Конденсационная электростанция мощностью 640 МВт

1. Обоснование строительства КЭС

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей энергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанции этого типа — государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

КЭС строится по блочному принципу. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

сокращается объем строительно-монтажных работ;

уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи, топливоприготовления, основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной, циркуляционного водоснабжения, водоподготовки, золоулавливания и золоудаления, электрической части. Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, то есть теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40−42.

Необходимость строительства КЭС обуславливается ростом электрических нагрузок и потребления электроэнергии, не обеспечиваемых в перспективном периоде существующими электрогенерирующими установками, то есть дефицитом электрической мощности. В рассматриваемом экономическом районе потребители в полной мере обеспечиваются тепловой энергией от местных котельных и ТЭЦ.

Перспективная электрическая нагрузка на напряжении 330 кВ составляет:

— промышленные потребители — 198 МВт;

— бытовые потребители — 66 МВт;

— сельскохозяйственные потребители — 19,8 МВт;

— прочие потребители — 46,2 МВт;

— резерв — 50 МВт.

Перспективная электрическая нагрузка на напряжении 110 кВ составляет:

— промышленные потребители — 96 МВт;

— бытовые потребители — 32 МВт;

— сельскохозяйственные потребители — 9,6 МВт;

— прочие потребители — 22,4 МВт;

— резерв — 40 МВт.

Суммарная максимальная нагрузка составит 580 МВт. Таким образом, с учётом потребления мощности на собственные нужды станции целесообразно строительство КЭС мощностью 640 МВт.

Единичная мощность турбоагрегатов КЭС, работающей в объединённых энергосистемах, принята возможно более крупной с учётом перспективного развития объединённой системы. Применение крупных агрегатов 320 МВт позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанции, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции. Данным дипломным проектом предусматривается проектирование первой стадии строительства КЭС. На последующих стадиях возможно увеличение количества блоков.

2. Выбор основного теплоэнергетического оборудования

теплоэнергетический регенеративный установка конденсационный Под основным теплоэнергетическим оборудованием понимают турбину и котлоагрегат. При выборе типа и мощности турбины руководствуемся типом проектируемой станции и мощностью генератора одного блока.

На проектируемой КЭС 640 МВт устанавливаем модернизированные турбоагрегаты К-300−240-М [1, таблица 3.5].

Технические характеристики паровой турбины К-300−240-М:

— номинальная мощность — 320 МВт;

— давление свежего пара — 23,54 МПа;

— температура свежего пара — 540? С;

— расход свежего пара при номинальной нагрузке — 890 т/ч;

— температура питательной воды — 265? С;

— температура охлаждающей воды — 12? С;

— расход охлаждающей воды — 33 500 м³/ч;

— температура промежуточного перегрева пара — 540? С;

— давление отработавшего пара — 3,43 кПа;

— число регенеративных отборов пара — 8.

Получение добавочной мощности возможно за счёт модернизации проточной части. Вследствие модернизации номинальная мощность турбины составит 320 МВт.

На проектируемой КЭС установлен прямоточный котёл с комбинированной циркуляцией на сверхкритические параметры с промперегревом Пп-1000/255 ГМ заводской маркировки ТГМП-344 СО по.

Техническая характеристика котлоагрегата:

— номинальная паропроизводительность — 1000 т/ч;

— расход пара через промперегреватель — 780 т/ч;

— давление пара на выходе — 255 кгс/см²;

— давление пара промперегрева — 40,5 кгс/см²;

— температура перегретого пара высокого давления — 545? С;

— температура перегретого пара промперегревателя — 545? С;

— температура питательной воды — 273? С;

— температура уходящих газов — 148? С;

— температура горячего воздуха — 289? С;

— тип топочного устройства — призматическая топка с турбулентными встречными горелками;

— топливо — газ, мазут;

— потери от химической и механической неполноты сгорания — 0,5%;

— КПД (брутто) гарантийный — 92%;

— сопротивление котлоагрегата по газам — 389,8 кгс/м²;

— сопротивление котлоагрегата по воздуху — 489,9 кгс/м²;

— объём топочной камеры — 3780 м³.

Перечень основного котельно-вспомогательного оборудования:

— дымосос ДОД — 31,5 ФГМ (2 шт.) с мощностью привода 1100 кВт;

— дутьевой вентилятор ВДН-25×2 (2 шт.) с мощностью привода 1100 кВт;

— дымосос рециркуляции ГД-31 (2 шт.) с мощностью привода 397 кВт.

3. Расчёт тепловой схемы

3.1 Тепловая схема блока

Блок 320 МВт с турбиной К-300−240-М имеет сверхкритические параметры пара. Котел — прямоточного типа. Применен газовый одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: первый — из цилиндра высокого давления турбины; второй — из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева; третий, четвертый и пятый — из цилиндра среднего давления; шестой — из линии отработавшего пара этого цилиндра; седьмой, восьмой и девятый — из цилиндра низкого давления (рисунок 3.1). Имеются три регенеративных ПВД № 1−3 (каждый состоит из двух корпусов); деаэратор повышенного давления, присоединенный по схеме предвключенного деаэратора к третьему отбору, к которому присоединен также регенеративный ПВД № 3; шесть регенеративных ПНД № 4−9.

