кокса - однобарабанный, змеевикового типа с многократной принудительной циркуляцией. Поверхности нагрева расположены в вертикальной шахте. Направление потока греющих газов сверху вниз (нисходящий поток). Скорость газового потока не должна быть выше 7 м/сек, во избежание истирания металла трубок поверхностей нагрева котла мелкой фракцией кокса, уносимой потоком циркуляционного газа из тушильной камеры. Газоход котла выполнен из металлических листов, сваренных между собой для создания газоплотности, во избежание присосов воздуха, повышения содержания кислорода в газах, влекущего за собой усиление горения кокса в камере тушения. В зонах высоких температур (пылеосадительный бункер, газоход котла в районе пароперегревателя и испарительной поверхности) металлический кожух газохода изнутри выложен огнеупорным кирпичом.

Котел состоит из следующих частей:

1) барабана (диаметр 1 600 мм, длина 5 500 мм), в барабане расположены устройства: для ввода реагентов для внутрикотловой обработки воды, отвода воды непрерывной и периодической продувок, испарительные устройства, состоящие из двух приемных отсеков, в которых установлены отбойные щиты, паросборного коллектора, защитного устройства водоотводящих труб.

2) двух блоков (четырех пакетов), последовательно соединенных, водяного экономайзера. Входной блок экономайзера состоит из пакетов, над которыми расположены два пакета выходного блока экономайзера, блоки расположены последовательно по ходу газов. Каждый пакет состоит из 26 параллельно включенных змеевиков из трубы диаметром 25Ч3 мм. Входные и выходные коллектора экономайзера расположены в газоходе котла, входные камеры в зоне температур около 160°С, а выходные в зоне температур порядка 300 °С.

3) двух блоков (четырех пакетов), последовательно соединенных, испарительной поверхности. Входные коллектора испарительной секции расположены в газоходе котла, в зоне температур газов около 300 °С.

4) двух последовательно соединенных пакетов пароперегревателя, со встроенным пароохладителем. Пакеты расположены первыми по ходу газов горизонтально в вертикальной шахте, за поворотной камерой.

5) котел имеет экранные испарительные пучки труб (солому). Верхняя часть экранной поверхности образует двухтрубный шахматный пучок труб над пароперегревателем, который переходит затем в настенные, двухсветные экраны в области поворотного газохода. Экранные поверхности состоят из труб диаметром 166Ч2, параллельно включенных змеевиков из трубы диаметром 25Ч3 мм. Выходные участки труб проходят через обмуровку потолочного перекрытия и привариваются непосредственно к штуцерам барабана котла.

6) трубопроводы в пределах котла:

а) подводящие трубопроводы питательной воды;

б) отводящие трубопроводы испарительного контура;

в) трубопроводы насыщенного и перегретого пара;

г) трубы периодической и непрерывной продувок, линия фосфатирования

7) запорная, регулирующая, предохранительная и защитная арматура.

К вспомогательному оборудованию котла относятся:

а) циркуляционные насосы типа НКУ-250 (по два на котле);

б) мельничный дутьевой вентилятор типа ВМ-160/850;

в) резервный дымосос типа ДН-12 (работает только при аварийном отключении мельничного вентилятора).

Специальная щитовая обмуровка и металлическая обшивка котла отвечают требованиям повышенной плотности. В зоне высоких температур (выше 450 °С) обмуровка трехслойная (огнеупорный бетон, термоизоляционный бетон, совелитовые плиты). В ходе проведения ремонтов огнеупорные бетоны в районе коллекторов пароперегревателя и стен, вдоль испарительных поверхностей нагрева, обращенных внутрь котельной, заменены на огнеупорный кирпич - шамотный и динасовый. Металлические щиты обшивки котла имеют наружную тепловую изоляцию в виде минераловатных прошивных матов покрытых сверху металлическим (алюминиевым) покровным слоем.



1.4.2.1 Тепловая характеристика котла-утилизатора КСТ-80

Ниже приводится таблица, отражающая краткие тепловые характеристики котлов-утилизатора КСТ-80 таблицы 1.7. Таблица составлена на основе технологической инструкции.

Таблица 1.7 Тепловая характеристика котла-утилизатора

Наименование параметра	Единицы измерения	Показатель
1	2	3
Рабочее давление в барабане котла	кгс/см2	18; 18; 25
Паропроизводительность	т/ч	25
Допустимая температура перегретого пара в промежуточной камере	°С	450
Температура пара в промежуточной камере	°С	370
Количество греющих продуктов сгорания (расчетная)	м3/ч	82100
Температура греющих продуктов сгорания перед котлом	°С	800
Температура греющих продуктов сгорания перед испарительной поверхностью	°С	650
Температура греющих продуктов сгорания перед экономайзером	°С	до 300
Температура греющих продуктов после экономайзера	°С	160-220
Температура воды на входе в экономайзер	°С	74-104
КПД котлоагрегата	%	80,8
Потери тепла: с уходящими газами в окружающую среду	% %	до 20 до 0,6
Гидравлическое сопротивление котла	кгс/см2	3,5
Гидравлическое сопротивление пароперегревателя	кгс/см2	2-2,5
Аэродинамическое сопротивление котла	мм.вод.ст	80-100
Паровой объём котла	м3	7,3
Водяной объём котла	м3	12,8
Количество циркуляционной воды, до	т/ч	250

1.4.3 Технические параметры насоса НКУ-250

Основные технические параметры циркуляционных насосов приведены в таблице 1.8, данные приводятся на основе технологической инструкции, паспорта агрегата.

