96682

Электроснабжение технологической площадки

Курсовая

Энергетика

Рассчитать электрические нагрузки на каждом объекте и шинах ГТЭС и выбрать мощность и тип силовых трансформаторов. Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки РУ - 6 кВ, к которому относятся: высоковольтные выключатели с приводом, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, сборные шины.

Русский

2015-10-08

588.5 KB

7 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ, ИНФОРМАТИКИ И СВЯЗИ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 «Электроснабжение

технологической площадки»

Выполнил: Ежгуров А.С.

                                                            Ст.гр. ЭСз 10-2

 

 

                                             Проверил: Орлов В.С.  

 

 

 

Тюмень 2013


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ, ИНФОРМАТИКИ И СВЯЗИ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 «Электроснабжение

технологической площадки»

Выполнил: Логинов К.Е.

                                                            Ст.гр. ЭСз 10-2

 

 

                                             Проверил: Орлов В.С.  

 

 

 

Тюмень 2013

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

  1.  Рассчитать электрические нагрузки на каждом объекте и шинах ГТЭС и выбрать мощность и тип силовых трансформаторов.
  2.  Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки РУ - 6 кВ, к которому относятся: высоковольтные выключатели с приводом, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, сборные шины.
  3.  Начертить схему электроснабжения технологической площадки по подготовке нефти
  4.  Рассчитать токи КЗ для одного объекта.

Примечания:

Для электроприводов от асинхронных двигателей коэффициент использования принять равным 0,75; коэффициент мощности – 0,84. Для электроприводов от синхронных двигателей коэффициент использования принять равным 0,78; коэффициент мощности – 0,95 (опережающий).


Параметры варианта №
10

Элементы электрической сети

Единицы измерения

Значения

ГТЭС

КТП ГТЭС

кВА

730+j410

НПС

Линии 10кВ

км

0,3

СД

шт.

4+2

МВт

1,25

КТП НПС

кВА

540 + j300

ДНС

Линии 35кВ

км

15

АД

шт.

3+1

МВт

0,6

КТП УПСВ

км

0,25

кВА

1210 + j700

КТП КС

км

0,2

кВА

200 + j125

КНС

Линии 35кВ

км

12

АД

шт.

4+2

МВт

0,3

КТП КНС

км

0,25

кВА

650 + j350

КТП водозабор

км

0,25

кВА

870 + j430

БУ

Линии 35кВ

км

15

Буровой насос СД

шт.x МВт

2x0.4

Буровая лебедка

МВт

0,63

СВП

шт.x МВт

0.55

КТП БУ

кВА

430 +j200

ПС 1

Линия 10кВ

км

10

АД 35кВт

шт.

8

АД 70 кВт

шт.

5

АД 140кВт

шт.

4

ПС 2

Линия 10кВ

км

12

АД 35кВт

шт.

5

АД 70 кВт

шт.

4

АД 140кВт

шт.

10

ПС 3

Линия 10кВ

км

14

АД 65кВт

шт.

4

АД 90 кВт

шт.

10


Оглавление

[1] введение

[2]

[3] РАССЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР СИЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

[3.1] Расчет электрических нагрузок технологического участка

[3.2] 1.1 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

[3.3] 1.2 Расчет электрических нагрузок буровой установки

[3.4] 1.3 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

[3.5] 1.4 Расчет электрических нагрузок НПС

[3.6] 2 Компенсация реактивной мощности

[3.7] 3 Выбор числа и мощности трансформаторов

[3.8] 4 Расчет электрических нагрузок ГТЭС на шинах ГТЭС

[3.9] 5 Выбор генераторов

[3.10] 6 Выбор сечений проводов и кабелей.

[3.11] 7 Расчет токов короткого замыкания.

[4] СПИСок используемых источников

 


введение

Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно обеспечить потребности страны во всех видах топлива путем увеличения их добычи, что немыслимо без интенсификации производства, роста производительности труда. Также необходимо планомерное проведение целенаправленный энергосберегающей политики во всех отраслях народного хозяйства.

Добиться решения этих задач можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Кроме объектов непосредственно добычи нефти (кусты скважин и КНС) на месторождении находятся крупные технологические объекты, работа которых связана с транспортом, подготовкой нефти со всего месторождения или крупных его частей. Это такие объекты, как нефтеперекачивающая станция (НПС), буровая установка (БУ), вахтовый поселок и др.


 РАССЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР СИЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Расчет электрических нагрузок технологического участка

Определение ожидаемых значений электрических нагрузок является первым и основополагающим этапом проектирования системы электроснабжения (СЭС). В соответствии с этим расчетом решаются вопросы режимов функционирования проектируемой системы электроснабжения, оценивается величина капитальных вложений в строительство электрической сети, производится выбор элементов сети электроснабжения, оценивается надежность и экономичность работы электрических сетей и систем в процессе эксплуатации.

