А

-

, /4, 52/

19 Температура за-грязненной стенки

?С

, /4, 87/

20 Коэффициент теплоотдачи из-лучением

Вт/м²??С

/4, 53/

21 Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

Вт/м²??С

, /4, 53/

22 Коэффициент теплопередачи

K

Вт/м²??С

, /4, 54/

23 Температурный напор

?С

, /4, 54/

Продолжение таблицы 13

1

2

3

4

5

24 Тепловосприятие по уравнению теплопередачи

Дж/м³

, /4, 54/

%

, /4, 50/

Таблица 14 - Тепловой расчет предвключенной испарительной поверхности

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Расчет
1	2	3	4	5
1 Температура га-зов на входе		?С	по показаниям КИП
2 Энтальпия газов на входе		кДж/м3	по таблице 9
3 Температура среды на входе в поверхность		?С	таблица 12
4 Энтальпия среды на входе		кДж/кг	таблица 12
5 Температура га-зов на выходе		?С	таблица 11
6 Энтальпия газов на выходе		кДж/м3	таблица 11
7 Тепловосприятие по балансу		Дж/м3	, /4, 51/
8 Средняя темпе-ратура газов		?С	, /4, 51/
Продолжение таблицы 14
1	2	3	4	5
9 Энтальпия среды на выходе		кДж/кг	, /4, 51/
10 Условная темпе-ратура среды на выходе		?С	, /4, 51/
11 Средняя темпе-ратура среды		?С	, /4, 51/
12 Скорость газов		м/с	, /4, 51/
13 Коэффициент теплоотдачи конвекцией		Вт/м2??С	по номограмме, /4, 157/
14 Температура за-грязненной стенки		?С	, /4, 87/
15 Эффективная толщина излу-чающего слоя	Sэф	м	, /4, 51/
16 Поглощательная способность 3-х атомных газов	PнS	м?МПа	, /4, 52/
Продолжение таблицы 14
1	2	3	4	5
17 Коэффициент ослабления лу-чей 3-х атом-ными газами	Kг	-	по номограмме
18 Оптическая толщина излу-чающего слоя	KрS	м	, /4, 159/
19 Степень черноты запыленного по-тока	а	-	, /4, 52/
20 Коэффициент теплоотдачи из-лучением		Вт/м2??С	, /4, 53/
21 Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке		Вт/м2??С	, /4, 53/
22 Коэффициент теплопередачи	K	Вт/м2??С	, /4, 54/
23 Температурный напор		?С	, /4, 54/
Продолжение таблицы 14
1	2	3	4	5
24 Тепловосприятие по уравнению теплопередачи		Дж/м3	, /4, 54/
	%		, /4, 50/

1.5 Баланс энергоносителей на участке УСТК

Все данные в энергетическом балансе приведены за 2006 год.

Химически очищенная вода, полученная с ТЭЦ-ПВС ОАО «Урал Сталь» и выработанный перегретый пар (по месяцам).

Таблица 15 - Баланс энергоносителей

Месяц	Количество вырабо-танного перегретого пара (тонн)	Количество химически очищенной воды полу-ченной с ТЭЦ (тонн)
1	2	3
Январь	42 160	44 600
Февраль	41 162	42 554
Март	43 647	47 227
Апрель	42 767	48 016
Май	41 333	47 639
Июнь	34 866	39 985
Июль	41 152	44 268
Август	39 953	40 448
Сентябрь	29 350	29 823
Октябрь	30 837	29 170
Ноябрь	36 045	37 392
Декабрь	51 028	52 847
Всего	474 300	503 969

Таким образом, участком УСТК расходуется на собственные нужды, или теряется в виде утечек и продувок, 29 669 тонн химически очищенной воды в год, что составляет 6,89% от общего потребления химически очищенной воды участком.

Получаемый азот из ККЦ ОАО «Урал Сталь» используется полностью.

Кислород и сжатый воздух - используются полностью.

Техническая вода возвращается в оборотную систему комбината в том же количестве, за исключением незначительных утечек.

1.6 Анализ современного развития аналогичных производств в России и за рубежом

В настоящее время в России и за рубежом используется как сухое тушение кокса, так и мокрое (примерное соотношение 1:1). В Японии, например, весь получаемый кокс тушат в УСТК. В России распространению УСТК, прежде всего, препятствует тяжелое финансовое положение металлургических предприятий (все УСТК в России уже выработали свой ресурс, и дальнейшая их реконструкция не проводится).

Вместе с тем в мировой науке выработано несколько направлений по использованию тепла раскаленного кокса.

1.6.1 Котлы-утилизаторы в схеме УСТК

Развитие данного направления производства в России ограничивается модернизацией (усовершенствованием) котла-утилизатора, а не всей УСТК. Как альтернатива устаревшему КСТ-80 разработан более совершенный котел КСТК 25/39-С-1 который вырабатывает пар энергетических параметров /5, 113/, который затем направляется в паровой турбогенератор.