Перед регенеративными подогревателями низкого давления включены вспомогательные теплообменники: охладители пара из уплотнений турбины, паровоздушной смеси из конденсатора турбины и газоохладители электрического генератора.

В регенеративных подогревателях высокого давления, а также в подогревателе низкого давления № 4 предусматриваются встроенные пароохладители. У ПВД и у ПНД № 6 имеются также охладители конденсата греющего пара (дренажей).

Дренажи подогревателей высокого давления сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД № 4−7 сливаются каскадно в расширительный бачок, из него выпар отводится в ПНД № 8, а дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 между подогревателями № 7 и 8.

Предусмотрена установка испарителя, присоединенного к шестому отбору. Добавочная химически очищенная вода подается в испаритель через охладитель продувки, подогреватель, обогреваемый паром из седьмого отбора, и атмосферный деаэратор, питаемый паром из шестого отбора. Вторичный пар испарителя отводится в подогреватель № 7, используемый также в качестве конденсатора испарителя. Дренаж из испарителя и подогревателя химически очищенной воды сливается в расширительный бачок.

Рисунок 3.1 — Принципиальная тепловая схема энергоблока Подогреватели сетевой воды верхней и нижней ступеней обогреваются паром из четвертого и шестого отборов. Предусмотрен отвод пара из шестого отбора на воздушные калориферы в котельной для предварительного подогрева воздуха перед воздухоподогревателем котлоагрегата. Дренажи сетевых подогревателей и воздушных калориферов сливаются также в расширительный бачок.

Рабочий питательный насос рассчитывается на полный расход питательной воды и имеет привод от вспомогательной паровой турбины; резервно-пусковой питательный насос с электроприводом рассчитан на половинную производительность установки.

Между деаэратором и питательными насосами включены бустерные насосы с электроприводом. Схема включения главных питательных насосов одноподъемная; регенеративные подогреватели высокого давления рассчитываются на полное давление питательной воды.

Приводная турбина главного питательного насоса работает на «горячем» паре из третьего отбора цилиндра среднего давления после промежуточного перегрева пара.

Отработавший пар приводной турбины питательного насоса используется в регенеративном ПНД № 6, в испарителе, его деаэраторе, сетевом подогревателе нижней ступени, в воздушных калориферах котельной. Расчетом тепловой схемы определяется, достаточно ли этого пара для указанных целей. Возможный его избыток сбрасывается в цилиндр низкого давления главной турбины. При недостаточном количестве этого пара может быть использован пар из шестого отбора главной турбины.

Из главного деаэратора отводится насыщенный пар на уплотнения главной турбины и на эжекторы пара из уплотнений и паровоздушной смеси из конденсатора турбины.

Пар из уплотнений главной турбины отводится в линию второго отбора, регенеративные подогреватели № 4 и 8 и в охладитель уплотнений; из уплотнений приводной турбины питательного насоса — в основном в линию отработавшего в ней пара. Пар из уплотнений стопорного и регулирующих клапанов отводится преимущественно в коллекторы уплотнений главной турбины.

В зависимости от местных условий и стоимости топлива, используемого на электростанции, в данную тепловую схему могут быть внесены изменения. При дорогом топливе целесообразно применение выносных пароохладителей и специальных конденсаторов вторичного пара испарителей. При дешевом топливе следует проверить целесообразность отказа от пароохладителей и, может быть, даже верхнего ПВД № 1, а также газоохладителя электрического генератора. При повышенном качестве сырой воды, оправдывающем экономически применение химического обессоливания, возможен отказ от испарителей. Недогрев воды в подогревателях также может изменяться в зависимости от указанного.

3.2 Параметры пара и воды

Начальное давление пара перед турбиной 240 ат, начальная температура пара 580° С. Температура промежуточного перегрева пара 565 °C. Давление промежуточного перегрева пара (40 ат на выходе из турбины, 35 ат на входе в турбину) близко к оптимальной его величине. Давление пара после цилиндра, среднего давления равно 2,28 ат, перед цилиндром низкого давления — 2,23 ат. Конечное давление пара в турбине 0,035 ат.

При построении процесса работы пара в is-диаграмме (рисунок 3.2) приняты значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины (без учета выходных потерь), приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Данные для построения работы пара

Выходные потери (по отдельным цилиндрам турбины) составляют:

— выходная потеря ЦВД — 0,5 ккал/кг;

— выходная потеря ЦСД — 0,9 ккал/кг;

— выходная потеря ЦНД — 10,0 ккал/кг.

При построении рабочего процесса учитываются также изменения энтальпии при смешении потоков: основного потока с паром из уплотнений (при давлении 89 ат) и основного потока с паром из приводной турбины питательного насоса (при 2,23 ат).

Давление пара в регенеративных отборах определены из условий распределения подогрева воды по ступеням, значения конечной температуры подогрева питательной воды и конструктивного выполнения турбины (деления турбины на цилиндры и ступени).