Таблица 1.8 Техническая характеристика насоса НКУ-250

Наименование показателя	Единицы измерения	Показатель
1	2	3
Производительность	м3/ч	250
Создаваемый напор	м.вод.ст	32
Частота вращения	об/мин	1450
Мощность электропривода	кВт	45
Допустимая температура перекачиваемой воды	°С	255
Характеристика качества перекачиваемой воды: значение РН содержание механических примесей при размере не более 0,1 мм	- %	8-9 до 0,1 по массе

1.5 Устройство и принцип работы

Воздух компрессором 9 ГТУ под давлением 1,2-1,6 МПа подается сначала в корпус 1 топки котла, а затем в камеру с кипящим слоем. Дрова и доломит смешиваются и пневматической системой подаются в кипящий слой в который погружены трубы пароперегревателя 2 котла. Горячие газы, образовавшиеся в камере с кипящим слоем, очищаются в циклонах 7 и подаются в газовую турбину 8 установленную на одном валу с компрессором 9. Часть механической энергии. вырабатываемой газовой турбиной 8. расходуется на сжатие воздуха в компрессоре 9, а часть идет на привод дизель - электрогенератора 14 для получения электроэнергии. Отработавшие газы после газовой турбины 8 поступают в регенератор 3 и затем, через выхлопное устройство в камеру сушки опилок. В регенераторе 3 установлен экономайзер, куда из бака конденсатной воды 6 насосом 15 подается конденсат под давлением. Здесь конденсат, за счет утилизации тепла выхлопных газов, нагревается и поступает в пароперегреватель 2 установленный в кипящем слое камеры 1. Перегретый пар, расширяясь в паровой турбине 4, производит механическую работу для привода дизельэлектрогенератора 14. Отработавший пар, в турбине 4 поступает в конденсатор 5, где он конденсируется обдавая тепло воде используемой для бытовых и технических нужд. Полученный конденсат насосом 16 подается в бак конденсата. Зола из кипящего слоя и из циклонов пневмотранспортом подается в бункер. Доломит подмешивается в молярном отношении Ca/S=1,9-2. (При температуре около 850°С оксиды реагирующей с кальцием доломита превращаясь в сульфат кальция (гипс), который удаляется вместе с золой). Средняя скорость воздуха для ожижения слоя составляет 0,9-1 м/с, а избыток воздуха б=1,1-1,3. Эффективность горения 97-99%. Температура в кипящем слое должна быть не выше 900°С, поэтому температура газов, поступающих в газовую турбину 8, не более 850°С. Для повышения температуры газов можно часть дров подвергать пиролизу, а полученный газ сжигать для повышения температуры в дополнительной камере сгорания 18. В результате этого можно повысить мощность турбины. Кипящий слой под давлением разжигается с помощью мазутных форсунок, затем переводится на дрова. Кипящий слой высотой 3,5-4 м. ведет себя стабильно. При полной нагрузке все трубы котла погружены в кипящий слой. Если высота слоя уменьшается, например, после удаления золы, некоторые трубы оказываются над слоем и нагрузка котла уменьшается, т.к. уменьшается количество тепла передаваемого трубам, а также уменьшается температура газа. Это приводит к снижению мощности паровой и газовой турбин. Таким образом, регулирование можно осуществлять изменением массы кипящего слоя.



2. Расчетная часть

2.1 Термодинамический расчет ГТУ

(2.1)

кДж/кг

Температура воздуха за компрессором.

(378,1°С). (2.2)

Давление воздуха за компрессором, или на входе камеры с кипящим слоем.

МПа (2.3)

Воздух после компрессора под давлением Р3=1,17 МПа, температурой Т3=651,1°К, с расходом Gв =115 кг/с поступает в камеру с кипящим слоем. Туда же подается топливо Gт и доломит Gизв.

Давление газа перед турбиной газогенератора с учетом потерь в камере с кипящим слоем и в дополнительной камере сгорания КС будет равно

МПа (2.4)

Температура газов после турбины газогенератора



°К. (2.5)

Ср.г. при Т4*=1270°К, и б=1,1 из монограммы Ср.г.=1,26

(2.6)

Степень расширения газов в турбине газогенератора.

(2.7)

Давление газов за турбиной газогенератора

МПа (2.8)

Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем равным

Рст=0,11 МПа (2.9)

Степень расширения газов в силовой турбине

(2.10)

Удельная работа силовой турбины



(2.11)

кДж/кг (2.12)

При Т5*=980 °К и б=1,1; Срг=1,21;

(2.13)

(2.14)

Температура газов за свободной силовой турбиной

°К (509°С) (2.15)

Мощность свободной силовой турбины

кВт = 27,577 МВт (2.16)

За счет газотурбинного цикла получена электрическая мощность

Nэ=Nст=27,577 МВт (2.17)

Выходные газы после силовой газотурбины с параметрами Gг=115 кг/с, Рст=0,11 МПа, Тст=782°К (509°С) уходят в котел утилизатор.



2.2 Расчет котла-утилизатора

В котле утилизаторе устанавливаем только экономайзер. На рис. 14 приведен график распределения температур газов и воды по высоте котла утилизатора. На рис.2.1 показана схема котла утилизатора.

Рис. 2.1. Распределение температур газа и воды в котле-утилизаторе

Рис. 2.2. Схема котла-утилизатора

В испарители вода нагревается до температуры 300°С при которой она преобразовывается в сухой насыщенный пар с теплосодержанием h1=2961,5 кДж/кг. Теплота парообразования составляет величину:

Объемные доли газов: r_CO=0,24; r_CO2=0,14; r_H2=0,24; r_N2=0,12; r_H2О=0,25; r_H2S=0,01; =1,0.

Энтальпии газов определяются по формуле:

, (2.18)



где (cэ)_i - энтальпии каждого из элементов газа (таблица XIII [1]).

Для облегчения дальнейшего расчета энтальпии газов, вычисляемые по формуле (2.18) сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Энтальпии газов

	Температура утилизируемых газов,tуг,С
	500	560	600	700	800	850	900
,ккал/м3C	0,0770	0,0775	0,0778	0,0787	0,0794	0,0794	0,0802
,ккал/м3	0,0665	0,0676	0,0683	0,0698	0,0713	0,0719	0,0725
,ккал/м3С	0,0749	0,0749	0,0749	0,0751	0,0754	0,0756	0,0758
,ккал/м3С	0,0381	0,0383	0,0384	0,0388	0,0392	0,0394	0,0395
,ккал/м3	0,0949	0,0958	0,0964	0,0980	0,0996	0,1004	0,1013
,ккал/м3	0,0040	0,0040	0,0041	0,0042	0,0043	0,0043	0,0043
CГ =	0,3554	0,3581	0,3599	0,3646	0,3692	0,3714	0,3736
;	177,70	200,54	215,94	254,80	295,36	315,69	336,24

Zn=h1-hs= 2961,5 -1085,7= 1876 кДж/кг (2.19)

Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где пар перегревается до температуры t0=550°C и его теплосодержание становится равным h0=3512 кДж/кг.

