Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140

Минимальные уклоны планируемых площадей принимаются в пределах 0,005 – 0,008 . Вдоль наружных стен зданий имеются отмостки шириной превышающей вынос карниза на 200 мм, но не менее 500 мм , с уклоном 0,03 – 0,10 , направленным от стен зданий .

Отметка чистого пола первого этажа зданий расположена на 0,15 м выше планировочной отметки у здания. Уровень чистого пола конденсационного помещения машзала, ОВК – 1 и зольного отделения котельного цеха главного корпуса расположен на отметке минус 12 м ( заглубленный вариант главного корпуса). Для отвода паводковых и других вод в чрезвычайных ситуациях из зольного отделения главного корпуса пробит туннель.

В течение всего года в Алматы преобладали ветры скоростью до 3 м/с (88% случаев).

Сильные ветры (15 м/с и более) в Алматы наблюдаются редко в среднем до 15 дней за год. Зимой сильный ветер бывает 1-3 дня за 10 лет, летом 2-3дня ежегодно, преимущественно во второй половине дня, и часто носят характер шквалов, сопровождающихся пыльными бурями.

Озеленение территории электростанции выполнено древесно-кустарниковыми насаждениями в сочетании с травянистыми газонами и клумбами. В зелёных массивах проектом предусмотрены благоустроенные площадки для отдыха.

Генплан разработан с учётом возможного расширения ТЭЦ.

Основные технико-экономические показатели компоновки генплана:

Площадь в ограде электростанции F = 38 га

2. Площадь занятая зданиями, F_ЗД = 10 га

3. Площадь занятая зданиями и сооружениями, F_СУМ= 16 га

4. Удельная площадь промплощадки,

F_УД

5. Коэффициент использования территории,

К_ТЕР =

6. Коэффициент застройки,

К_ЗАСТР. =

Повторяемость направлений ветра ( числитель ), % ; средняя скорость ветра по направлениям ( знаменатель ), м/с ; повторяемость штилей, % ; максимальная и минимальная скорость ветра, м/с. (по нормам проектирования « Строительная климатология и геофизика ». СНИП – 01.01.82.): Для г. Алматы.

С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ	Штиль
Максимальная из средних скоростей по румбам.	ЯНВАРЬ
Максимальная из средних скоростей по румбам.	91,4	121,5	71,4	231,8	161,8	201,9	71,9	61,3	34
Минимальная из средних скоростей по румбам.	ИЮЛЬ
Минимальная из средних скоростей по румбам.	51,9	112	61,6	452,8	172,8	82,4	42,2	41,9	13

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.

S_ТР=

, МВА

Р_Г–активная мощность генератора, МВт

Р_СН–активная мощность СН, МВт

Q_Г и Q_СН–реактивные мощности генератора и СН, МВар

Расход СН принимаем Р_СН%=15%

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

Р_УСТ^СТАНЦ. =510 МВт, установленная мощность генераторов станции проектная.

Q_СН=Р_СН*tgj=8.0*0.75=6.0 Мвар

Q_Г=Р_Г*tgj=100*0.75=75 Мвар

Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT,

S_ТР=

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

Р_СН=0,08*Р_УСТ=08*63=4,9333 МВт

Q_СН=Р_СН*tgj=4,933*0.75=3,699 Мвар

Q_Г=Р_Г*tgj=63*0.75=47,25 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора

S_ТР=

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

Р_СН=0,08*Р_УСТ=0,08*110=8,8 МВт

Q_СН=Р_СН*tgj=8,8*0.75=6,6 Мвар

Q_Г=Р_Г*tgj=110*0.75=82,5 Мвар

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

S_ТР=

Выбор осуществляем по условию S_ТР^РАСЧ£S_КОН

а) S_ТР^РАСЧ=115,00 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ–125000/110: S_НОМ^ТР=125 МВА, U_ВН=121±2*2,5% кВ, U_НН=10,5 кВ

б) S_ТР^РАСЧ=72,58 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа

ТДУ–80000/110 S_НОМ^ТР=80 МВА, U_ВН=115±2*2,5% Кв, U_НН=10,5 кВ

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

К_{П СИСТ}=1,12; S_ТР³

МВА, отсюда вытекает, что опять подходит трансформатор типа ТДУ–125000/110.

Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:

ТСН выбираем по критерию:

S_СН^ТР-РА=Р_Снmax*К_С, МВ*А

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

а) Р_{СН max}=0,1*Р_НОМ^ГЕН=0,1*100=10 МВт;

б) Р_{СН MAX}=0,1*Р_НОМ^ГЕН=0,1*63=6,3 МВт;

в) Р_СН=11 МВт.

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

а) S_СН=10*0.8=8 МВ*А;

б) S_СН=6,3*0,8=5,04 МВ*А;

в) S_СН=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-U_НН=6,3 кВ, S_НОМ=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»: х_РЕЗ= 2.591 Ом; r_РЕЗ= 0.214 Ом, т.е. х_СИСТ= 4.97 Ом.

Расчет выполнен в относительных единицах.

Принимаем:

а) базовая мощность S_Б=1000 МВ*А

б) базовый ток

в) базовое напряжение для К1 U_СР=115 кВ