Рисунок 3.2 — Процесс работы пара в турбине К-300−240-М

При промежуточном перегреве пара зависимость величин q_r (теплоты, выделяемой греющим паром при конденсации в регенеративных подогревателях) от энтальпии конденсата t_rн близка к прямолинейной. Теоретически оптимальное распределение регенеративного подогрева в схемах со смешивающими подогревателями и приводимых к ним характеризуется геометрической прогрессией величин q_r и ф_r (величин подогрева воды).

Подогрев в ступени, обогреваемой паром из «холодной» линии промежуточного перегрева, больше, чем в предыдущих ступенях, питаемых «горячим» паром после промежуточного перегрева.

В данной схеме должно быть в соответствии со сказанным ф₂ = вф₃.

Принятые параметры регенеративных отборов и подогрева воды по ступеням турбоустановки приведены в таблице 3.2.

Точки 2 и 2' отвечают параметрам до и после промежуточного перегрева пара.

Точка Д относится к деаэратору.

Точки 6 и 6_тп относятся к процессу главной и приводной турбины.

Потеря давления в паропроводах отбора пара составляет 5−10%, дополнительно учитывается потеря давления в пароохладителях (2%).

Давление и соответствующая температура насыщения пара у регенеративных подогревателей с температурой подогрева воды в них, связаны величинами недогрева. Выбранным значениям давления пара отвечают определенные значения температуры подогрева и наоборот, выбранному распределению регенеративного подогрева воды отвечает определенное давление пара в отборах. Недогрев в подогревателях принят 2−7°С (без учета, пароохладителей). Недогрев должен приниматься в зависимости от стоимости топлива и уменьшаться для дорогого топлива. Подогрев воды в пароохладителях дальнейшим расчетом определен равным 3,4−5,2 ккал/кг, в охладителях дренажа 1,0−6,1 ккал/кг.

При определении энтальпии питательной воды и конденсата учтены их температура и давление.

Подогрев в ПВД № 2, обогреваемом паром из «холодной» линии промежуточного перегрева, составляет 45,5 ккал/кг. В остальных подогревателях (ПВД № 3 + Д; ПНД № 4−9) подогрев колеблется в пределах 17−37 ккал/кг.

Таблица 3.2

Подогрев на 37,3 ккал/кг производится, в частности, паром из третьего отбора в подогревателе № 3 и деаэраторе.

Остаточный перегрев пара на выходе из охладителей равен 7,0−12,0°С.

Разность температуры охлаждаемого дренажа и воды на входе в охладитель составляет в ПВД № 1, 2 и 3 от 5 до 15 °C. Параметры пара приводной турбины питательного насоса представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Внутренний КПД приводной турбины равен:

Параметры пара и конденсата в испарительной установке характеризуются данными представленными в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Температура сетевой воды до и после сетевых подогревателей равна 70 и 130 °C, энтальпия 70,2 и 130,7 ккал/кг. Верхняя ступень питается паром из четвертого отбора (с температурой насыщения 158°С), нижняя ступень — отработавшим паром приводной турбины с давлением 2,26 ат и температурой насыщения 123,5°С. Сетевая вода нагревается в нижней ступени до 118,5°С.

3.3 Предварительное определение расхода пара на турбину

Заданными являются: электрическая мощность турбоагрегата, тепловая нагрузка (отопление жилищного поселка и помещений электростанций) . Кроме того, из отбора турбины отпускается пар для предварительного подогрева воздуха в котельной в количестве 26,6 т/ч.

На основании этих данных ориентировочный расход свежего пара на турбину определяется по формуле:

(3.1)

где — коэффициент, учитывающий отборы на регенерацию, приводную турбину питательного насоса, протечки через уплотнения.

— расход пара без отборов, он рассчитывается по формуле:

(3.2)

где — дополнительный расход пара, обусловленный отборами на внешние нужды, а именно на сетевые подогреватели и подогрев воздуха;

— расход пара на сетевые подогреватели, он предварительно рассчитывается по формуле:

(3.3)

Усредненные величины для четвертого и шестого отборов приняты:

-

-

-

Для пара, отводимого на подогрев воздуха усреднённые величины

равны:

-

-

-

Расхода пара без отборов по формуле (3.2) составляет:

Расчёт расхода пара на сетевые подогреватели по формуле (3.3) составляет:

Таким образом, по формуле (3.1):

Дальнейший расчет тепловой схемы можно вести двумя способами: исходя из величины и в конце расчета уточняя электрическую мощность или выражая все потоки пара и воды в долях , т. е. на единицу расхода свежего пара. Во втором случае в конце расчета определяется величина по заданному значению .