Температура кипящего слоя не превышает 900°С (1173°К), т.к. парообразователь с пароперегревателем, находящиеся в кипящем слое, отбирают тепло.

Перегретый пар срабатывает в паровой турбине до атмосферного давления Pвых=0,11 МПа и температуры 100°С. Теплосодержание пара на выходе из турбины h'вых=2675,6 кДж/кг.

Отработавший пар конденсируется в бойлере до температуры t3=80°C. C теплосодержанием h3=335 кДж/кг. Теплоперепад отработавшего пара и конденсата hбоил.= h'вых - h3 = 2675,6-335=2341 кДж/кг. Это тепло перейдет в воду круга циркуляции воды системы отопления и горячего водоснабжения.

Важнейшим параметром комбинированной ГПТУ является паровое отношение Тп. Тп=Gп/Gг. Паровое отношение может быть определено из уравнений теплового баланса для экономайзера, испарителя или пароперегревателя. В кипящем слое установлены испаритель и пароперегреватель. Уравнение теплового баланса для парообразователя и пароперегревателя запишется в виде (2.20):

Ср((h0-h1)+zn)=GгCрг(Т4-T'4) (2.20)

Здесь Т4 из монограмм при Т3=651,1°К и gт=0,056

В этом случае паровое соотношение будет

= (2.21)

В котле утилизаторе установлен только экономайзер. Уравнение теплового баланса экономайзера, согласно рис. 2.1 запишется в виде

Gв(hs-h3)=GгCрг(Tтс-T5) (2.22)

Откуда

= (2.23)



Выбираем Тп=0,65. В этом случае вода в экономайзере нагреется до температуры ts<250°C, т.к. Тэкп=0,55<0,65

Из уравнения теплового баланса экономайзера при Тп=0,65 следует, что теплосодержание воды на выходе из экономайзера будет

=кДж/кг (2.24)

Из таблиц следует, что вода в экономайзере нагреется до температуры ts=222°C. Дальнейший нагрев воды, парообразование и перегрев пара обеспечит кипящий слой.

Количество пара, которое можно получить Gп=Gп*Тп=115*0,65=74,75кг/с. ? 269,1 т/ч. (2.25)

Для сжигания в топке с кипящим слоем под давлением используется дальневосточная лиственница. При этом принимаем: Wр=6,5 Aспр=43,5 Cр=38,2 Sрп=0,4 Hр=3 Nр=0,8 Oр=7,3 Qрн=15,8 МДж/кг Vг=24 K=1,35 -коэф. размолотости.

Из уравнения Менделеева найден теоретический расход сухого воздуха.

U0в=3,9712 м3/кг при св=1,293 кг/м3, L0= U0в св=5,135 кг возд./кг топл. (2.26)

Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру с кипящим слоем принимаем равным б=1,2

Удельный расход топлива qт на 1 кг воздуха составляет величину

qт=1/ б L0 =0,1623 кг топл./кг возд. (2.27)

Удельный расход топлива q*т приведенный к жидкому или газообразному на 1 кг воздуха составляет величину



q*т=1/ б L*0 =0,1623 кг топл./кг возд. (2.28)

Расход топлива при qт=0,1623 кг топл./кг возд. При Gв =115 кг/с составляет величину

Gт=Gв*qт=115*0,1623=18,66 кг/час. (2.29)

Количество тепла подведенного с топливом в единицу времени.

QрнGт=5800*18,66=94,8*103 кВт = 74,8 МВт. (2.30)

Потери тепла с уходящими газами.

QII=CргGг(Твых5-Тн)=1,07*115*(423-288) = 16,612 МВт. (2.31)

В дополнительной камере сгорания при сгорании топлива выделяется следующее количество тепла Qкс=Gгcрг(Т-Т4)=115*1,255*(1270-1123)= н

В дополнительной камере сгорания сжигается газообразное топливо, состоящее в основном из СО, полученного в результате пиролиза дров из лиственницы. При коэффициенте избытка воздуха б=0,5-0,8 под давлением 0,15-0,3 МПа. Теплотворная способность такого топлива Qрн=5,5 МДж/кг Из 1 т. дров получается 3500 м3 топливного газа. В дополнительной камере сгорания нужно сжигать газообразного топлива в количестве

Gкст=Qкс/Qрн гп=21,22/5,5=3,86 м3/с Gкстг= Gкстсг=3,86 *1,167=4,5 кг/с (2.32)

Чтобы получать такое количество газа, нужно подвергать пиролизу



Gдров=Gкст/3500=9241/3500=2,64 т/час. (2.31)

Из расчета реакции горения, получено требуемое количество воздуха для сгорания 1 кг топлива. L0=4,9436 кг возд./кг топл. В газах, на входе в дополнительную камеру сгорания, с расходом Gв =115 кг/с содержится

G*в=б* Gг=0,2*115 = 23 кг/с (2.32)

В камере сгорания может сгореть Gкст= G*в/Lкс0=23/4,9436=4,65 кг топл./с, а должно сгорать Gкстг=4,5 кг/с, следовательно количество кислорода, содержащегося в газах, идущих из камеры с кипящим слоем под давление, достаточно для сгорания топлива в дополнительной камере сгорания.

Мощность установки, с учетом внутренних потерь, составляет величину

N*уст=QрнGт+Qкс-QII=74,8 +21,22 -16,612 =79,41 МВт (2.33)

Термический КПД цикла Ренкина, если пренебречь работой насоса, и с учетом нагрева воды в экономайзере за счет тепла выхлопных газов до температуры 204,5 °С.

= (2.34)

Мощность паровой турбины можно определить из выражения

= МВт (2.35)



Мощность паровой турбины можно также определить используя T-S диаграмму действительного цикла Ренкина для паровой силовой установки, работающей на перегретом паре, при Р0=9 МПа и Т0=823°К.