В Германии и Японии также имеются свои котлы-утилизаторы, вырабатывающие пар иных параметров, но принцип действия всех этих котлов одинаков.

1.6.2 Газовая турбина в схеме УСТК

Представляет интерес схема УСТК в сочетании с газовой турбиной /6, 99/. В схемах с газовой турбиной тепло раскаленного кокса, уловленное в установке сухого тушения, может быть использовано для нагрева компонентов горения при поступлении их в камеру сгорания турбины.

В зависимости от того, какое топливо применено для сжигания в турбине, в цикле УСТК может нагреваться воздух и топливо, или только воздух или воздух и рабочая смесь.

На рисунке 4 приведена схема комбинированной установки сухого тушения кокса с газовой турбиной. Горячие циркулирующие газы после бункера тушения поступают в воздухонагреватель, в котором нагревается воздух, поступающий в камеру сгорания. Затем газы проходят паровой котел и вентилятором вновь нагнетаются в бункер тушения. Воздух, сжатый в воздушном компрессоре газотурбинной установки, нагнетается в камеру сгорания, предварительно он последовательно проходит теплообменник, нагреваемый выхлопными газами турбины, и воздухонагреватель. Газовый компрессор нагнетает горючий газ в камеру смешения, расположенную перед камерой сгорания. Смесь нагретого воздуха и газа сгорает в камере сгорания турбины, продукты сгорания поступают в газовую турбину, где, расширяясь, совершают работу. Выхлопные газы перед выбросом в атмосферу пропускают через газовоздушный теплообменник и через специальный отсек парового котла для нагрева питательной воды.

1.6.3 Коксо-энергетический комплекс в США /6, 102/

Промышленный коксо-энергетический комплекс, включающий 4 коксовые батареи (268 печей) без улавливания химических продуктов коксования мощностью 1,107 млн. тонн в год сортированного кокса и энергоутилизационную установку с электрогенератором мощностью 94 МВт, работает на полную мощность с июня 1998 года на заводе Индиана Харбор в Ист Чикаго фирмы «Indiana Harbor Coke Co».

Энергетическое оборудование комплекса получает от коксовых печей дымовые газы с температурой 870-1200 ?С. Эти газы проходят через 16 котлов-утилизаторов отходящего тепла (по 4 на каждую батарею), где температура газов снижается до 175-180 ?С. Генерируемый пар с параметрами: T=400 ?С, P=5,3 МПа собирается в общем коллекторе и направляется в паровую турбину, где энергия пара превращается в электроэнергию. Использованные газы отводят из котла-утилизатора в коллектор холодного газа, а затем в безнасадочные циклонные мокрые скрубберы для десульфурации. Через вращающийся распылитель в верхней части скруббера внутрь подается гашеная известь, эффективность десульфурации газа 68-98%. Затем двумя вентиляторами газ отсасывается в батарею тканевых фильтров и сбрасывается в дымовую трубу. Таким образом, на энергоутилизационной установке теплота сгорания летучих процессов коксования угля превращается в электроэнергию и технологический пар, который поступает в доменный цех фирмы-потребителя.

Пар из котлов-утилизаторов со средним расходом 2 050 тонн в час поступает в паровую конденсационную турбину мощностью 94 МВт с автоматическим отбором пара. Технологический пар для использования потребителем отбирается из турбины с расходом 45-227 тонн в час. Паровая турбина снабжена байпасной линией. Конденсатор турбины способен принять весь объем сброшенного пара в случае нарушения нормальной работы оборудования. Электрогенератор имеет установленную мощность 94 МВт при напряжении 13,8 кВ.

Основная задача энергосистемы комплекса состоит в переработке всего объема дымовых газов из коксовых печей и поддержании величин атмосферного выброса в пределах, установленных экологическими нормативами.

Процесс производства кокса без улавливания газообразных продуктов в сочетании с энергетическим оборудованием не только представляет конкурентную альтернативу традиционному коксохимическому производству, но и предлагает путь к решению экологических проблем.

1.7 Постановка задачи дипломного проектирования

Проведя анализ результатов энергоаудита ОАО «Урал Сталь» можно сделать следующие выводы:

На ОАО «Урал Сталь» низкий уровень использования вторичных энергетических ресурсов.

Нет потребности в перегретом паре 16-ти атмосфер.

На ОАО «Урал Сталь» недостаточна выработка электрической энергии собственными генераторами. Выработка электрической энергии генераторами ТЭЦ составляет 60-62% от потребления электрической энергии комбинатом. Недостающие 38-40% электрической энергии покупается у ОАО «Межрайонные электрические сети».

На ОАО «Урал Сталь» нет дополнительных генераторов электрической энергии кроме комбинатовской ТЭЦ-ПВС.

В котельной УСТК на котлах утилизаторах имеются проблемы с работой котлов, в части быстрого износа предвключенных испарительных поверхностей.

