- •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
1.2.4. Выбор питательных насосов
На блоках с закритическими параметрами устанавливают питательные насосы с турбоприводами. Для блока 500 МВт предусмотрено два насоса с турбоприводом на 50% подачи каждый. При установке на блок двух турбонасосов насос с электроприводом не устанавливается, а к турбоприводам предусматривается резервный подвод пара.
Для электростанций со схемой блочного типа питательные насосы выбирают по максимальному расходу питательной воды на котел с запасом не менее 5%.
DПН = 1,05DПВ=1,05473,764= 497,45 кг/с = 1790,8 т/ч.
Для прямоточных котлов давление нагнетания питательного насоса , МПа, составляет
,
где – давление пара на выходе из котла, МПа;
– запас давления на срабатывание предохранительных клапанов, МПа;
– суммарное гидравлическое сопротивление, МПа;
– высота до верхнего коллектора испарительного контура, м;
– гравитационная постоянная,;
– средняя плотность рабочей среды в нагнетательном тракте, принятая равной 625.
Суммарное гидравлическое сопротивление, МПа,
,
где – гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа;
– сопротивление регулирующего клапана, МПа;
– гидравлическое сопротивление ПВД, МПа;
– сопротивление трубопроводов, МПа.
МПа.
МПа.
Для создания давления на всасе питательного насоса устанавливают предвключенные бустерные насосы; давление нагнетания бустерного насоса является давлением на всасывающей стороне питательного насоса, достаточным для предотвращения кавитации. Бустерные насосы энергоблоков 500 МВт являются встроенными в главный питательный насос, имея с ним общий привод от турбины через понижающий редуктор.
Расход питательной воды составляет:
.
По подсчитанной необходимой производительности и необходимому напору выбраны два питательных насоса – ПН-950-350, параметры которого приведены в табл.1.5.
Таблица 1.5
Параметры питательного насоса
Тип насоса |
ПН-950-350 |
Подача V, |
941 |
Напор H, м |
3500 |
Частота вращения n, об/мин |
4600 |
Тип мощность привода N, кВт. |
ОК-18ПУ |
КПД насоса |
80 |
1.2.5. Выбор конденсатора и конденсатных насосов
Для турбоагрегата К-500-23,5-4 устанавливается конденсатор типа 500-КЦС-4. Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливается два конденсатных насоса со 100% или три с 50% производительностью, один из которых является резервным.
Напор насосов первой ступени определяется как разница давлений на выходе и входе:
∆P1 ст=Pн 1ст-Pвс 1ст,
где Pн 1ст– давления нагнетания;Pвс 1ст– давление всаса.
Pн 1ст=Pн 8+ ∆Pтр,
Pвс 1ст=Pн К+∆Pпод КН 1ст,
где ∆Pтр – потери в трубопроводе;Pн К– потери в конденсаторе.
Подача насосов определяется:
Q1 ст=Dк,
Pн 1ст= 0,00643 + 0,1=0,10643 МПа.
Pвс 1ст= 0,0033 +0,03=0,0333 МПа.
∆P1 ст= 0,10643 – 0,0333=0,07313 МПа.
.
Выбираем три насоса КсВ500-150.
Напор насосов второй ступени определяется аналогично:
Pн 2ст= 0,0384 +0,1=0,1384 МПа.
Pвс 2ст= 0,00643 +0,03=0,03643 МПа.
∆P2 ст= 0,1384 – 0,03643 =0,10197 МПа.
Подача
.
Выбираем три насоса КсВ500-150.
Напор насосов третей ступени:
Pвс 3ст=Pн 7+∆Pпод = 0,0384+0,04 = 0,0784 МПа;
∆P3 ст= 2,342 – 0,0784 = 2,26351 МПа.
Подача Q3 ст=0,5396+0,052468464,4740,0011 = 0,333645 м3/с = 1201,12 м3/ч
Выбираем три насоса КсВ500-150.
В качестве насосов первой ступени приняты три насоса со 100% производительностью КсВ500-150, в качестве насосов второй ступени приняты три насоса с 100% производительностью КсВ500-150, в качестве насосов третей ступени три насоса с 100% производительностью КсВ500-150. Основные характеристики выбранных насосов приведены в табл.1.6.
Таблица 1.6
Основные характеристики конденсатных насосов
Тип насоса |
КсВ500-150 |
Количество насосов |
9 |
Подача, м³/ч |
500 |
Напор, м |
150 |
Частота вращения, об/мин |
1500 |
КПД, % |
75 |
Мощность привода, кВт |
272 |
P1 ст= 1,150010009,873,110-6/(3,60,75) = 146 кВт,
P2 ст= 1,150010009,8101,910-6/(3,60,75) = 203 кВт,
P3 ст= 1,150010009,8226,310-6/(3,60,75) = 451 кВт.