Будем вести расчет на единицу расхода пара. В частности, величины и также относятся к единице расхода пара:

3.4 Расход пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем

Идеальная работа сжатия воды в насосе рассчитывается по формуле:

(3.4)

Принимаем м³/кг, а кг/см². Тогда по (3.4) имеем:

С учётом внутренних потерь подогрев воды в насосе равен:

Действительная работа насоса с учетом механических потерь и протечек воды, учитываемых коэффициентом :

Подогревом воды в бустерных насосах пренебрегаем. Доля отбора пара на приводную турбину питательного насоса равна:

Количество питательной воды, проходящей через питательный насос, рассчитывается по выражению:

(3.5)

где — поток воды из уплотнений питательного насоса в деаэратор;

— поток воды из уплотнений питательного насоса в смеситель на линии конденсата;

— поток конденсата на уплотнения питательного насоса.

По формуле (3.5):

Коэффициент полезного действия приводной турбины, .

3.5 Баланс пара турбины

Подвод пара к стопорному клапану турбины принят равным потери от утечек

Паровая нагрузка котлоагрегата (рисунок 3.1) равна:

На основании расчета турбины протечки пара через уплотнения стопорного и регулирующих клапанов составляют: и из них соответственно 0,50 и 0,38 отводятся в коллектор уплотнений турбины, остальное количество и поступает в цилиндр среднего давления турбины. Протечки через переднее и заднее уплотнения ЦВД турбины составляют и через уплотнения клапанов промежуточного перегрева и ЦСД турбины и Подвод пара к уплотнениям ЦНД турбины равен

Кроме того, имеем и

Таким образом, общий паровой баланс турбины имеет вид:

(3.6)

где

— отборы пара, из турбины, в том числе возможный возврат отработавшего пара приводной турбины питательного насоса .

Из уравнения (3.4) пропуск пара в конденсатор равен:

(3.7)

3.6 Баланс пара уплотнений

Уравнение баланса пара уплотнений имеет вид:

(3.8)

где — отвод пара из уплотнений приводной турбины;

— отвод пара из уплотнений к регенеративным подогревателям № 4 и 8;

— отсос пара из концевых уплотнений к охладителю.

Подставляя известные величины в (3.8), найдем отвод пара из деаэратора на уплотнения:

3.7 Баланс пара и воды в деаэраторе

Уравнение баланса пара и воды деаэратора:

(3.9)

где — обозначают расход греющего пара, подвод дренажей из ПВД № 1, 2 и 3, главного конденсата и воды из уплотнений питательного насоса;

— расход питательной воды;

— отвод из деаэратора пара на уплотнения;

— отвод из деаэратора пара к эжекторам.

Подставляя известные величины в (3.9), получаем:

3.8 Баланс пара приводной турбины питательного насоса

Расход пара на приводную турбину выражается уравнением:

(3.10)

Пар распределяется между регенеративным подогревателем № 6, испарителем, его деаэратором, нижней ступенью сетевого подогревателя, воздушным калорифером котлоагрегата; часть пара отводится на уплотнения; остаток возвращается в линию шестого отбора главной турбины.

3.9 Баланс конденсата

В расширительный бачок при подогревателе № 8 сливаются дренажи из подогревателей № 4−7, из сетевых подогревателей, испарителя и подогревателя химически очищенной воды, из воздушных калориферов. Вместе с конденсатом греющего пара подогревателя № 8 эти дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 на линии главного конденсата.

Баланс конденсата в смесителе № 1 таков:

(3.11)

где

— расход вторичного пара испарителя;

— пропуск конденсата через подогреватели № 8 и 9.

Для сокращения примем обозначения:

-

-

Из уравнения (3.11) определяется величина и равная ей. Пропуск конденсата через вспомогательные теплообменники ОУ, ГО и ОЭ равен:

(3.12)

где — отвод конденсата на уплотнения питательного насоса.

Производительность конденсатных насосов равна:

(3.13)

где — расход конденсата на регулирование турбины.

Расход конденсата из конденсатора турбины:

кроме того,

(3.14)

где — отвод дренажа из охладителей эжекторов;

— отвод дренажа из уплотнителей;

— расход пара на подогреватель № 9;

— сброс воды из уплотнений питательного насоса в конденсатор турбины.

Иначе:

(3.15)

Полученные уравнения используются для контроля правильности баланса пара и конденсата.

Величины, определенные по условиям баланса пара и баланса конденсата по формулам (3.7) и (3.15), должны быть тождественно равны. При этом:

(3.16)

3.10 Расчёт количества добавочной воды и производительности испарителя

Расход добавочной воды определяется выражением:

(3.17)

где — расход пара на деаэратор испарителя;

— расход воды на испаритель;

— производительность испарителя (расход вторичного пара);

— непрерывная продувка испарителя.

Добавочная вода служит для восполнения потерь исключает также продувку испарителя, поэтому:

(3.18)

Из уравнений (3.17) и (3.18) получаем:

(3.19)

Таким образом

3.11 Тепловой баланс регенеративной установки

Расход воды через группу подогревателей высокого давления известен (). Схема слива дренажей поверхностных подогревателей № 1−7 — каскадная. Поэтому расчет тепловых балансов начинаем с подогревателей высокого давления. Затем рассчитывают деаэратор, подогреватели низкого давления и прочие теплообменники.