Параметры воды и пара в точках построенной на Т-S диаграммы взяты из таблицы 3. и сведены в нижеприведенную таблицу 2.2,

Таблица 2.2

Точки T-S диаграммы	Ti °K, ti °C	hi кДж/кг	Si кДж/кг*К
3	353 80	335	0,7035
S	494,8 221,6	953	2,5207
S*	523 250	1085,8	2,7936
1	573 300	2961	6,3634
0	823 550	3512	6,82
2	373 100	2676,5	7,3628

Диаграмма T-S построена в масштабе мт=4 °К/мм мs=0,05 кДж/кг.К.мм. Площадь полезной работы на T-S диаграмме 3S3*1023

FУ=5635 мм2. (2.36)

Полезная работа, совершенная 1 кг пара в необратимом процессе в паровой турбине, составляет величину. Lт= FУ мт мs= 5635*4*0.05 = 1127 кДж/кг.

От паровой турбины можно получить мощность, идущую на привод дизель-электрогенератора.

Nпт= LтGпзпт = 1127*74,75*0,93=78,3 МВт (2.37)

Мощность паровой турбины, полученная по двум разным методикам близка. Суммарная мощность брутто, идущая на выработку электрической энергии, составляет величину.



Nэ=NУбрутто=Nст+Nпт= 27577 + 78300=105877 кВт (2.38)

КПД установки брутто.

= (2.39)

При конденсации отработавшего пара в бойлере получаем горячую воду для бытовых нужд. Удельная работа отработавшего пара при его конденсации в бойлере составит величину

= кДж/кг (2.40)

Тепловая мощность системы отопления и горячей воды составит величину

Nбойл=Gпhбойл = 1989,5*74,75=148716 кВт = 149 МВт (2.41)

С учетом тепловой мощности, полученной дополнительно в результате конденсации пара КПД установки составляет величину

= (2.42)

2.3 Расчет впрыскивающего пароохладителя

Впрыскивающий пароохладитель представляет собой участок паропровода перегретого пара, в котором расположена перфорированная труба с отверстиями диаметром 3-5 мм, через которые в пар подается распыленная вода. Для предотвращения попадания на стенку паропровода относительно холодных струй воды в месте установки распылителя в паропроводе имеется разгруженная от давления защитная рубашка с зазором между ней и паропроводом 6-10 мм. Длина защитной рубашки не менее 0,5 метра. Впрыскивающий пароохладитель представлен на рисунке 2.3.

1 - форсунка-распылитель; 2 - присоединительный штуцер; 3 - коллектор; 4 - защитная рубашка.

Рисунок 2.3 - Впрыскивающий пароохладитель

2.3.1 Тепловой расчет

В данном дипломном проекте предлагается использовать впрыскивающий пароохладитель, с целью понижения температуры перегретого пара с 380 єС до необходимых 280 єС.

Количество пара G_п, кг/час, после впрыскивающего пароохладителя увеличивается, и находится по формуле:

, (2.43)

где - количество пара до пароохладителя, кг/час;

- количество воды поступающей в пароохладитель, кг/час.

Общее количество воды , кг/час, поступающей в поверхностный пароохладитель определяется по формуле:



, (2.44)

где и - энтальпии перегретого пара и впрыскиваемой воды, поступающих в пароохладитель, кДж/кг;

- снижение энтальпии пара в пароохладителе, кДж/кг.

Впрыскивать в пароохладитель предполагается питательную воду с температурой єС.

Таким образом, исходя из данных полученных в результате теплового расчета котла-утилизатора КСТ-80, имеем:

Количество пара до пароохладителя =23 940 кг/час.

Энтальпия перегретого пара до пароохладителя =3 218 кДж/кг.

Энтальпия питательной воды =419 кДж/кг.

Снижение энтальпии перегретого пара в пароохладителе при снижении его температуры с 380 єС до 280 єС составляет =214 кДж/кг.

Тогда общее количество питательной воды поступающей на впрыск согласно формуле (2) будет равно:

, кг/час. (2.45)

Количество пара с температурой 280 єС после впрыскивающего пароохладителя согласно формуле (1) будет равно:

, кг/час. (2.46)

Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата увеличится на 5,88%.



2.3.2 Конструктивный расчет

Выбор числа отверстий производится из условия, что при максимальном расходе воды на впрыск скорость воды в отверстии должна составлять 10-12 метров в секунду. Скорость воды в отверстии , м/сек, определяется по следующей формуле(2.47):

, (2.47)

где - расход воды на впрыск, кг/сек;

- удельный объем впрыскиваемой воды, м³/кг;

- площадь отверстия, м²;

- число отверстий.

Площадь сечения отверстия F, м², определяется по формуле (2.48):

, (2.48)

где - диаметр отверстия, м.

Принимаем, согласно рекомендациям в литературе /8, 224/ диаметр отверстия 0,003 метра и скорость воды в отверстии 12 м/сек. Тогда число отверстий n, будет равно:

(2.49)

Принимаем число отверстий n=5.

Надежность работы впрыскивающего пароохладителя зависит от выбора длины защитной рубашки. Длина защитной рубашки определяется для максимальной производительности узла впрыска в зависимости от массовой скорости пара в месте впрыска, при минимальной расчетной нагрузке парогенератора, давления пара и разности температур между паром и каплями влаги в начале и конце участка испарения.

Для определения длины защитной рубашки определяет значения , єС,:

, (2.50)

где - температура пара на входе в пароохладитель, єС;

- температура насыщения при давлении в пароохладителе, єС.

єС.

, (2.51)

где - температура пара на выходе из пароохладителя, єС;

єС.

Определяем длину защитной рубашки по номограммам на основании значений разностей температур и .

Пароохладитель выполнен из трубы с внутренним диаметром 169 мм ().

Длину защитной рубашки принимаем: метра.

Защитная рубашка выполнена из трубы с наружным диаметром 159 мм.

2.4 Гидравлический расчет

Задачами гидравлических расчётов трубопроводов могут являться:

1) расчёт перепадов давления при обычных режимах, т.е. расходах меньших критических;

2) определение максимально возможного (критического) расхода пара в паропроводе;

3) определение перепадов давления (и соответственно параметров потока) в паропроводе при продувках в атмосферу.

Для выполнения гидравлических расчётов трубопроводов необходимо располагать параметрами пара на выходе, компоновочными и конструктивными данными по всем элементам трассы трубопроводов.