На сегодняшний день, в эпоху жестких тарифов на топливо и энергоносители, необходимым условием для нормального функционирования промышленного предприятия и его рентабельности является развитие собственных энергетических мощностей, а также рациональное использование и грамотная утилизация вторичных энергоресурсов.

Задачей дипломного проектирования является установка турбогенератора за котлами-утилизаторами КСТ-80 участка УСТК цеха теплогазоснабжения, с целью выработки дополнительной электрической энергии за счет вторичных энергоресурсов (в частности физической теплоты раскаленного кокса). Выработанная за счет ВЭР электрическая энергия более дешевая, так как в ее себестоимости отсутствует топливная составляющая, которая составляет порядка 75-85% себестоимости электрической энергии получаемой на ТЭС или КЭС.

В дипломном проекте предлагается установить конденсационную паровую турбину для привода синхронного электрического генератора. Для этого потребуется реконструировать котлы-утилизаторы: исключить из работы третью предвключенную испарительную секцию; заменить поверхностный пароохладитель на впрыскивающий с подачей питательной воды, рассмотреть вопросы по установке турбогенераторов, расчету трубопроводов, изменению схемы электронсабжения.

2. Реконструкция котла-утилизатора КСТ-80 с целью установки конденсационной турбины

2.1. Краткое описание мероприятий предлагаемых в дипломном проекте

В данном дипломном проекте предлагаются следующие мероприятия:

1) В связи с высоким абразивным износом третьей предвключенной испарительной поверхности нагрева предлагается произвести ее демонтаж;

2) В связи с неэффективной работой поверхностного пароохладителя, предлагается заменить его на впрыскивающий, с подачей питательной воды;

После проведения данных мероприятий котлы-утилизаторы КСТ-80 станут вырабатывать перегретый пар с параметрами: Р=1,1 МПа и Т=280 ?С, который предлагается использовать в 2-х конденсационных турбогенераторах ТГ-3/6,3-С-1, с суммарной электрической мощностью 6 МВт, их установка позволит поднять выработку электрической энергии на собственных мощностях до 188 МВт, т.е. повысить выработку на 2%.

2.2 Тепловой расчет реконструированного котла КСТ-80

Исходные данные:

1 Температура инертных газов поступающих в котел: ?С.

2 Состав инертных газов (в % по объему):

Таблица 16.

СО2	О2	СО	N2	H2O
17	1,6	0,3	78,6	2,5

3 Давление в барабане котла P_б=1,1 МПа.

4 Температура перегретого пара Т_пп=380 ?С.

5 Температура питательной воды Т_пв=100 ?С.

6 Расход газов V_г=82 100 нм³/час.

7 Присосы воздуха - отсутствуют.

Теплосодержание инертных газов.

Объем газов

1 нм³/нм³.

2 нм³/нм³.

3 нм³/нм³.

Таблица 17 - Сводная таблица зависимости теплосодержания газов от температуры

Наименование величины	Размер-ность	900 °С	800 °С	700 °С	600 °С	500 °С	400 °С	300 °С	200 °С	100 °С
I	кДж/м3	1368	1202	1037	879	723	570	422	277	137

3) Просчитать трубопровод охлаждающей воды конденсаторов турбин от градирен КХП, которые в настоящее время загружены на 50%. Это позволит наиболее полно задействовать потенциал градирен на нужды ОАО «Урал Сталь».

4) Произвести электрический, тепловой, гидравлический расчеты.

Тепловой расчет выполнен для котла-утилизатора с демонтированной предвключенной испарительной поверхностью. Конечные и исходные данные приняты на основе данных полученных в разделе 1.6 общей части пояснительной записки, технической характеристики котлов-утилизаторов КСТ-80, а также исходя из параметров пара необходимых для выбранного турбогенератора. Температура перегретого пара принята 380 ?С, дальнейшее снижение температуры перегретого пара нецелесообразно, так как это как следствие повышает температуру уходящих газов и снижает коэффициент полезного действия котельного агрегата (понижает эффективность тушения кокса). Снижение температуры перегретого пара с 380 ?С до необходимых 280 ?С осуществляется во впрыскивающем пароохладителе, который вынесен за пределы котельного агрегата

В настоящее время, установленная мощность электрического оборудования Общества составляет порядка 280 МВт, мощность ТЭЦ - 182 МВт, таким образом, установка турбогенераторов позволит поднять выработку электрической энергии на собственных мощностях до 188 МВт, т.е. повысить выработку на 2%.