В результате определили расход пара на теплообменники, а также подогрев воды в охладителях пара и дренажей, вспомогательных теплообменниках. В таблице 3.5 приведены необходимые для расчета тепловых балансов подогревателей значения коэффициентов рассеяния тепла, а также падения давления в паропроводах от отбора турбины до пароохладителей и в пароохладителях .

Таблица 3.5

3.12 Регенеративные подогреватели высокого давления

Уравнение теплового баланса подогревателя высокого давления (ПВД) имеет вид:

(3.20)

где — расход греющей среды;

— тепло, отдаваемое греющей средой, ккал/кг;

— подогрев воды в подогревателе или охладителе пара и дренажа.

Уравнение теплового баланса пароохладителя № 1 имеет вид:

(3.21)

Уравнение теплового баланса подогревателя № 1 имеет вид:

(3.22)

Уравнение теплового баланса охладителя дренажа № 1 имеет вид:

(3.23)

Уравнение теплового баланса пароохладителя № 2 имеет вид:

(3.24)

Уравнение теплового баланса подогревателя № 2 имеет вид:

(3.25)

где ;

— средневзвешенная энтальпия пара из второго отбора () и соответствующих уплотнений турбины (), где

Уравнение теплового баланса охладителя дренажа № 2 имеет вид:

(3.26)

Уравнение теплового баланса пароохладителя № 3 имеет вид:

(3.27)

Уравнение теплового баланса подогревателя № 3 имеет вид:

(3.28)

Уравнение теплового баланса охладителя дренажа № 3 имеет вид:

(3.29)

При составлении уравнения теплового баланса подогревателей высокого давления, пароохладителей и охладителей дренажа условно считаем потоки дренажей из вышестоящих подогревателей направленными не в корпус подогревателя, а в охладитель дренажа.

В этих девяти уравнениях неизвестны расходы пара, , и, кроме того, девять значений подогрева. Для определения этих величин используем еще три уравнения для сумм величин подогрева:

В этих уравнениях правые части известны, поэтому можно определить все неизвестные величины и . Целесообразно суммировать уравнения следующим образом: и величины при суммировании усредняются. После суммирования правые части уравнений будут известны и можно определить величины, а затем из исходных уравнений величины .

После суммирования получены три уравнения в виде:

После подстановки в эти три уравнения численных значений и, и доли отборов пара составляют:

Зная эти величины, из исходных уравнений определены величины подогрева в охладителях пара и дренажа, ккал/кг (таблицы 3.6 и 3.7).

Таблица 3.6

Таблица 3.7

3.13 Деаэратор и пароохладитель №4

Так как температура конденсата после пароохладителя № 4 неизвестна, а известна температура перед ним за подогревательной частью ПНД № 4, то вначале составляем комбинированное уравнение деаэратора и пароохладителя № 4 в виде, удобном для теплообменников смешения:

(3.30)

где — расход и энтальпию конденсата, отводимого из уплотнений питательного насоса в деаэратор;

— расход и энтальпию насыщенного пара, отводимого из деаэратора на уплотнения турбины и к эжекторам;

— энтальпия пара после пароохладителя.

После преобразований уравнение (3.28) приводится к виду:

(3.31)

Для определения величин, и использованы уравнения подогревателя № 4 и материального баланса деаэратора.

3.14 Регенеративные подогреватели низкого давления, испарительная установка, сетевые подогреватели и вспомогательные теплообменники

Уравнение теплового баланса подогревателя № 4 имеет вид:

(3.32)

Материальный баланс деаэратора:

(3.33)

После подстановки известных численных значений параметров пара и воды уравнения (3.31), (3.32) и (3.33) принимают вид:

(3.34)

(3.35)

(3.36)

Из этих уравнений определили:

Из уравнения теплового баланса пароохладителя № 4:

(3.37)

Уравнение теплового баланса подогревателя № 5 имеет вид:

(3.38)

Подставляя известные величины, находим:

(3.39)

Уравнение теплового баланса подогревателя № 6 и охладителя дренажа № 6 имеет вид:

(3.40)

(3.41)

Из уравнения охладителя дренажа:

Уравнения подогревателей № 7 и 8 и расширительного бачка решаются совместно, так как температура на входе в подогреватель № 7 неизвестна из-за включения смесителя № 1 потоков основного конденсата и дренажей между подогревателями № 7 и 8. Кроме того, подогреватель № 7 является одновременно конденсатором испарителя, а дренаж расширительного бака включает поток из сетевых подогревателей. Поэтому расчету подогревателей № 7 и 8 должен предшествовать расчет испарительной и сетевой подогревательной установок.

4. Выбор основного электрического оборудования

4.1 Разработка вариантов схем выдачи электроэнергии

Схема выдачи электроэнергии — это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними, а также от РУ к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы, трансформаторы, блоки генератор-трансформатор, нагрузка и токоведущие части, соединяющие генераторы, трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. Никакой аппаратуры: выключателей, трансформаторов тока и т. д. — в схеме не показывают. Схемы выдачи электроэнергии составляют при выборе главных схем электрических станций и подстанций. По заданию станция должна иметь два распределительных устройства РУ: 110 кВ и 330 кВ. Максимальная нагрузка на напряжении 110 кВ составляет 200 МВт, а на напряжении 330 кВ — 380 МВт. Минимальная нагрузка на напряжении 110 кВ составляет 150 МВт, а на напряжении 330 кВ — 300 МВт. Исходя из расположения в энергосистеме проектируемой КЭС мощностью 640 МВт, на первом этапе проектирования разработаны два варианта схем выдачи мощности.