Компоновочные и конструктивные данные трассы трубопроводов должны содержать: схему трубопроводов, включающую в себя все элементы в последовательности, соответствующей движению потока, геометрические размеры каждого элемента, характеристики всех местных сопротивлений, в том числе арматуры.

В данном дипломном проекте проводится расчёт перепадов давления при обычном режиме.

2.4.1 Гидравлический расчет паропровода

Паропроводы на температуру перегретого пара до 450 єС и давление не более 4 МПа конструируются из труб, стали 20.Рекомендуемое значение скорости свежего пара докритических параметров 50-70 м/сек. Потеря давления в трубопроводе , Па, определяется по формуле:

, (2.52)

где - линейная потеря давления, Па;

- потеря давления в местных сопротивлениях, Па.

Линейная потеря давления , Па равна:

, (2.53)



где - удельная линейная потеря давления, Па/м;

- длина трубопровода, м.

Подавляющее большинство трубопроводов работает в области квадратичного закона сопротивлений, для них (для определения удельной линейной потери давления , Па/м) справедлива следующая формула:

, (2.54)

где - коэффициент, определяется по литературе /9, 98/ с учетом абсолютной эквивалентной шероховатости внутренней стенки труб трубопровода, м^0,25;

- расход теплоносителя, кг/сек;

- средняя плотность пара, кг/м³;

- внутренний диаметр участка трубопровода, м.

Внутренний диаметр участка трубопровода , м, определяют по рекомендуемой скорости движения среды, исходя из максимально-возможного в эксплуатации ее расхода:

, (2.55)

где - скорость движения среды, м/с.

Потеря давления в местных сопротивлениях, Па равна:

, (2.56)



где - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Рисунок 2.4 - Аксонометрическая схема паропровода от котла к турбине

Расчет падения давления на участке A-B.

Разбиваем участок на 4 части:

Рисунок 2.5 - Участок паропровода А-В

Позиции 1 - места врезки паропроводов от соответствующих котлов-утилизаторов КСТ-80.

G - расход пара на участке, кг/сек;

L - длина участка, м;

- скорость движения пара, м/сек;

P₁ - давление пара в начале участка, МПа;

d_вн - внутренний диаметр участка трубопровода, мм;

R_л - удельная линейная потеря давления, Па/м;

- потеря давления на участке, Па;

P₂ - давление пара в конце участка, МПа.

Ниже приводится сводная таблица результатов гидравлического расчета выполненного согласно формул (2.52)-(2.56)



Таблица 2.6 - Сводная таблица расчета участка А-В

№ участка	G	L		P1	dвн	Rл		P2
4-3	7,04	12	21,8	1,1	351	38,35	460	1,0995
3-2	14,08	24	44	1,0995	351	153,4	4316	1,095
2-1	21,12	12	65,4	1,095	351	345,1	6211	1,089
1-5	21,12	6

Участок 4-3.

Принимаем скорость движения пара - 50 м/сек. Тогда согласно формуле (10) внутренний диаметр трубопровода будет равен:

м (2.57)

Согласно сортаменту труб для паропроводов принимаем к прокладке трубу с внутренним диаметром 351 мм. Тогда скорость движения пара из выражения (10) определится:

м/сек. (2.58)

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м. (2.59)

Линейная потеря давления на участке:

Па. (2.60)



Местных сопротивлений на участке нет, следовательно, потеря давления на участке будет равна:

(2.70)

Па. (2.71)

Давление пара P₂, Па, в конце участка 4-3 будет равно:

, (2.72)

Па. (2.73)

Участок 3-2.

Принимаем скорость движения пара - 70 м/сек. Тогда согласно формуле (10) внутренний диаметр трубопровода будет равен:

м. (2.74)

Согласно сортаменту труб для паропроводов принимаем к прокладке трубу с внутренним диаметром 351 мм. Тогда скорость движения пара из выражения (10) определится:

м/сек. (2.75)

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м. (2.76)



Линейная потеря давления на участке:

Па. (2.77)

Из местных сопротивлений на участке есть сальниковый компенсатор (), следовательно, потеря давления в местном сопротивлении согласно формулы составит:

Па. (2.78)

Полное падение давления на участке по формуле составит:

Па. (2.79)

Давление пара в конце участка 3-2, согласно формуле будет равно:

Па. (2.80)

Участки 2-1 и 1-5.

Принимаем скорость движения пара - 70 м/сек. Тогда согласно формуле внутренний диаметр трубопровода будет равен:

м (2.81)

Согласно сортаменту труб для паропроводов принимаем к прокладке трубу с внутренним диаметром 351 мм. Тогда скорость движения пара из выражения (10) определится:



м/сек. (2.83)

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м. (2.84)

Линейная потеря давления на участке:

Па. (2.85)

Местных сопротивлений на участке нет, следовательно, потеря давления на участке будет равна:

(2.86)

Па. (2.87)

Давление пара в конце участка 5-1 согласно формуле (10) будет равно:

Па.

Расчет падения давления при переходе с участка A-B на B-C, с B-C на C-D, c C-D на D-E (см. рисунок 2.5).

При переходе используется колено под углом 90є, гладкое R=2d, коэффициент местного сопротивления , количество колен 3.

Тогда падение давления пара при переходе через местное сопротивление согласно формуле будет равно:

Па. (2.88)



Расчет падения давления на участке B-C-D-D^I (см. рисунок 2.5).

Согласно формуле (9) удельная линейная потеря давления будет равна:

Па/м. (2.89)

Линейное падение давления:

, Па. (2.90)

Расчет падения давления на участке D^I-E. Расход пара на турбогенераторы составляет: 13,9 кг/сек. Принимаем скорость движения пара - 70 м/сек. Тогда согласно формуле (10) внутренний диаметр трубопровода определится:

м. (2.91)

Согласно сортаменту труб для паропроводов принимаем к прокладке трубу с внутренним диаметром 299 мм. Тогда скорость движения пара из выражения (10) определится:

м/сек. (2.92)

Удельная линейная потеря давления:

Па/м. (2.93)



Линейное падение давления:

Па. (2.94)

Расчет падения давления при переходе с участка D-E на E-F, с E-F на F-G, c F-G на G-H (см. рисунок 2.4).

При переходе используется колено под углом 90є, гладкое R=2d, коэффициент местного сопротивления , количество колен 3.