Таблица 18 - Тепловой баланс котельного агрегата и паропроизводительности

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Расчет
1	2	3	4	5
1 Объем про-дук-тов сгора-ния пе-ред кот-лом		м3/с	по показаниям КИП
2 Температура продуктов сго-рания пе-ред котлом		?С	по показаниям КИП
3 Энтальпия про-дуктов сгорания пе-ред котлом		кДж/м3	по таблице 17
4 Температура продуктов сго-рания за котлом		?С	по показаниям КИП
5 Энтальпия про-дуктов сгорания за котлом		кДж/м3	по таблице 17
6 Потери тепла с уходящими га-зами		Вт	, /4, 33/
7 Общее коли-че-ство тепла, вно-симое в котел газами		Вт	, /4, 33/
8 Потери тепла с уходящими га-зами		%	, /4, 34/
9 Потери тепла в окружаю-щую среду		%	нормативный метод, /4, 55/
Продолжение таблицы 18
1	2	3	4	5
10 Потери тепла в окружаю-щую среду		Вт	, /4, 34/
11 Коэффициент сохранения те-пла		-	, /4, 35/
12 Сумма тепло-вых потерь		%	, /4, 35/
13 КПД котла		%	, /4, 35/
14 Паропроизводительность КА	D	кг/с	, /4, 36/

Таблица 19 - Тепловой расчет пароперегревателя

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Расчет
1	2	3	4	5
1 Температура га-зов на входе		?С	принято
2 Энтальпия газов на входе		кДж/м3	по таблице 17
3 Температура на-сыщенного пара		?С	по таблице воды и водяного пара, /5, 410/
Продолжение таблицы 19
1	2	3	4	5
4 Энтальпия на-сыщенного пара		кДж/кг	по таблице воды и водяного пара, /5, 410/
5 Температура пе-регретого пара		?С	по показаниям КИП
6 Энтальпия пере-гретого пара		кДж/кг	по таблице воды и водяного пара, /5, 411/
7 Тепловосприятие по балансу		Дж/м3	, /4, 37/
8 Энтальпия газов на выходе		кДж/м3	, /4, 37/
9 Температура га-зов на выходе		?С	по таблице 17
10 Средняя темпе-ратура газов		?С	, /4, 38/
11 Средняя темпе-ратура пара		?С	, /4, 38/
12 Скорость газов		м/с	, /4, 40/
13 Коэффициент теплоотдачи конвекцией		Вт/м2??С	по номограмме, /4, 157/
14 Средний удель-ный объем пара		м3/кг	, /4, 40/
Продолжение таблицы 19
1	2	3	4	5
15 Скорость пара	Wг	м/с	, /4, 40/
16 Эффективная толщина излу-чающего слоя	Sэф	м	, /4, 41/
17 Объемная доля 3-х атомных га-зов	КрS	-	, /4, 41/
18 Поглощательная способность 3-х атомных газов	PнS	м?МПа	, /4, 41/
19 Коэффициент ослабления лу-чей 3-х атом-ными газами	Kг	-	по номограмме, /4, 159/
20 Сила поглоще-ния запыленного потока	A	-	по номограмме, /4, 161/
21 Степень черноты по-тока	A	-	, /4, 45/
22 Коэффициент за-грязнения		м2??С/Вт	принят по литературе, /4, 45/
23 Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару		Вт/м2??С	принят по литературе, /4, 45/
Продолжение таблицы 19
1	2	3	4	5
24 Температура за-грязненной стенки	Tз	?С	, /4, 47/
25 Коэффициент теплоотдачи из-лучением		Вт/м2??С	/4, 47/
26 Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке		Вт/м2??С	, /4, 47/
27 Температурный напор		?С	, /4, 47/
28 Коэффициент теплопередачи	K	Вт/м2??С	/4, 48/
Продолжение таблицы 19
1	2	3	4	5
29 Тепловосприятие по уравнению теплопередачи		Дж/м3	, /4, 50/
	%		, /4, 50/

Таблица 20 - Тепловой расчет испарительной поверхности

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Расчет
1	2	3	4	5
1 Температура га-зов на входе		?С	таблица 19
2 Энтальпия газов на входе		кДж/м3	по таблице 17
3 Температура среды на входе в поверхность		?С	по таблице воды и водяного пара, /5, 410/
4 Энтальпия среды на входе		кДж/кг	по таблице воды и водяного пара. /5, 410/
5 Температура га-зов на выходе		?С	принято
6 Энтальпия газов на выходе		кДж/м3	по таблице 17
7 Тепловосприятие по балансу		Дж/м3	, /4, 51/
Продолжение таблицы 20
1	2	3	4	5
8 Средняя темпе-ратура газов		?С	, /4, 51/
9 Энтальпия среды на выходе		кДж/кг	, /4, 51/
10 Условная темпе-ратура среды на выходе		?С	, /4, 51/
11 Средняя темпе-ратура среды		?С	, /4, 51/
12 Скорость газов		м/с	, /4, 51/
13 Коэффициент теплоотдачи конвекцией		Вт/м2??С	по номограмме, /4, 157/
14 Температура за-грязненной стенки		?С	, /4, 51/
15 Эффективная толщина излу-чающего слоя	Sэф	м	, /4, 51/
Продолжение таблицы 20
1	2	3	4	5
16 Поглощательная способность 3-х атомных газов	PнS	м?МПа	, /4, 52/
17 Коэффициент ослабления лу-чей 3-х атом-ными газами	Kг	-	по номограмме, /4, 159/
18 Оптическая толщина излу-чающего слоя	KрS	м	, /4, 41/
19 Степень черноты по-тока	а	-	, /4, 52/
20 Коэффициент теплоотдачи из-лучением		Вт/м2??С	, /4, 53/
21 Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке		Вт/м2??С	, /4, 53/
22 Коэффициент теплопередачи	K	Вт/м2??С	, /4, 54/
Продолжение таблицы 20
1	2	3	4	5
23 Температурный напор		?С	, /4, 54/
24 Тепловосприятие по уравнению теплопередачи		Дж/м3	, /4, 54/
	%		, /4, 50/