Рисунок 4.1 — Схема энергосистемы

Рисунок 4.2 — Схема выдачи электроэнергии (вариант № 1)

Рисунок 4.3 — Схема выдачи электроэнергии (вариант № 2)

4.2 Выбор типа генераторов

При выборе мощности генераторов следует руководствоваться тем, что мощность генератора должна быть меньше либо равной максимальной мощности турбогенератора. Исходя из этого были выбраны генераторы ТЗВ-320−2У3. Данные генераторы имеют статическую тиристорную систему независимого возбуждения. Параметры выбранных генераторов представлены в таблице 4.1.

ТЗВ — это турбогенератор с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

Таблица 4.1 — Параметры турбогенератора

4.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

По [3, таблица 5.1] мощность собственных нужд генератора составляет 5 процентов от номинальной мощности генератора.

Полная мощность собственных нужд генератора равна:

По [4, таблица 3.4] выбираем трансформатор собственных нужд и резервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25 000/35. Основные характеристики данного трансформатора представлены в таблице 4.2.

4.4 Выбор блочных трансформаторов

При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора.

Потоки мощности через блочные трансформаторы для первого варианта схемы выдачи электроэнергии составляют:

Таким образом, по [4, таблица 3.8] выбираем:

— на высшее напряжение 110 кВ трансформатор типа ТДЦ-400 000/110;

— на высшее напряжение 330 кВ трансформатор типа ТДЦ-400 000/330.

Выбор блочного трансформатора второго варианта схемы выдачи электроэнергии будет аналогичен выбору блочного трансформатора Т2 для первого варианта схемы выдачи электроэнергии.

4.5 Выбор автотрансформаторов связи

Выбор мощности автотрансформаторов связи произведён исходя из условия максимального перетока мощности между распределительными устройствами 110 кВ и 330 кВ в нормальном и аварийных режимах.

Выбор автотрансформаторов связи для первого варианта схемы выдачи электроэнергии.

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в режиме минимальных нагрузок отсутствуют, так как избыток мощности выдаётся в систему.

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в режиме максимальных нагрузок составляют:

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в аварийном режиме:

Таким образом, по [4, таблица 3.8] выбираем автотрансформатор АТДЦТН-200 000/330/115.

Выбор автотрансформаторов связи для второго варианта схемы выдачи электроэнергии.

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в режиме минимальных нагрузок:

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в режиме максимальных нагрузок:

Потоки мощности протекающие по обмоткам автотрансформатора в аварийном режиме отсутствуют, так как недостаток мощности потребителей РУ 110 кВ будет компенсироваться энергосистемой.

Таким образом, по [4, таблица 3.8] выбираем автотрансформатор

АТДЦТН-250 000/330/150.

Основные характеристики автотрансформаторов связи представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Основные характеристики трансформаторов

5. Выбор главной схемы электрических соединений и схемы выдачи энергии

5.1 Технико-экономическое сравнение вариантов

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

(5.1)

где К — капиталовложение на сооружение установки, тыс. у. е.;

— нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. у. е./год.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупнённым показателям стоимости элементов схем. Результаты подсчёта капиталовложений приводятся в таблице 5.1.

Вторая составляющая расчётных затрат — годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

(5.2)

где , — отчисления на амортизацию и обслуживание;

— потери электроэнергии, кВт· ч;

— стоимость 1 кВт· ч потерь электроэнергии, цент/кВт· ч.

Для электрооборудования напряжением 110 кВ принимаем, , а для электрооборудования напряжением 330 кВ принимаем, .

Потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

(5.3)

где — потери мощности холостого хода, кВт;

— потери мощности короткого замыкания, кВт;

— расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВ· А;

T — продолжительность работы трансформатора принимают равной 8760 ч;

— продолжительность максимальных потерь. Определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки (примем ч) по формуле:

Потери электроэнергии в автотрансформаторах определяются по формуле:

(5.4)

где индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения.

В каталогах для автотрансформаторов даны потери короткого замыкания пары обмоток ВН и СН. В этом случае потери в каждой из обмоток будут находиться следующим образом:

(5.5)

(5.6)

где .

