ОЭ. ОЭ Семенова. Контрольная работа по Общая энергетика
 Скачать 297.7 Kb.
|
 Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Бузулукский гуманитарно-технологический институт (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Оренбургский государственный университет» Строительно-технологический факультет Кафедра Общей инженерии КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по «Общая энергетика» БГТИ (филиал) ОГУ44.03.04.4020.548 Руководитель работы: ______________ Майоров М.А. «_____»________________2020г. Исполнитель Семенова С.И. студент группы з17ПрофО(ба)Э(у) ____________________________ «______»_______________2020г. Нормоконтроль ______________ Борисова А.В. «_____»________________2020г. Бузулук 2020 Содержание
1 Принципиальная схема паросиловой установки. Цикл Ренкина и его исследование. Влияние начальных и конечных параметров на термический КПД цикла Ренкина. Принципиальная схема паросиловой установки представлена на рисунке 1.  Рисунок 1 – Схема паросиловой установки Принцип работы ПСУ. В котле 1 происходит парообразование. В пароперегревателе 2 происходит перегрев пара до заданных параметров, который идет на турбину 3, где происходит преобразование тепловой энергии в механическую энергию, а затем в электрическую в электрогенераторе 4. Отработавший пар попадет в конденсатор 5, где идет его полная конденсация, конденсатным насосом 6 конденсат направляется в деаэратор 7, затем через подогреватель 9 питательным насосом 8 обратно в котел 1. В циклах ПСУ имеется два цикла: цикл Карно и цикл Ренкина. В предложенном Ренкиным цикле (рис. 2) применяют перегрев пара в специальном пароперегревателе, где пар нагревается до температуры, значительно превышающей температуру насыщенного пара при данном давлении. На рис. 2 представлен цикл Ренкина с перегревом паром в T-S диаграмме. В этом случае средняя температура подвода тепла увеличивается по сравнению с температурой подвода тепла в цикле без перегрева. Кроме того, процесс расширения пара в турбине заканчивается в области более высокой степени сухости, поэтому условия работы проточной части турбины оказываются более легкими.  Рисунок 2 - цикл Ренкина в Ts-диаграмме Пар после турбины поступает в конденсатор и полностью в нём конденсируется (процесс 2-3) при давлении р 2. Затем вода сжимается насосом по адиабате 3-5 до давления р 1. Малая длина отрезка 3-5 свидетельствует о малой работе сжатия. Под давлением р 1 вода подается в котёл, где к ней в изобарном процессе р 1= const подводится тепло. Сначала вода в котле нагревается до кипения (участок 5-4 изобары р 1= const), затем после достижения температуры насыщения происходит изотермический и изобарный процесс кипения (процесс 4-6). Далее в пароперегревателе пар перегревается (процесс 6-1) и в точке 1 поступает на лопатки турбины. Адиабатное расширение пара в турбине (процесс 1-2) – процесс получения работы в цикле. Количество тепла подводимого к рабочему телу в цикле q1 изображается в T-S диаграмме площадью a-3-5-4-6-1-b-a. Тело, отводимое в цикле q2, эквивалентно площади a-3-2-b-a. Работа, полученная в цикле эквивалентна площади 3-5-4-6-1-2-3. В цикле Ренкина процессы подвода и отвода тепла осуществляются по изобарам, и поэтому количество подведенного/отведенного тепла равно разности энтальпии рабочего тела в начале и в конце процесса. Тогда q1 = h1 – h5 q2 = h2 – h3 Термический КПД цикла Ренкина:  Это выражение можно представить в виде:  Где разность энтальпий (h1 – h2) представляет собой работу, полученную в турбине, а разность (h5 – h3) – это техническая работа насоса. Если пренебречь величиной работы насоса, то уравнение можно записать в виде  Это уравнение позволяет с помощью h-S диаграммы или таблиц термодинамических свойств и водяного пара определять КПД обратимого цикла Ренкина по известным начальным параметрам p 1 и T1 пара на входе в турбину и давлении пара в конденсаторе p 2 . При одном и том же значении начальных параметров (p 1 и T1) пара, при понижении температуры (и соответственно давления) конденсации расширяется температурный диапазон цикла и увеличивает термодинамический КПД цикла. Термодинамический КПД цикла Ренкина зависит также и от начальных параметров пара (p 1 и T1) . Рост температуры перегрева пара T1 (при давлении p 1) как и повышение давления p 1 приводит к росту термического КПД. 2 Практическая часть Задача 1 Определить мощность, вырабатываемую генераторами деривационной ГЭС (рисунок 3) при условии, что глубина потока и ширина в безнапорном участке водовода одинаковы, по заданным параметрам. Исходные данные для расчёта: QH (м3/с) =0,91; Z1 (м)= 98,00; Z2 (м) =143,00; L (м) = 58,00; V6 (м/с) = 0,52; Vh (м/с) = 2,40; а (град.) =23,00; d (м) = 0,69; ηm =0,80; ηг = 0,81.  