Таблица 21 - Тепловой расчет экономайзера

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Расчет
1	2	3	4	5
1 Температура пи-тательной воды		?С	по показаниям КИП
2 Энтальпия пита-тельной воды		кДж/кг	по таблице воды и водяного пара, /5, 410/
3 Температура га-зов на входе		?С	таблица 20
4 Энтальпия газов на входе		кДж/м3	таблица 20
5 Температура уходящих газов		?С	по показаниям КИП

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.

2.3.1 Тепловой расчет

Тепловой расчет выполнен в соответствии с указаниями /7, 113/

В данном дипломном проекте предлагается заменить поверхностный пароохладитель, который в настоящее время работает неэффективно, на впрыскивающий, с целью понижения температуры перегретого пара с 380 ?С до необходимых 280 ?С.

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

, (1)

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)

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

- снижение энтальпии пара в пароохладителе, кДж/кг.

Впрыскивать в пароохладителе предполагается питательную воду с температурой ?С.

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 ?С до 280 ?С составляет =214 кДж/кг.

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

, кг/час.

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

, кг/час.

Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата увеличится на 5,88%. При оснащении впрыскивающими пароохладителями всех котлов-утилизаторов КСТ-80 и, учитывая, что постоянно в работе находится 3 котла, суммарная паропроизводительность будет равна 76,05 тонн в час. Из этих 76,05 тонн в час 50,04 тонн в час будет направляться в конденсационные турбины, а 26,01 тонн в час - на нужды ОАО «Урал Сталь».

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:

, (3)

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:

, (4)

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:

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 , ?С,:

, (5)

где - температура пара на входе в пароохладитель, ?С;

- температура насыщения при давлении в пароохладителе, ?С.

?С.

, (6)

где - температура пара на выходе из пароохладителя, ?С;

?С.

Определяем длину защитной рубашки по номограммам /8, 226/ 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.

Ниже приводится принципиальная схема проектируемого паропровода.

На схеме обозначены:

1) КУ№1-котел-утилизатор КСТ-80 №1

2) КУ№2-котел-утилизатор КСТ-80 №2

3) КУ№3-котел-утилизатор КСТ-80 №3

4) КУ№4-котел-утилизатор КСТ-80 №4

5) ТГ №1-турбогенератор ТГ-3/6,3-С-1

6) ТГ №2-турбогенератор ТГ-3/6,3-С-1

2.4.1 Гидравлический расчет паропровода

Паропроводы на температуру перегретого пара до 450 ?С 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:

, (7)

где - линейная потеря давления, Па;

- потеря давления в местных сопротивлениях, Па.

Линейная потеря давления , Па равна:

, (8)

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:

, (9)

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:

, (10)

где - скорость движения среды, м/с.

Потеря давления в местных сопротивлениях, Па равна:

, (11)

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений. Значения этих коэффициентов выбираются по таблицам, приведенным в /9, 99/

Позиции 1, 2, 3, 4 - места врезки паропроводов от соответствующих котлов-утилизаторов КСТ-80.

В связи с тем, что постоянно в работе находится 3 котла из 4-х, для достижения наиболее точного результата гидравлического расчета принимаем, что не работает котел №1 (позиция 1 на рисунке 9).

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 (7)-(11)

Таблица 22 - 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

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

м/сек.

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м.

Линейная потеря давления на участке:

Па.

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

Па.

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

, (12)

Па.

Участок 3-2.

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

м.

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

м/сек.

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м.

Линейная потеря давления на участке:

Па.

Из местных сопротивлений на участке есть сальниковый компенсатор (), следовательно, потеря давления в местном сопротивлении согласно формулы (11) составит:

Па.

Полное падение давления на участке по формуле (7) составит:

Па.

Давление пара в конце участка 3-2, согласно формуле (12) будет равно:

Па.

Участки 2-1 и 1-5.

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

м

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

м/сек.

Удельная линейная потеря давления на участке составит:

Па/м.

Линейная потеря давления на участке:

Па.

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

Па.

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 8).

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

Тогда падение давления пара при переходе через местное сопротивление согласно формуле (9) будет равно:

Па.

Расчет падения давления на участке B-C-D-D^I (см. рисунок 7).

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

Па/м.

Линейное падение давления:

, Па.

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.

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

м/сек.

