Электрическая часть станции

Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С
Тепловая схема ТЭЦ Тепловой расчет Выбор энергетических котлов Технико-экономические показатели паротурбинной установки Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13 Основное распределительное устройство (ОРУ) АПК ТЭЦ-2 Генеральный план АТЭЦ – 2 Электрическая часть станции Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ Выбор коммутационной аппаратуры Газоочистное оборудование Микроклимат Электрическое освещение Защита от шума Охрана окружающей среды Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле Определение границ санитарной защитной зоны Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения Производственная санитария Противопожарные мероприятия Охрана окружающей среды Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ Выброс золы Расчёт максимальной концентрации вредных веществ Водопотребление и водоотведение Микроклимат Электрическое освещение Защита от шума Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ Персонал Расчёт точки безубыточности проекта Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети АПК ТЭЦ-2. Анализ существующего водно-химического режима оборудования Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки) Принцип работы
170237
знаков
21
таблица
17
изображений

6. Электрическая часть станции

 

В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 110 кВ.

Генераторы станции № 1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. № 5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и генератор ст. № 4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

Общие данные по генератором и трансформаторам АПК ТЭЦ-2 представлены ниже в таб.1-3

Учитывая значимость ТЭЦ в энергосистеме принимаем главную схему с блочным соединением генераторов с повышающими трансформаторами (без поперечной связи на генераторном напряжении), с параллельной работой генераторов на высшем напряжении 110 кВ по схеме с двумя рабочими (1 СШ, 2 СШ) и одной обходной (ОСШ) системами шин на стороне ВН с ОРУ – 110 кВ.

В целях ограничения токов КЗ системы шин секционированы на 2 секции (1 С 1 СШ, 1 С 2 СШ, 1 С ОСШ и 2 С 1 СШ, 2 С 2 СШ, 2 С ОСШ). Секции рабочих шин соединены секционными выключателями (QB–1 и Q–2), рабочие системы шин соединены разъединителями, обходная система шин соединена с рабочей шинообходными выключателями (ШОВ – 1, ШОВ – 2). Секции обходной системы шин соединены секционными разъединителями (QS ОСШ).

В данной схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу на любой системе шин.

Для большей надежности электроснабжения в цепях генератора устанавливаются выключатели (генераторный выключатель QG).

Питание собственных нужд (СН) и незначительной нагрузки 6 – 10 кВ осуществляется отпайкой от генераторного напряжения через трансформаторы СН и КРУ 6,3 кВ. Выбор мощности и типов основных трансформаторов (автотрансформаторов).

6.1 Выбор числа, мощности и типов трансформаторов собственных нужд

 

Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом потребителя СН.

SТР=, МВА

РГ–активная мощность генератора, МВт

РСН–активная мощность СН, МВт

QГ и QСН–реактивные мощности генератора и СН, МВар

Расход СН принимаем РСН%=15%

а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ – 120 – 2 (станционные 1,2,3)

РУСТСТАНЦ. =510 МВт, установленная мощность генераторов станции проектная.

QСНСН*tgj=8.0*0.75=6.0 Мвар

QГГ*tgj=100*0.75=75 Мвар

Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,

SТР==

 

б) Для генератора ТВФ–63–2 (станционный 4):

РСН=0,08*РУСТ=08*63=4,9333 МВт

QСНСН*tgj=4,933*0.75=3,699 Мвар

QГГ*tgj=63*0.75=47,25 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора

SТР==

 

в) Для генератора ТВФ–110–2 (станционные 5 и 6):

РСН=0,08*РУСТ=0,08*110=8,8 МВт

QСНСН*tgj=8,8*0.75=6,6 Мвар

QГГ*tgj=110*0.75=82,5 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

SТР==

Выбор осуществляем по условию SТРРАСЧ£SКОН

а) SТРРАСЧ=115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ–125000/110: SНОМТР=125 МВА, UВН=121±2*2,5% кВ, UНН=10,5 кВ

б) SТРРАСЧ=72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ–80000/110 SНОМТР=80 МВА, UВН=115±2*2,5% Кв, UНН=10,5 кВ

в) SТРРАСЧ=126,5 МВА с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа трансформаторов по ГОСТ–14209–85* примем

КП СИСТ=1,12; SТР³ МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ–125000/110.

Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

ТСН выбираем по критерию:

SСНТР-РАСнmaxС, МВ*А

РСнmax–мощность затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для случая

а) РСН max=0,1*РНОМГЕН=0,1*100=10 МВт;

б) РСН MAX =0,1*РНОМ ГЕН =0,1*63=6,3 МВт;

в) РСН=11 МВт.

КС–коэффициент спроса (для пылеугольных станций КС=0,8).

а) SСН =10*0.8=8 МВ*А;

б) SСН =6,3*0,8=5,04 МВ*А;

в) SСН =11*0,8=8,8 МВ*А

В целях унификации оборудования и в силу того, что значения мощностей лежат в непосредственной близости друг от друга, примем тип и мощность трансформатора по большей мощности для всех блоков. Такой мощностью является 8,8 МВА.

Так же принимаем во внимание ВН (в нашем случае генераторное 10,5 кВ) и НН-UНН=6,3 кВ, SНОМ=25 МВ*А, с расщепленной обмоткой НН (для ограничения токов КЗ), ТРДНС–25000/10. Кроме того возможна установка двух трансформаторов для резервирования СН, мощность (суммарная) которая определяется из условия 1 штуки на 9 устанавливаемых однофазных единиц.

Отсюда при 6 трёхфазных установочных трансформаторах на генераторном напряжении и на ВН–110 кВ, необходимо взять два трансформатора резервирования СН типа ТРДН мощностью 32 МВА и 40 МВА.

 


Информация о работе «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 170237
Количество таблиц: 21
Количество изображений: 17

0 комментариев


Наверх