Рисунок 3 - Схема деривационной ГЭС 1 - водозаборное устройство; 2 - безнапорный участок водовода (лоток); 3 - опорная ;конструкция водовода; 4 - напорный участок водовода; 5 - здание ГЭС; 6 - поперечное сечение безнапорного участка водовода Порядок расчёта: Площадь живого сечения лотка на безнапорном участке (рисунок 3). Сторона смоченной поверхности:  Смоченный периметр:  Гидравлический радиус безнапорного участка водовода:  Для определения потерь на трение на безнапорном участке определяется коэффициент Шези:  где n - коэффициент шероховатости, который для бетонных лотков можно принять из диапазона 0,012-0,014. Необходимый уклон на безнапорном участке определяют по формуле Шези:  Потери напора на напорном участке водовода:  где L – длина безнапорного участка водовода. Длина напорного участка водовода:  Потери напора на напорном участке водовода:  где λ - коэффициент трения воды о стенки труб, принимается равным 0,02-0,03; Qн - действительный расход на напорном участке без учёта потерь на испарение воды на участке деривации; d - диаметр трубопровода. Мощность потока воды на уровне Z2 без учёта потерь напора на закруглениях водовода:   где g - ускорение свободного падения; p = 1000 кг/м3 - плотность воды. Механическая мощность на валу турбины:  Электрическая мощность генераторов деривационной ГЭС:  Задача №2 Определить максимальную длину трёхфазной воздушной линии электропередачи (ЛЭП), исходя из допустимости потери в ЛЭП 10% активной мощности. Поперечной составляющей потерь в ЛЭП пренебречь. Нагрузку считать чисто активной.  Рисунок 4 - Схема электрической цепи Исходные данные для расчёта: SGном (кВА)= 2298; Uл (кВ) = 6000; JЭ (А/мм2 ) 1,34; L (км) - длина ЛЭП. Порядок расчёта: Номинальный линейный ток нагрузки:  Допустимая величина потерь активной мощности:  Предварительное сечение провода ЛЭП по экономической плотности тока:  По выбранному предварительному сечению выбираем сталеалюминевый провод стандартного сечения (ближайшее стандартное сечение большее или равное выбранному предварительно). Для выбранного провода определяем электрическое сопротивление 1 км провода постоянному току при 20°С, Ом (г0). Определяем максимальную длину ЛЭП, исходя из заданного процента потерь мощности:  Задача 3 Паросиловая установка работает по циклу Ренкина (рисунок 5). Параметры начального состояния пара: Р1, t1. Давление в конденсаторе Р2. Определить термический КПД.  Рисунок 5 - Схема паросиловой установки 1 - парогенератор, 2 - пароперегреватель, 3 - турбина, 4 - генератор, 5 - конденсатор, 6 - питательный насос, 7 - циркуляционный насос Исходные данные для расчета: Pl (бар) =103; tl (С)= 505; P2 (бар) = 0,3. Энтальпия пара h1 входе определяется по h-s диаграмме водяного пара по значениям P1 и t1. Определяем энтропию пара s1 на входе: По найденному значению энтропии, считая процесс преобразования энергии пара в турбине адиабатным (при постоянном значении энтропии s), по значениям S1 и Р2 определяем энтальпию конечного состояния пара h2. Определяем энтальпию питательной воды h2' по формуле:   где  =4,19  - теплоёмкость воды,tн – температура насыщенного пара в конденсаторе. Термический КПД установки:  Задание 3  Рисунок 6 - Схема электрической сети Исходные данные для расчета: Номинальное напряжение электроприемников Uн=10кВ; По надежности электроснабжения потребители отнесены к 1-й и 2-й категориям; Напряжение источника питания Uo, кВ: - максимальный и послеаварийный – 38,5; - минимальный – 37,3. Активная мощность потребителя Р, МВт: - максимальный и послеаварийный ,Pmax –8; - минимальный, Pmin –6. Коэффициент мощности нагрузки сos - 0,83; Число часов использования наибольшей нагрузки Тmах, час – 4200; Длина линии электропередач (ЛЭП) L, км – 18. Пользуясь исходными данными, выполнить электрический расчет заданной на рисунке 6 схемы в соответствии с приведенным ниже заданием. 