Удельная линейная потеря давления:

Па/м.

Линейное падение давления:

Па.

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 7).

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

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

Па.

Расчет падения давления на участке E-F (см. рисунок 7).

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

Па/м.

Линейное падение давления:

Па.

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

Па.

Полное падение давления на участке:

Па.

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

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

Па/м.

Линейное падение давления:

Па.

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

Па. (13)

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 КХП. Градирни вентиляторные №№3, 4, 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 КХП до котельной УСТК. 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 /9, 116/ и составляет . Требуется определить падение давления в паропроводе.

Решение:

Согласно формуле (10) определяем внутренний диаметр трубопровода:

м.

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

м/сек.

Коэффициент гидравлического трения по формуле Б.Л.Шифринсона:

, (14)

Эквивалентная длина , м, местных сопротивлений равна:

, (15)

м.

Приведенная длина , м, трубопровода равна:

, (16)

, м.

Удельное линейное падение , Па, давления:

, (17)

, Па.

Полное падение давления согласно формуле (8) определится:

, Па.

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

Насосы устанавливаются в здании существующей насосной станции №15, на месте демонтированных в настоящее время агрегатов.

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 ?С внутри помещений и выше 60 ?С вне помещений, должны иметь тепловую изоляцию. Температура поверхности изоляции должна быть не выше 45 ?С внутри помещений и не более 60 ?С на открытом воздухе.

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

(18)

где - температура среды в трубопроводе, ?С;

- температура окружающего воздуха, ?С;

- суммарное термическое сопротивление, м??С/Вт.

(19)

где ,- термическое сопротивление внутренней и наружной поверхностей изолированного трубопровода, м??С/Вт;

,- термическое сопротивление стенки трубы и слоя изоляции, м??С/Вт;

(20)

где - внутренний диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы, Вт/м²??С.

(21)

где - наружный диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к изоляции, Вт/м²??С.

(22)

где - теплопроводность стенки трубы, Вт/м??С;

(23)

где - теплопроводность тепловой изоляции, Вт/м??С;

- диаметр тепловой изоляции, м.

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

(24)

где - температура наружной поверхности изоляции.

Необходимое значение диаметра тепловой изоляции определяется из совместного решения уравнений (18) и (24).

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/м²??С;

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к окружающему воздуху - 20 Вт/м²??С;

теплопроводность стенки стальной трубы - 58 Вт/м??С.

в качестве изоляционного материала выбираем минеральную вату с коэффициентом теплопроводности - 0,08 Вт/м²??С

температура пара - 280 ?С;

средняя температура наружного воздуха зимнего периода - -8 ?С

температура поверхности изоляции - 30 ⁰ ?С.

Определяем необходимую толщину тепловой изоляции.

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

м??С/Вт;

, м??С/Вт;

, м??С/Вт;

Суммарное термическое сопротивление трубопровода:

;

; (25)

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

;

м. Тогда толщина изоляции 77 мм.

Для эффективной работы тепловой изоляции необходимо, чтобы соблюдалось условие:

(26)

(27)

м.

Условие (26) соблюдается.

Тогда термическое сопротивление паропровода согласно формуле (25) будет равно:

м??С/Вт.

Определяем падение температуры пара по длине наружного участка.

Коэффициент местных потерь теплоты .

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кг??С.

Температура в конце участка будет равна:

(28)

?С.

Падение температуры незначительное ?С.

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/м²??С;

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к окружающему воздуху - 20 Вт/м²??С;

теплопроводность стенки стальной трубы - 58 Вт/м??С.

в качестве изоляционного материала выбираем минеральную вату с коэффициентом теплопроводности - 0,08 Вт/м²??С

температура пара - 280 ?С;

средняя температура воздуха в помещении котельной - 30 ?С;

температура поверхности изоляции - 45 ?С.

Определяем необходимую толщину тепловой изоляции.

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

м??С /Вт;

м??С /Вт;

м??С /Вт;

Суммарное термическое сопротивление трубопровода:

;

.

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

;

м. Тогда толщина изоляции 153 мм.

Термическое сопротивление паропровода согласно формуле (25) будет равно:

м??С/Вт.

Определяем падение температуры пара по длине внутреннего участка.

Коэффициент местных потерь теплоты .

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кг??С.

Температура в конце участка будет равна:

?С.

Падение температуры незначительное ?С.

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

2.6 Расчет схемы электроснабжения

Электроснабжение оборудования котельной УСТК на сегодняшний день осуществляется от подстанции №20 «Т». При вводе в эксплуатацию электрогенераторов турбин, а также трансформаторов устанавливаемых на участке, питание электроприемников котельной УСТК, относящихся ко II-ой категории надежности электроснабжения, будет осуществляться независимо от комбинатовской системы электроснабжения, которая в настоящий момент осуществляется от ТЭЦ и ГПП-2. Кроме того, после внедрения мероприятий, предлагаемых в дипломном проекте, ввод от подстанции №20 «Т» выведется в резерв, что увеличит надежность электроснабжения участка.

