Дипломная работа: Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С
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.
QСН=РСН*tgj=8.0*0.75=6.0 Мвар
QГ=РГ*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
QСН=РСН*tgj=4,933*0.75=3,699 Мвар
QГ=РГ*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
QСН=РСН*tgj=8,8*0.75=6,6 Мвар
QГ=РГ*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-РА=РСнmax*КС,
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.
6.2 Определение
расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ
Для выбора
электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей необходимо знать токи КЗ.
Общая электрическая схема
замещения.
В схеме сопротивление
имеем дробное значение, где числитель–номер сопротивления,
знаменатель–численное значение сопротивления.
Значение Е*²-ЭДС источника в относительных
единицах.
Связь с энергосистемой
осуществляется по схеме «блок генератор–трансформатор» через ОРУ–110 кВ с двумя
рабочими и обходной системами шин. На генераторном напряжении установлены
выключатели генераторного напряжения 10.5 кВ.
Результирующая
индуктивное сопротивление энергосистемы, включая эквивалентное сопротивление
главной схемы АТЭЦ-2, по данным «Алматыэнерго»: хРЕЗ = 2.591 Ом; rРЕЗ
= 0.214 Ом, т.е. хСИСТ = 4.97 Ом.
Расчет выполнен в
относительных единицах.
Принимаем:
а) базовая мощность SБ=1000
МВ*А
б) базовый ток
в) базовое напряжение для
К1 UСР=115 кВ
Сопротивления генераторов
G1, G2, G3:
х1 = х2 =
х3 = х²d*(ном) * Ом.
где – х²d- относительное сверхпереходное индуктивное
сопротивление по продольной оси.
Сопротивление генератора
G4:
х4= Ом.
Сопротивления генераторов
G5, G6:
х5=х6= Ом.
Сопротивления
трансформаторов 1GT, 2GT, 3GT, 5GT, 6GT:
х7 = х8
= х9 = х11 = х12 =  Ом.
Сопротивление
трансформатора 4GT:
Х10= Ом.
Сопротивление
энергосистемы: хс=4,97 Ом, в относительных единицах:
х*С= , в именованных:
тогда  , отсюда в относительных
единицах
х*С= ,
где SК–мощность
КЗ энергосистемы, МВ*А.
Сворачиваем схему
замещения относительно точки КЗ (К1):
Х14 = (х1
+ х7) // (х2 + х8) // (х3 + х9)
=
= 
Т.к. (х1 + х7)
= (х2 + х8) = (х3 + х9)
То х14 =
Результирующее
сопротивление цепи генератора G4:
х15=х4+х10=1,86+1,33=3,19
Ом.
Результирующее
сопротивление цепи генераторов G5 и G6:
Х16=(х5+х11)/(х6+х12);
т.к. (х5 + х11)=(х6 + х12), то
Х16=0,5*(х5
+ х11)=0,5*(1,37+0,86)=1,12 Ом.
Результирующее
сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного напряжения) хС=0,38
Ом (знак * опущен здесь и далее).
Начальное значение
периодической составляющей тока КЗ:
IПО=
Значения токов по ветвям
генераторов G1, G2, G3:
IПО=
Генератора G4:
IПО=
Генераторов G5, G6:
IПО=
Энергосистемы:
IПО=
Суммарный ток
периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный момент времени:
IПО К1=7,09+1,70+5,06+13,21=27,06
кА
Ударный ток (iу)
Максимальное мгновенное
значение полного тока наступает обычно через 0,01с после начала процесса КЗ.
Относительное название ударного тока, обозначается (iу) и
определяется для момента времени t=0,01с.
iу =IПТ+Iпм*(1+ или iу =Iпм*КУ т.к.
Iпм=IПО* =IПТ* =const
Тогда, Iу=КУ*IПТ* =КУ*IПО* , кА,
где КУ = (1+ - ударный коэффициент
затухания апериодической составляющей, зависящий от постоянной времени КЗ (Та).
IПТ–значение
периодической составляющей в любой момент времени.
Iпм–амплитудное
значение периодической составляющей тока КЗ.
Та = -постоянная времени тока
КЗ.
Для упрощения расчётов
воспользуемся средними значениями Та и КУ и определим
ударные токи по ветвям:
а) генераторов G1, G2, G3
(блоки турбогенератор–повышающий трансформатор при мощности генераторов 100-200
МВт, Та=0,26с, КУ=1,965).
iу=1,965*7,09* =19,70 кА
б) генераторы G4 (блок
турбогенератор 60 МВт–повышающий трансформатор на стороне ВМ при UГЕН=10,5
кВ, Та=0,15с, КУ=1,935).
iу=1,935*1,70* =4,65 кА
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28 |