Тогда падение давления пара при переходе через местное сопротивление согласно формуле (11) будет равно:

Па. (2.95)

Расчет падения давления на участке E-F (см. рисунок 2.4).

Согласно формуле (9) удельная линейная потеря давления будет равна:

Па/м. (2.96)

Линейное падение давления:

Па. (2.97)

На данном участке расположены: измерительная диафрагма и нормальная задвижка. Коэффициент местного сопротивления измерительной диафрагмы , задвижки нормальной .



Па. (2.98)

Полное падение давления на участке:

Па. (2.99)

Расчет линейного падения давления на участке F-G-H.

Согласно формуле удельная линейная потеря давления будет равна:

Па/м. (2.100)

Линейное падение давления:

Па. (2.101)

Суммируя линейные и местные потери давления по всем участкам и вычитая их из давления в начальной точке получаем давление в точке H:

Па. (2.102)

Таким образом, у потребителей - паровых турбин гарантируется давление свежего пара не ниже 1,034 МПа.



2.4.2 Гидравлический расчет водовода технической воды

В данном подразделе приводится гидравлический расчет водопровода технической воды. Техническая вода поступает на охлаждение конденсаторов турбин из градирен. Градирни вентиляторные, брызгально-капельные производительностью по 2 000 м³/час. На охлаждение обоих конденсаторов требуется 1 800 м³/час. В настоящее время градирни работают не на полную мощность (по охлаждаемой воде), и загрузка их еще на 1 800 м³/час позволит использовать мощность на 100%.

Водопровод спроектирован от насосной №15 оборотного водоснабжения. Прокладка водовода воздушная на опорах, общая длина 666 метров. На прямолинейных участках длиной более 50 метров устанавливается двусторонний сальниковый компенсатор. Количество компенсаторов 8. Температурные деформации будут также компенсироваться за счет естественных поворотов трассы.

Исходные данные

Скорость движения воды: принимаем 3 м/сек, длина трассы 666 метров, количество воды 500 кг/сек, эквивалентная шероховатость стенок трубопровода 0,5 мм. Сумма коэффициентов местных сопротивлений определена по литературе и составляет . Требуется определить падение давления в паропроводе.

Решение:

Согласно формуле определяем внутренний диаметр трубопровода:

м. (2.103)

Согласно сортаменту труб для паропроводов принимаем к прокладке трубу с внутренним диаметром 466 мм. Тогда скорость движения пара из выражения (10) определится:



м/сек. (2.104)

Коэффициент гидравлического трения по формуле Б.Л. Шифринсона:

, (2.105)

(2.106)

Эквивалентная длина , м, местных сопротивлений равна:

, (2.107)

м. (2.108)

Приведенная длина , м, трубопровода равна:

, (2.109)

, м. (2.110)

Удельное линейное падение , Па, давления:

, (2.111)

, Па. (2.112)



Полное падение давления согласно формуле определится:

, Па. (2.113)

По каталогу выбираем три насоса (два в работе параллельно подключенных и один в резерве) 1Д1250-63а.

Параметры насоса 1Д1250-63а:

Мощность электропривода - 250 кВт

Создаваемый напор - 52,5 м

Производительность - 1100 м³/час

2.5 Тепловой расчет паропровода

Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду и обеспечения безопасности труда персонала все трубопроводы, имеющие температуру теплоносителя выше 50 єС внутри помещений и выше 60 єС вне помещений, должны иметь тепловую изоляцию. Температура поверхности изоляции должна быть не выше 45 єС внутри помещений и не более 60 єС на открытом воздухе.

Потерю теплоты , Вт/м, через изоляцию на 1 метр длины трубопровода определяют по формуле:

(2.114)

где - температура среды в трубопроводе, єС;

- температура окружающего воздуха, єС;

- суммарное термическое сопротивление, мЧєС/Вт.



(2.115)

где ,- термическое сопротивление внутренней и наружной поверхностей изолированного трубопровода, мЧєС/Вт;

,- термическое сопротивление стенки трубы и слоя изоляции, мЧєС/Вт;

(2.116)

где - внутренний диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы, Вт/м²ЧєС.

(2.117)

где - наружный диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к изоляции, Вт/м²ЧєС.

(2.118)

где - теплопроводность стенки трубы, Вт/мЧєС;

(2.119)

где - теплопроводность тепловой изоляции, Вт/мЧєС;

- диаметр тепловой изоляции, м.

Величина , связана уравнением теплоотдачи с заданной температурой наружной поверхности изоляции:

(2.120)

где - температура наружной поверхности изоляции.

Необходимое значение диаметра тепловой изоляции определяется из совместного решения уравнений.

2.5.1 Тепловой расчет наружного участка паропровода

Принимаем следующие исходные данные:

внутренний диаметр трубы - 351 мм;

наружный диаметр трубы - 377 мм;

коэффициент теплоотдачи от пара к стенке - 10 000 Вт/м²ЧєС;

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к окружающему воздуху - 20 Вт/м²ЧєС;

теплопроводность стенки стальной трубы - 58 Вт/мЧєС.

в качестве изоляционного материала выбираем минеральную вату с коэффициентом теплопроводности - 0,08 Вт/м²ЧєС

температура пара - 280 єС;

средняя температура наружного воздуха зимнего периода - -8 єС

температура поверхности изоляции - 30 ⁰ єС.

Определяем необходимую толщину тепловой изоляции.

По формулам определяем термическое сопротивление изолированного трубопровода:



мЧєС/Вт; (2.121)

(2.122)

, мЧєС/Вт; (2.123)

, мЧєС/Вт; (2.124)

Суммарное термическое сопротивление трубопровода:

; (2.125)

; (2.126)

Для нахождения диаметра тепловой изоляции решаем совместно уравнения (18) и (24):

; (2.127)

м. Тогда толщина изоляции 77 мм.

Для эффективной работы тепловой изоляции необходимо, чтобы соблюдалось условие:

(2.128)

(2.129)

м. (2.130)

Условие (26) соблюдается.

Тогда термическое сопротивление паропровода согласно формуле будет равно:

мЧєС/Вт. (2.131)

Определяем падение температуры пара по длине наружного участка.