2.6.1 Выбор и обоснование схемы электроснабжения участка котельной УСТК

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежное питание потребителей электроэнергии, быть удобными в эксплуатации. Поэтому, для решения электроснабжения участка котельной УСТК с вводом двух генераторов предлагается радиальная схема, характеризующаяся тем, что от источника питания (трансформаторной подстанции) 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 (так, выход из строя одного из питающих кабелей, повлечет остановку лишь 1-го из котлов участка, которых на участке 4, что было бы невозможно при использовании ШМА или ШРА).

2.6.2 Расчет электрических нагрузок котельной УСТК

Расчет электрических нагрузок ведем методом упорядоченных диаграмм, с применением коэффициента расчетной нагрузки. Результаты расчет сведены в таблицу 23.

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 сварочных трансформаторов ;

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}, (29)

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

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

Коэффициент использования определяется для группы электроприемников по /10, 144/

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_и??Р_н, (30)

где К_и - коэффициент использования;

?Р_н - сумма номинальных мощностей для узла питания, кВт.

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

Q_см- = Р_см?tg?, (31)

где tg? - определяется по /10, с.159/;

В итоговой строке определяем суммы этих величин;

9. Затем определяются средневзвешенные значения коэффициентов использования и tg?:

К_{и ср. вз.} = ?Р_см/?Р_н, (32)

tg?_{ср. вз.} = ?Q_см/Р_см, (33)

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

, (34)

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_р??Р_см, (35)

Расчетная реактивная нагрузка, Q_р, квар:

Q_р = 1,1??Q_см, (36)

Расчетная полная нагрузка, S_р, кВ?А:

, (37)

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

, (38)

2.6.3 Выбор марки и сечения проводов и кабелей

Условие выбора сечения по нагреву:

I_рI_дл.доп.?К_п?К_t, (39)

где К_п - поправочный коэффициент на количество прокладываемых кабелей в одной траншее; по /11, 28/ 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.

, (40)

Выбранное сечение проверяем по допустимой потере напряжения:

?U_доп ? ?U_p, (41)

где - допустимая потеря напряжения в сети;

, (42)

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_защ?I_защ, (43)

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

I_защ - ток защитного аппарата, А. Таблица 23 - Расчет электрических нагрузок котельной УСТК

Группа электро- приемников	n	Pmin-Pmax	?Pн	m	Ки	cos?/tg?	Pсм	Qсм	nэ	Кр	Рр	Qр	Sр	Iр
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Мостовой кран	1	13,3	13,3		0,3	0,82/0,7	3,99	2,79
Конденсат- ный насос КС	2	18,5	37		0,8	0,86/0,59	29,6	17,46
Итого по РП-1	3	13,3-18,5	50,3	<3	0,55	0,84/0,65	33,59	20,25	9	1,46	49,04	22,28	53,86	81,83
Циркуля- ционный насос НКУ	4	45	180		0,8	0,86/0,59	144	85
Сварочный трансфор-матор	1	24,7	24,7		0,35	0,65/1,17	16,05	18,78
Итого по РП-2	5	24,7-45	204,7	<3	0,57	0,76/0,88	160,05	103,78	1	1,48	236,87	114,16	262,94	399,49
Дымосос	2	75	150		0,8	0,86/0,59	120	70,8
Итого по РП-3	2		150	<3	0,8	0,86/0,59	120	70,8	1	1	120	77,88	143,06	217,36
Циркуля- ционный насос НКУ	4	45	180		0,8	0,86/0,59	144	85
Сварочный трансфор-матор	1	24,7	24,7		0,35	0,65/1,17	16,05	18,78
Продолжение таблицы 23
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Итого по РП-4	5	24,7-45	13,3	<3	0,57	0,76/0,88	160,05	103,78	1	1,48	236,87	114,16	262,94	399,49
Дымосос	2	75	150		0,8	0,86/0,59	120	70,8
Итого по РП-5	2		150	<3	0,8	0,86/0,59	120	70,8	1	1	120	77,88	143,06	217,36
Итого по 0,4 кВ	17		759,7	<3	0,66	0,82/0,72	593,69	369,41	4	1,08	641,18	406,35	759,1	1153,3

Таблица 24 - Расчет токоведущих частей напряжением до 1000 В (0,4 кВ)