Таблица 5.1 — Результаты подсчёта капиталовложений

5.1.1 Технико-экономические показатели первого варианта схемы выдачи электроэнергии

Потери трансформатора ТДЦ-400 000/110 по формуле (5.3):

Потери трансформатора ТДЦ-400 000/330 по формуле (5.3):

Потери в каждой из обмоток автотрансформатора АТДЦТН-200 000/330/115 по формулам (5.5), (5.6) составляют:

Потери электроэнергии в автотрансформаторах по формуле (5.4):

Эксплуатационные издержки для электрооборудования напряжением 110 кВ по формуле (5.2) равны:

Эксплуатационные издержки для электрооборудования напряжением 330 кВ по формуле (5.2) равны:

Суммарные эксплуатационные издержки:

Приведенные затраты по формуле (5.1) равны:

5.1.2 Технико-экономические показатели второго варианта схемы выдачи электроэнергии

Потери трансформатора ТДЦ-400 000/330 по формуле (5.3):

Потери в каждой из обмоток автотрансформатора АТДЦТН-250 000/330/115 по формулам (5.5), (5.6):

Потери электроэнергии в автотрансформаторах по формуле (5.4):

Эксплуатационные издержки для электрооборудования напряжением 110 кВ по формуле (5.2) равны:

Эксплуатационные издержки для электрооборудования напряжением 330 кВ по формуле (5.2) равны:

Суммарные эксплуатационные издержки равны:

Приведенные затраты по формуле (5.1) равны:

Так как, то первый вариант схемы выдачи электроэнергии является экономически более выгодным. Поэтому далее будет использован этот вариант.

5.2 Разработка главной схемы электрических соединений

Для разработки главной схемы электрических соединений необходимо определить число присоединений в каждом из открытых распределительных устройств (ОРУ), которое рассчитывается по следующей формуле:

(5.7)

где — число линий, отходящих к потребителям;

— число линий связи с системой;

— число трансформаторов связи;

— число питающих трансформаторов.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(5.8)

где — максимальная мощность, МВт;

— наибольшая передаваемая мощность для одной линии (принимаем для ОРУ 110 кВ, а для ОРУ 330 кВ —), МВт.

Число линий отходящих к потребителям от ОРУ 110 кВ по формуле (5.8) составляет:

Число присоединений в ОРУ 110 кВ по формуле (5.7) равно:

Число линий отходящих к потребителям от ОРУ 330 кВ по формуле (5.8) составляет:

Число присоединений в ОРУ 330 кВ по формуле (5.7) равно:

5.3 Выбор схемы открытых распределительных устройств напряжением 110 и 330 кВ

Схемы ОРУ напряжением 110 и 330 кВ должны удовлетворять следующим требованиям:

— повреждение или отказ любого из выключателей (за исключением секционного и шиносоединительного) не должны приводить к отключению более одного энергоблока;

— повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а также, совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к отключению более двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или ее части;

— каждый генератор должен присоединяться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансформаторы и выключатели. В виде исключения допускается объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель;

— отключение присоединений должно производиться: ЛЭП — не более чем двумя выключателями; энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд — не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

— должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

С учётом требований предъявляемых к надёжности распределительных устройств и числа присоединений, в качестве схемы ОРУ 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими и обходной системами шин, а в ОРУ 330 кВ принимаем схему с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи.

5.4 Выбор схемы собственных нужд

Для питания собственных нужд (СН) станции сооружаются две секции КРУ СН 6 кВ. Данные секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору СН. Рабочие трансформаторы СН подключаются отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором.

Резервное питание секций СН осуществляется от резервных магистралей, связанных с резервным трансформатором СН, который подключён к низшей обмотке автотрансформатора связи.

На проектируемой КЭС используется один резервный трансформатор на два блока, так как в схеме предусмотрены генераторные выключатели.

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Расчетные условия короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо прежде всего правильно оценить расчётные условия короткого замыкания (КЗ), составить расчётную схему (рисунок 6.1), наметить места расположения расчётных точек КЗ, определить расчетное время протекания тока КЗ.

Расчётные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

— на сборных шинах РУ каждого напряжения;

— на выводах генераторов;

— за трансформаторами собственных нужд.

Расчёт будем производить на ПЭВМ с помощью программы TKZ для трёхфазного КЗ. Базовые условия для расчёта токов КЗ:

— S_б = 1000 МВ•А;

— U_{б (К1)} = 340 кВ, U_{б (К2)} = 115 кВ, U_{б (К3)} = 24 кВ, U_{б (К4)} = 24 кВ, U_{б (К5)} = = 37 кВ, U_{б (К6)} = 6,3 кВ, U_{б (К7)} = 6,3 кВ.

Рисунок 6.1 — Расчётная схема энергосистемы

6.2 Схема замещения и расчет параметров её элементов

Схема замещения с обозначенными на ней расчётными элементами представлена на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 — Схема замещения Сопротивление генератора рассчитывается по формуле:

(6.1)

где — сверхпереходное сопротивление генератора;

— базовая мощность, ;

— номинальная мощность генератора, .

Сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле:

(6.2)

где — напряжение короткого замыкания, %;

— базовая мощность, ;

— номинальная мощность трансформатора, .

Сопротивления трансформатора с обмоткой низшего напряжения, разделённой на две ветви, рассчитывается по формулам:

(6.3)

(6.4)

где — напряжения короткого замыкания между обмотками автотрансформатора, %;

— базовая мощность, ;

— номинальная мощность трансформатора, .