Коэффициент местных потерь теплоты .

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кгЧєС.

Температура в конце участка будет равна:

(2.132)

єС. (2.133)

Падение температуры незначительное єС.

2.5.2 Тепловой расчет внутреннего участка паропровода

Принимаем следующие исходные данные:

внутренний диаметр трубы - 351 мм;

наружный диаметр трубы - 377 мм;

коэффициент теплоотдачи от пара к стенке - 10000 Вт/м²ЧєС;

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к окружающему воздуху - 20 Вт/м²ЧєС;

теплопроводность стенки стальной трубы - 58 Вт/мЧєС.

в качестве изоляционного материала выбираем минеральную вату с коэффициентом теплопроводности - 0,08 Вт/м²ЧєС

температура пара - 280 єС;

средняя температура воздуха в помещении котельной - 30 єС;

температура поверхности изоляции - 45 єС.

Определяем необходимую толщину тепловой изоляции.

По формулам (19)-(23) определяем термическое сопротивление изолированного трубопровода:

мЧєС /Вт; (2.134)

(2.135)

мЧєС /Вт; (2.136)

мЧєС /Вт; (2.137)

Суммарное термическое сопротивление трубопровода:

; (2.138)

. (2.139)

Для нахождения диаметра тепловой изоляции решаем совместно уравнения и:

; (2.140)



м. Тогда толщина изоляции 153 мм.

Термическое сопротивление паропровода согласно формуле (25) будет равно:

мЧєС/Вт. (2.141)

Определяем падение температуры пара по длине внутреннего участка.

Коэффициент местных потерь теплоты .

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кгЧєС.

Температура в конце участка будет равна:

єС. (2.142)

Падение температуры незначительное єС.

Таким образом, гарантируется температура перегретого пара у потребителя - 279 єС.

2.6 Расчет схемы электроснабжения

Электроснабжение оборудования на сегодняшний день осуществляется от подстанции №20 «Т» находящейся в поселке Высокогорный. При вводе в эксплуатацию дизель-электрогенератора, а также трансформаторов устанавливаемых на участке, питание электроприемников, относящихся ко II-ой категории надежности электроснабжения, будет осуществляться независимо от системы электроснабжения, которая в настоящий момент осуществляется от подстанции. Кроме того, после внедрения мероприятий, предлагаемых в дипломном проекте, ввод от подстанции №20 «Т» выведется в резерв, что увеличит надежность электроснабжения объекта.

2.6.1 Выбор и обоснование схемы электроснабжения

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежное питание потребителей электроэнергии, быть удобными в эксплуатации. Поэтому, для решения электроснабжения предприятия с вводом дизель-электрогенератора предлагается радиальная схема, характеризующаяся тем, что от источника питания отходят линии, питающие групповые распределительные пункты, от которых в свою очередь, отходят самостоятельные линии, питающие прочие электроприемники малой мощности. Данная схема, несмотря на высокую стоимость, обладает существенными достоинствами: простота в эксплуатации, высокая надежность.

2.6.2 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок ведем методом упорядоченных диаграмм, с применением коэффициента расчетной нагрузки. Результаты расчет сведены в таблицу приложение 1.

Порядок заполнения таблицы:

1. В первую графу записываем наименование групп электроприемников;

2. Во вторую графу записываем количество электроприемников и узлов питания;

3. В третью графу заносим минимальную и максимальную мощность электроприемников для групп и узлов питания. Паспортную мощность оборудования с повторно-кратковременным режимом работы, приводим к длительному режиму работы ПВ-100%:

- для кранов ;

- для деревообробатывающих станков ;

4. В четвертую графу заносим суммарную номинальную мощность электроприемника для групп и узла питания;

5. В пятую графу для узла питания заносим значение модуля сборки m, рассчитываемого по формуле:

m = Р_{н max1}/Р_{н min1}, (2.143)

где Р_{н max1} - максимальная мощность одного электроприемника, кВт;

Р_{н min1} - минимальная мощность одного электроприемника, кВт.

Коэффициент использования определяется для группы электроприемников

6. В шестую графу заносим значение коэффициента использования К_и;

7. В седьмую графу для групп электроприемников записываем значения и вычисляем значения ;

8. В графы 8 и 9 записываем значения средней активной и реактивной мощностей для групп электроприемников:

Рассчитываются средние мощности для группы электроприемников, P_см, кВт:

Р_см = К_иЧУР_н, (2.144)

где К_и - коэффициент использования;

УР_н - сумма номинальных мощностей для узла питания, кВт.

Реактивная средняя мощность Q_см, квар, для групп электропиемников равна:

Q_см = Р_смЧtgц, (2.145)

где tgц - определяется по /10, с.159/;

В итоговой строке определяем суммы этих величин;

9. Затем определяются средневзвешенные значения коэффициентов использования и tgц:

К_{и ср. вз.} = УР_см/УР_н, (2.146)

tgц_{ср. вз.} = УQ_см/Р_см, (2.147)

10. В графу 10 для узла питания записываем эффективное число электроприемников, n_Э:

, (2.148)

11. В графу 11 узла питания заносим значение коэффициента расчетной нагрузки K_Р в зависимости от К_И средневзвешенного и n_Э.

12. В графы 12, 13, 14 заносим для зла питания расчетную нагрузку

Расчетная нагрузка определяется по выражениям:

Расчетная активная нагрузка, Р_р, кВт:

Р_р = К_рЧУР_см, (2.149)

Расчетная реактивная нагрузка, Q_р, квар:

Q_р = 1,1ЧУQ_см, (2.150)

Расчетная полная нагрузка, S_р, кВЧА:



, (2.151)

13. В графу 15 записываем расчетный ток I_Р, А:

, (2.152)

2.6.3 Выбор марки и сечения проводов и кабелей

Условие выбора сечения по нагреву:

I_рI_дл.доп.ЧК_пЧК_t, (2.153)

где К_п - поправочный коэффициент на количество прокладываемых кабелей в одной траншее; К_п = 0,95;

К_t - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; при нормальных условиях К_t = 1;

I_дл.доп. - длительно допустимый ток с учетом прокладки, А.