Наименование линии	РР, кВт	cos?/tg?	sin?	Iр, А	Iдл.доп, А	Марка и сечение проводника	Ro, Ом	xo, Ом	l, м	?U, В	Kз?Iз	Принятое сечение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ТП-РП-1	49,04	0,84/0,65	0,54	81,83	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	12	1,36		105
РП-1-11	18,5	0,86/0,59	0,51	24,17	28	АПВ3(1?4)	7,81	0,107	6	1,7	13,2	12
РП-1-12	18,5	0,86/0,59	0,51	24,17	25,76	АПВ3(1?4)	7,81	0,107	4	1,13	13,2	12
РП-1-кран	13,3	0,82/0,7	0,57	24,64	25,76	АПВ3(1?4)	7,81	0,107	16	4,41	22	12
ТП-РП-2	236,87	0,76/0,88	0,65	399,49	400,4	ВВГ3(1?150)	0,12	0,074	24	2,31		450
РП-2-21	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	12	1,34	44	105
РП-2-22	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	8	0,9	44	105
РП-2-23	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	8	0,9	44	105
РП-2-24	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	12	1,34	44	105
РП-2-41	24,7	065/1,17	0,76	57,73	60	АПВ3(1?16)	1,95	0,095	15	1,16	13,2	48
ТП-РП-3	120	0,86/0,59	0,51	217,36	220	АПВ3(1?120)	0,245	0,076	30	2,82		360
РП-3-31	75	0,86/0,59	0,51	132,5	165	АПВ3(1?70)	0,42	0,08	10	0,92	77	210
РП-3-32	75	0,86/0,59	0,51	132,5	165	АПВ3(1?70)	0,42	0,08	10	0,92	77	210

Продолжение таблицы 24
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ТП-РП-4	236,87	0,76/0,88	0,65	399,49	400,4	ВВГ3(1?150)	0,12	0,074	24	2,31		450
РП-4-25	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	12	1,34	44	105
РП-4-26	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	8	0,9	44	105
РП-4-27	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	8	0,9	44	105
РП-4-28	45	0,86/0,59	0,51	79,5	87,4	АПВ3(1?35)	0,894	0,088	12	1,34	44	105
РП-4-42	24,7	065/1,17	0,76	57,73	60	АПВ3(1?16)	1,95	0,095	15	1,16	13,2	48
ТП-РП-5	120	0,86/0,59	0,51	217,36	220	АПВ3(1?120)	0,245	0,076	30	2,82		360
РП-5-33	75	0,86/0,59	0,51	132,5	165	АПВ3(1?70)	0,42	0,08	10	0,92	77	210
РП-5-34	75	0,86/0,59	0,51	132,5	165	АПВ3(1?70)	0,42	0,08	10	0,92	77	210
Таблица 25 - Выбор предохранителей
Наименование линии	РРН, кВт	Iдоп, А	Iр, А	Kз?Iз	Iпуск, А	Iпл.вст, А	Тип предохранителя
1	2	3	4	5	6	7	8
РП-1-11	18,5	28	24,17	13,2	113,6	60	ПР-2-60
РП-1-12	18,5	25,76	24,17	13,2	113,6	60	ПР-2-60
РП-1-кран	13,3	25,76	24,64	22	115,81	80	ПР-2-100
РП-2-21	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-2-22	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-2-23	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-2-24	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-2-41	24,7	60	57,73	13,2	282,88	45	ПР-2-60
РП-3-31	75	165	132,5	77	728,75	300	ПР-2-350
РП-3-32	75	165	132,5	77	728,75	300	ПР-2-350
РП-4-25	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-4-26	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-4-27	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
Продолжение таблицы 25
1	2	3	4	5	6	7	8
РП-4-28	45	87,4	79,5	44	397,5	160	ПР-2-200
РП-4-42	24,7	60	57,73	13,2	282,88	45	ПР-2-60
РП-5-33	75	165	132,5	77	728,75	300	ПР-2-350
РП-5-34	75	165	132,5	77	728,75	300	ПР-2-350
Таблица 26
Наименование линии	РРН, кВт	Iдоп, А	Iр, А	Kз?Iз	Iпуск, А	Iср.тепл.расц, А	Iср.эл.магн.расц, А	Тип выключателя
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТП-РП-1	49,04	87,4	81,83	23	113,6	135	100	ВА-5131
ТП-РП-2	236,87	400,4	399,49	138,6	397,5	787,5	630	ВА-5139
ТП-РП-3	120	220	217,36	55	728,75	312,5	250	ВА-5135
ТП-РП-4	236,87	400,4	399,49	138,6	397,5	787,5	630	ВА-5139
ТП-РП-5	120	220	217,36	55	728,75	312,5	250	ВА-5135

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 ? 1,2?I_св? - для сварочного аппарата;

I_пл.вст ? I_пуск/1,6 - для кранов.

Результаты расчета сведены в таблицу 25.

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.}? 1,25?I_пуск

Результаты расчета сведены в таблицу 26.

2.6.6 Выбор мощности трансформаторов цеховой подстанции

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

, (44)

где S_р.ц - расчетная мощность цеха, кВА;

N - число трансформаторов на подстанции;

k_з - коэффициент загрузки трансформатора.

кВА

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:

, (45)

где P_р.ц - расчетная нагрузка цеха, кВт;

- коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

- добавка до ближайшего целого числа.

шт.

Определяем экономически оптимальное число N_опт трансформаторов в цехе:

N_опт= N_min+m=2+0=2 шт. (46)

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, (47)

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