В условиях нефтяной и газовой промышленности отмечается среднее завышение проектных нагрузок по сравнению с фактическими почти на 50%. В связи с этим, как правило, завышены трансформаторные мощности и сечения линий электропередачи.

Расчетная максимальная мощность, потребляемая энергоприемниками (ЭП), всегда меньше суммы номинальных мощностей этих ЭП. Это вызвано неполной загрузкой некоторых ЭП, не одновременностью их работы, вероятностным случайным характером включения и отключения ЭП, зависящим от особенностей технологического процесса. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности питания имеют большое экономическое значение.

Для расчета электрических нагрузок потребителей  воспользуемся методом коэффициента спроса. Расчетная мощность в этом случае определится как произведение номинальной мощности электроприемников, на их количество, на коэффициент спроса:

,     (1)

Полная мощность равна отношению активной мощности электроприемников к коэффициенту мощности:

,     (2)

Реактивную составляющую полной мощности найдем из соотношения:

,     (3)

Активные и реактивные составляющие суммарной расчетной нагрузке по группе потребителей равны простой арифметической сумме:

,     (4)

,    (5)

Полную суммарную мощность группы найдем по теореме Пифагора:

,    (6)

Групповой коэффициент мощности определим из соотношения:

,     (7)

1.1 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

Расчеты произведем по формулам 1..7, результаты представим в таблице 1

Таблица 1

Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

ПС-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

АД-35кВт

8

35

0,84

22,6

0,75

26,3

17,0

31,3

45,1

АД-70кВт

5

70

0,84

45,2

0,75

52,5

33,9

62,5

90,2

АД-140кВт

4

140

0,84

90,4

0,75

105

67,8233

125

180,422

Кисп.гр.а

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

12,57

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

12,57

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,84

 

 

1071

691,7977

1275

1840,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БСК-200

2

 

 

-200

 

 

-400

400

577,3503

Бск-50

5

 

 

-50

 

 

-250

250

360,8439

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

1071

50,00

1113,34

1606,967

ПС-2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

АД-35кВт

5

35

0,84

22,6

0,75

26,3

17,0

31,3

45,1

АД-70кВт

4

70

0,84

45,2

0,75

52,5

33,9

62,5

90,2

АД-140кВт

10

140

0,84

90,4

0,75

105

67,8233

125

180,422

Кисп.гр.а

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

15,52

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

15,52

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,84

 

 

1669,5

1078,39

1987,5

2868,709

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БСК-200

4

 

 

-200

 

 

-800

800

1154,701

Бск-50

5

 

 

-50

 

 

-250

250

360,8439

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

1669,5

50,00

1721,03

2484,087

ПС-3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

АД-35кВт

4

35

0,84

22,6

0,75

26,3

17,0

31,3

45,1

АД-70кВт

10

70

0,84

45,2

0,75

52,5

33,9

62,5

90,2

АД-140кВт

7

140

0,84

90,4

0,75

105

67,8233

125

180,422

Кисп.гр.а

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

17,33

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

17,33

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,84

 

 

1638

1058,043

1950

2814,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

БСК-200

4

 

 

-200

 

 

-800

800

1154,701

Бск-50

5

 

 

-50

 

 

-250

250

360,8439

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

1638

50,00

1688,40

2436,995

1.2 Расчет электрических нагрузок буровой установки

Буровая установка может работать в трех режимах: бурение, спускоподъемные операции, вспомогательные операции. Расчет произведен по самому энергоемкому режиму по формулам 1..7, результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2

Расчет электрических нагрузок буровой установки

БУ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

Буровой насос

2

400

0,84

258,4

0,75

300,0

193,8

357,1

298,8

Буровая лебедка

1

630

0,84

406,9

0,75

472,5

305,2

562,5

470,7

СВП

1

550

0,84

355,3

0,75

412,5

266,4

491,1

410,9

Кисп.гр.а

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

3,85

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

3,85

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,840

 

 

1782

1151,058

2121,429

1775,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КТП БУ

 

 

 

 

 

430

200

474,2362

684,501

КТП БУ с учетом потерь

 

 

 

 

 

 

 

489,9653

707,2039

БСК-200

5

 

 

-200

 

 

-1000

1000

836,7395

Бск-50

3

 

 

-50

 

 

-150

150

125,5109

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

2212

250,00

2281,50

125,4498

1.3 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

Расчет произведен по формулам 1..7, результаты представлены в таблице 3.