, (2.154)

Выбранное сечение проверяем по допустимой потере напряжения:

ДU_доп ? ДU_p, (2.155)

где - допустимая потеря напряжения в сети;



, (2.156)

где r₀, x₀ - удельное активное и реактивное сопротивление провода;

I_р - расчетный ток, А; l - длина провода (кабеля) км.

После выбора автоматического выключателя или предохранителя, производим проверку выбранного сечения по току защитного аппарата:

I_дл.доп. К_защЧI_защ, (2.157)

где К_защ - коэффициент защиты, зависит от среды и конструктивного выполнения токоведущих частей;

I_защ - ток защитного аппарата, А.

2.6.4 Выбор предохранителей

Для выбора плавких вставок предохранителей ответвлений, ведущих к одиночному электродвигателю с легким пуском ток вставки I_пл.вст, А, определится:

I_пл.вст ? I_пуск/2,5 - для насосов и вентиляторов;

I_пл.вст ? 1,2ЧI_свЧ - для сварочного аппарата;

I_пл.вст ? I_пуск/1,6 - для кранов.

2.6.5 Выбор автоматических выключателей

Условия выбора автоматических выключателей следующие:

I_{ном.автомата.}? I_р

I_{ср.тепл.расц.}? I_{ном.двиг}

I_{ср.эл.маг.расц.}? 1,25ЧI_пуск

2.6.6 Выбор мощности трансформаторов цеховой подстанции

Ориентировочная мощность трансформатора S_ор.т., кВА, определяется:



, (2.158)

где S_р.ц - расчетная мощность цеха, кВА;

N - число трансформаторов на подстанции;

k_з - коэффициент загрузки трансформатора.

кВА (2.159)

Выбираем для установки на цеховой подстанции трансформаторы типа ТСЗ-630, 2 шт.

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов, N_min, одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок:

, (2.160)

где P_р.ц - расчетная нагрузка цеха, кВт;

- коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

- добавка до ближайшего целого числа.

шт. (2.161)

Определяем экономически оптимальное число N_опт трансформаторов в цехе:



N_опт= N_min+m=2+0=2 шт. (2.162)

где m - дополнительное число трансформаторов.

2.6.7 Компенсация реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Согласно норм технологического проектирования систем электроснабжения, мощность компенсирующих устройств выбирается по 2-м этапам:

1 Исходя из возможной передачи реактивной мощности через трансформаторы из сети 6-10 кВ.

2 Выбор дополнительной мощности компенсирующих устройств из условий оптимизации потерь мощности в трансформаторах и сети 6-10 кВ.

Тогда суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств Q_нк, квар, составит:

Q_нк= Q_нк1+Q_нк2, (2.163)

где Q_нк1, Q_нк2 - суммарные мощности низковольтных компенсирующих устройств, определенные на 2-х указанных этапах расчета.

Определим возможную наибольшую реактивную мощность, Q_1р, квар, которая может быть передана через трансформаторы в сеть 0,4 кВ:

, (2.164)

квар. (2.165)



Суммарная мощность конденсаторных батарей Q_нк1 квар, на стороне 0,4 кВ составит:

Q_нк1= Q_рн+Q_1р=641,18-777,8=-136,62, квар. (2.166)

Так как в расчетах оказалось, что Q_нк1 меньше нуля, то установка низковольтных компенсирующих устройств на первом этапе расчета не требуется.

Дополнительная мощность, Q_нк2 квар, НБК для данной группы трансформаторов определяется:

Q_нк2= Q_рц+Q_нк1-ЧN_опт ЧS_нт, (2.167)

где - коэффициент, зависящий от расчетных параметров К_р1, К_р2 (К_р1=12, К_р2=2, тогда =0,55).

Q_нк2= 641,18+0-0,55Ч2 Ч630=-51,82, (2.168)

Так как Q_нк2 меньше нуля, то принимаем Q_нк2=0 и, следовательно, установка НБК в цехе не требуется.

2.6.8 Расчет питающей линии 10 кВ

Определяем сечение по экономической плотности тока F_э, мм²:

F_э = I_p/j_э, (2.169)

где I_р - расчетный ток линии в нормальном режиме, А;



, (2.170)

где S_p - расчетная нагрузка секции подстанции;

n - количество кабельных линий;

j_э - экономическая плотность тока.

А (2.171)

F_э= 21,9/1,4 = 15,6 мм² (2.172)

По справочнику принимаем кабель ААБ с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами сечением F=16 мм² (I_дл.ток.=75 А)

Определяем расчетный ток I_рк, А одного кабеля

I_рк =I_p/n, (2.173)

где n - число запараллеленных кабелей в одной линии;

I_рк =21,9/2 = 10,95 А; (2.174)

Проверяем выполнение условия по нагреву в нормальном режиме

I'_дл.доп. ? I_рк, (2.175)

Определяем длительно допустимый ток I'_дл.доп., А, кабеля

I'_дл.доп. = I_дл.ток ЧК_лЧК_t, (2.176)



где К_л - поправочный коэффициент на количество прокладываемых кабелей в одной траншее; по /11, 28/ К_п = 0,9;

К_t - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; при нормальных условиях К_t = 1.

I'_дл.доп. = 75Ч0,9Ч1 = 67,5 А (2.177)

Отсюда видно, что условие (52) выполняется, следовательно, кабель по нагреву проходит. Определим ток одного кабеля I_АВ, А, в послеаварийном режиме:

I_АВ=2Ч I_рк (2.178)

I_АВ=2Ч21,9=43,8 А. (2.179)

Проверим выбранный кабель по условию нагрева в послеаварийном режиме:

- рассчитаем допустимый ток кабеля I'_АВ, А в послеаварийном режиме:

I'_АВ= I'_дл.допЧК_АВ, (2.180)

где К_АВ - коэффициент аварийной перегрузки;

I'_АВ=67,5Ч1,25=84,37 А. (2.181)

- проверим выполнение условий по нагреву в послеаварийном режиме:

I'_АВ? I_АВ (2.182)

84,37?43,8 (2.183)



Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения

ДU_доп ? ДU_p, (2.184)

где ДU_p = , (2.185)

здесь n - число кабелей в линии;

P, Q - расчетные нагрузки в кабельной линии;

r=1,95, x=0,113 - сопротивления одного кабеля Ом/км;

l=0,012 км