1. Расчет электрических параметров сети. 1.1. Выбор числа цепей и сечения проводов ЛЭП. 1.2. Выполнение необходимых проверок выбранного провода. 1.3. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции (ПС). 1.4. Составление схемы замещения электропередачи и определение ее параметров. 2. Расчет электрических режимов. 2.1. Расчет потоков мощности по участкам схемы. 2.2. Расчет напряжения в узлах схемы сети. 2.3. Выполнение регулирования напряжения на шинах подключения потребителя. Примечание: Расчет режимов в объеме, указанном в пп. 2.1–2.3, следует выполнить для максимального режима; 2.4. Расчет годовых потерь электроэнергии. 3 Вывод. 3.1 Выбор числа цепей и сечения проводов линий Число цепей ЛЭП n выбирается в зависимости от величины нагрузки и категории потребителей по степени бесперебойности электроснабжения. Для потребителей первой категории выбираются две цепи ЛЭП. При выборе сечений проводов основным является экономический критерий. В практических расчетах этот критерий заложен, например, в понятие экономической плотности  тока  ,А/мм2 и в методе экономических интервалов. Пеpвый из ниx используется в данном задании. В этом случае расчетная величина сечения провода  ,мм2 определяется по следующей формуле:  где Imax– ток максимального режима в одной цепи линии электропередач. Ток максимального режима в одной цепи линии можно вычислить следующим образом: Imax =  , где  – активная мощность потребителя в режиме максимальных нагрузок; – коэффициент мощности потребителя; – номинальное напряжение линии электропередач; – число цепей линии электропередач.Здесь номинальное напряжение сети равно 10 кВ. Полученное в расчете сечение округляется до ближайшего стандартного, имеющегося в справочниках. Рекомендуется выбирать сталеалюминевые провода (АС).Сечения проводов, выбранных по экономическому критерию, проверяются на соответствие ряду технических условий. При номинальном напряжении 35 кВ сечения проверяются: - по «короне»; - по механической прочности проводов и опор ЛЭП; - по допустимой токовой нагрузке (по нагреву); - по допустимым потерям напряжения. Проверке «по короне» подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, проходящие выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, т.к. при использовании метода экономической плотности тока при выборе сечения следует принимать его не меньшим допустимого по условию «короны». Экономические интервалы нагрузки подсчитаны для сечений, допустимых по условию «короны». Воздушные ЛЭП напряжением 35 кВ со сталеалюминевыми проводами должны иметь сечение не менее 35 и не более 150 мм2. Тем самым гарантируется механическая прочность проводов и опор. При проверке «по нагреву» рассматриваются режимы, когда по проверяемой линии протекают наибольшие токи. В этом случае сечение проводов двухцепной линии проверяется при отключении одной из цепей (n = 1) в период максимальной нагрузки. При этом значение тока в послеаварийном режиме  не должно превышать значение длительно допустимого тока  для выбранного сечения провода.Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН, экономически не оправдано. 3.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях Для потребителей первой категории на подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов. При выборе мощности трансформатора необходимо учесть, что в послеаварийных режимах допускается на ограниченное время перегрузка одного трансформатора сверх номинальной мощности дополнительно до 40 %. Тогда при установке на подстанции нескольких трансформаторов – , расчетная мощность каждого из них  определяется по формуле:Sтр.расч. =  (3.3)где  – модуль полной мощности нагрузки в максимальном режиме;  =1,4 – коэффициент допустимой перегрузки одного трансформатора. По расчетной мощности трансформатора в справочнике выбирается ближайший больший по номинальной мощности понижающий трансформатор. 3.3 Схема замещения электрической сети и определение ее параметров Параметры схемы замещения сети (сопротивления и проводимости) рассчитываются для каждого элемента электрической сети. В сетях 10 кВ зарядная мощность ЛЭП оказывается несоизмеримо меньше реактивной мощности нагрузки  , поэтому для упрощения расчетов в схему замещения (рисунок 7) в данном контрольном задании ее можно не вводить.  Рисунок 7 - Схема замещения электрической сети На схеме замещения электрической цепи, приведенной на рисунке 7, обозначены параметры, расчет которых приведен ниже. Сопротивление ЛЭП:  где  и  – погонные активное и реактивное сопротивления проводов ЛЭП, Ом/км; – число цепей ЛЭП; Сопротивление трансформаторов:   Расчет параметров трансформатора производится по каталожным данным трансформатора. При этом значения сопротивлений приводятся к высшему напряжению. Активное сопротивление трансформатора, Ом:
 Индуктивное сопротивление трансформатора, Ом:
где  , кВт и  , % – потери активной мощности и напряжение короткого замыкания трансформатора;  , кВ и  ,МВА– номинальные значения напряжения обмотки высшего напряжения и мощности трансформатора.  Все эти данные для принятой марки трансформатора находятся в справочниках. 3.4 Электрический расчет режимов Для электрической сети рассчитываются максимальный режим нагрузки: Рассчитать режим работы электрической сети – значит, найти все потоки мощности по всем участкам сети с учетом потерь мощности в них и рассчитать напряжения во всех узлах, учитывая потери напряжения в элементах сети. В качестве примера ниже приводится методика расчета максимального режима. Другие режимы рассчитываются аналогично, используя значения параметров, соответствующих рассчитываемому режиму. 3.4.1 Расчет потоков мощности по всем участкам сети Приступая к расчету режима, следует на схеме замещения обозначить все потоки мощности по участкам сети и напряжения во всех узлах сети. Например, как показано на рисунке 7, где обозначены:    – комплексные значения потоков мощности по участкам сети;   ,  и  – модули напряжений в узлах сети. Расчет потоков мощности по элементам сети проводится от «конца» схемы (где подключена нагрузка) к ее началу (где подключен источник питания).При расчете потерь мощности в элементах сети используются мощность и напряжение одного и того же узла. Потери мощности в сопротивлении трансформатора в максимальном режиме можно вычислить по формуле: ∆Sтр = Zтр(  )2,где  – напряжение на шинах низшего напряжения трансформатора, приведенное к высшей ступени трансформации. Аналогично для ЛЭП
Предварительно рассчитав мощность S1. Поскольку на первом этапе расчетов напряжения в узлах не известны, то в первом приближении вместо них можно принять  , тогда формулы для расчета потерь мощности примут вид:
 Расчет потоков мощности по участкам сети производится в следующей последовательности: S2 = Smax + Sтр= 38,5+0,3=38,8 Вт; S1 = S2 + Sтр=38,8+0,3=39,1 Вт; S0 = S1 + SЛ=39,1+334=373 Вт. 3.4.2 Расчет напряжений на шинах потребителей электроэнергии Расчет напряжений проводится в направлении от источника питания, где напряжение задано, и к данному моменту рассчитана мощность начала линии. При расчете потерь напряжения также используются значения мощности и напряжения одного и того же узла схемы. Так, потери напряжения на сопротивлении ЛЭП определяются как:
Напряжение в узле 1:
Аналогично:
Напряжение в узле 2:   Оценить величину напряжения, получаемого электроприемником, можно воспользовавшись номинальным коэффициентом трансформации kтр.ном:
где  и  – номинальные напряжения для обмоток низшего и высшего напряжений трансформатора, которые принимаются по каталожным данным. 4 Выводы по работе Проанализировав расчеты данной работы можно сделать вывод, что электрическая сеть не обеспечивает электропотребителя электроэнергией с необходимыми ему параметрами. При таких параметрах будут большие потери электроэнергии. Список использованных источников 1 Бушуев, В.В. Энергетика - [Электронный ресурс] / В.В. Бушуев, А. Троицкий. - Москва : Энергия, 2007. - 72 с. - ISBN 978-5-98420-015-8. - Режим доступа: http://biblioclub.ru/index.php?page=book&id=58367 2 Зеленцов, Д.В. Техническая термодинамика [Электронный ресурс]: учебное пособие / Д.В. Зеленцов. - Самара : Самарский государственный архитектурно-строительный университет, 2012. - 140 с. - ISBN 978-5-9585-0456-5. - Режим доступа: http://biblioclub.ru/index.php?page=book&id=143845 3 Китунович, Ф.Г. Электротехника [Текст] : учеб. / Ф.Г. Китунович.- 4-е изд. перераб. и доп. - Минск : Высшая школа, 2007. - 400 с. : ил. - Библиогр.: с. 392 - ISBN 985-06-0481-6. 4 Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. — М.-Л.: Энергия, 1967. — 400 с.  |
, 