Сопротивление автотрансформатора рассчитывается по формулам:

(6.5)

(6.6)

(6.7)

где — напряжения короткого замыкания между обмотками автотрансформатора, %;

— базовая мощность, ;

— номинальная мощность автотрансформатора, .

Сопротивление энергосистемы рассчитывается по формуле:

(6.8)

где — относительное номинальное сопротивление энергосистемы, %;

— базовая мощность, ;

— номинальная мощность энергосистемы, .

Сопротивление линии электропередачи рассчитывается по формуле:

(6.9)

где — индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

— длина линии, км;

— базовая мощность, ;

— среднее напряжение в месте установки элемента, кВ.

Сопротивления генераторов по формуле (6.1) составляют:

Сопротивления блочных трансформаторов по формуле (6.2) составляют:

Сопротивления трансформаторов СН и резервного трансформатора СН по формулам (6.3), (6.4) равны:

Сопротивления обмоток автотрансформатора связи по формулам (6.5), (6.6), (6.7) равны:

принимаем

Сопротивления энергосистем по формуле (6.8) составляют:

Сопротивления линий электропередачи по формуле (6.9) составляют:

Итоговая схема замещения представлена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 — Схема замещения

6.3 Расчёт токов КЗ в намеченных точках

Для расчёта токов КЗ в заданных точках воспользуемся программой TKZ. Для этого упрощаем схему замещения: исключаем из схемы тупиковые ветви, складываем последовательно и параллельные сопротивления.

Результирующая схема замещения для расчёта токов КЗ в программе TKZ, с пронумерованными узлами, представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 — Схема замещения Исходные данные и результаты расчёта приведены в приложении А.

Начальное значение периодической составляющей тока от двигателей:

Таблица 6.1 — Периодические составляющие токов короткого замыкания

Определим значение ударных токов для всех ветвей. Ударный ток находим по формуле:

где — ударный коэффициент;

— периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА.

Значения ударного коэффициента составляют:

— для системы С1 по [3, таблица 3.6];

— для системы С2 по [3, таблица 3.6];

— для турбогенератора по [3, таблица 3.6];

— для электродвигателей СН по [4, таблица 1].

Результаты расчета ударных токов представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 — Ударные токи КЗ

Апериодическую составляющую тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя определяем по формуле:

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с:

— расчётное время для которого следует определить токи КЗ, которое рассчитывается по формуле:

где — собственное время отключения выключателя (даётся в каталожных данных выключателей), с.

Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока:

— для системы С1 с по [3, таблица 3.6];

— для системы С2 с по [3, таблица 3.6];

— для турбогенератора с по [3, таблица 3.6];

— для электродвигателей СН с по [4, таблица 1].

Значения собственного времени отключения выключателя составляют:

— для элегазовых выключателей на напряжение 330 кВ с;

— для элегазовых выключателей на напряжение 110 кВ с;

— для генераторных выключателей на напряжение 20 кВ с;

— для элегазовых выключателей на напряжение 35 кВ с;

— для вакуумных выключателей на напряжение 6 кВ с.

Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 — Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ для момента

Для определения действующего значения периодической составляющей в любой момент КЗ t используется метод типовых кривых. Он основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный и начальный моменты времени, т. е., построенных для разных удалённостей точки КЗ [3, рисунок 3.8]. При этом электрическая удалённость точки КЗ от синхронной машины характеризуется отношением действующего значения периодической составляющей тока КЗ генератора в начальный момент КЗ к его номинальному току, т. е.

(6.10)

где — номинальный ток питающей ветви, кА.

Номинальный ток питающей ветви можно определить по формуле:

(6.11)

где — номинальная мощность источника, МВ•А;

— среднее номинальное напряжение в месте расчётной точки КЗ, кВ.

Так как для системы мал, то для всех точек КЗ принимаем

Периодические составляющие тока короткого замыкания для момента времени ф в точке К1.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от системы С1 равна так как предполагается, что периодическая составляющая тока короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от системы С2 равна так как предполагается, что периодическая составляющая тока короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от турбогенератора Г1.

Номинальный ток питающей ветви по формуле (6.11) равен:

Отношение. Так как-то принимаем

Исходя из этого,

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от турбогенератора Г2.

Номинальный ток питающей ветви по формуле (6.11) равен:

Отношение. По типовым кривым [3, рисунок 3.8] .

Исходя из этого,

Суммарная периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени в точке К1:

Периодические составляющие тока короткого замыкания для момента времени ф в точке К2.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от системы С1 равна так как предполагается, что периодическая составляющая тока короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от системы С2 равна так как предполагается, что периодическая составляющая тока короткого замыкания от энергосистемы имеет незатухающий характер.

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от турбогенератора Г1.

Номинальный ток питающей ветви по формуле (6.11):

Отношение. По типовым кривым [3, рисунок 3.8] .

Исходя из этого,

Составляющая тока короткого замыкания для момента времени ф от турбогенератора Г2.

Номинальный ток питающей ветви по формуле (6.11):