Таблица 3

Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

КНС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

АД

4

300

0,84

193,8

0,75

225,0

145,3

267,9

14,7

запасной

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.а

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

4,00

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,75

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

4,00

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,84

 

 

1080

697,611

1285,714

70,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КТП КНС

 

 

 

 

 

650

350

738,2412

40,59274

КТП водозабор

 

 

 

 

 

870

430

970,464

1400,744

 

 

 

 

 

 

2600

1477,611

2990,541

4316,474

БСК-300

3

 

 

-300

 

 

-900

900

49,48717

Бск-100

5

 

 

-100

 

 

-500

500

27,49287

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

2600

100,00

2693,53

148,1059

ДНС

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

АД

3

600

0,84

387,6

0,75

450,0

290,7

535,7

29,5

запасной

1

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.а

0,75

Nср.кв.а

3,00

Кмакс.а

1,2

Кисп.гр.р

0,75

Nср.кв.р

3,00

Кмакс.р

1,2

Итого

0,84

1620

1046,417

1928,571

106,0

КТП ДНС

1210

700

1397,891

2017,682

КТП КС

200

125

235,850

340,4195

КТП ПС-2

1669,5

50,00

1670,249

91,83985

КТП ПС-3

1638

50,00

1638,763

90,10859

6337,5

1971,42

6637,047

364,9429

БСК-300

5

-300

-1500

1500

82,47861

БСК-100

4

-100

-400

400

21,9943

Итого с учетом компенсации и потерь

6337,5

100,00

6387,12

351,2004

1.4 Расчет электрических нагрузок НПС

Рассчитаем мощность синхронных двигателей по формулам 1..7, результаты представим в таблице 4.

Таблица 4

Расчет электрических нагрузок НПС

НПС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

СД

4

1250

0,999

-55,9

0,78

975,0

-43,6

976,0

53,7

запас

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.а

0,78

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.а

4,00

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.а

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Кисп.гр.р

0,78

 

 

 

 

 

 

 

 

Nср.кв.р

4,00

 

 

 

 

 

 

 

 

Кмакс.р

1,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

0,999

 

 

4680

-209,453

4684,685

257,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КТП НПС

 

 

 

 

 

540

300

617,7378

891,6277

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого с учетом компенсации и потерь

 

 

 

 

 

5220

90,55

5242,56

288,2661

Коэффициент мощности синхронных двигателей равен 0,95. Реактивная нагрузка при этом достигает 3,5МВар, что составляет около 30% от суммарного потребления. Для уменьшения реактивного потребления электроэнергии применим системы управления током возбуждения (СУВ) синхронных электродвигателей СТСН производства Электротяжмаш-Привод. Функции системы управления током возбуждения СТСН:

  •  форсировка по току не менее 1,4 номинального значения;
  •  ограничение длительности и периода форсировок;
  •  поддержание постоянства заданного тока возбуждения с точностью ±1% при колебании напряжения питающей сети в пределах от 70 до 110% от номинального и при изменении температуры ротора;
  •  ограничение минимального и максимального тока возбуждения;
  •  гашение поля возбуждения при отключении двигателя от сети, при перерывах питания, при наличии сигнала на гашение поля;
  •  местное и дистанционное управление установкой тока возбуждения в диапазоне от минимального до максимального;
  •  сохранение работоспособности при кратковременном (не более 60 с) изменении напряжения питающей сети в пределах от 50 до 140%;
  •  регулирование реактивного тока статора и коэффициента мощности при работе в автоматическом режиме;
  •  связь с АСУ верхнего уровня.

Это позволяет поддерживать коэффициент мощности синхронных двигателей близкий к единице. Рассчитаем нагрузки по НПС с учетом использования СТСН в режиме автоматического поддержания коэффициента мощности.

2 Компенсация реактивной мощности

Нагрузка в сетях 0,4кВ имеет индуктивный характер из-за большого количества асинхронных двигателей, а также трансформаторов, работающих с неполной нагрузкой. Такая нагрузка, помимо активной мощности потребляет и реактивную мощность, увеличивая в среднем 20-25% полную мощность по отношению к активной.

Отсутствие компенсирования индуктивной составляющей тока нагрузки приводит к следующему:

  •  увеличение тока нагрузки, вследствие чего - дополнительные потери в проводниках и снижение пропускной способности сетей;
  •  завышение мощности трансформаторов и сечения кабелей, отклонение напряжения сети от номинала;
  •  увеличение платы поставщику электроэнергии и ухудшенное качество электроэнергии.

Снизить отрицательный эффект всех вышеизложенных факторов можно введением емкостной нагрузки в систему и приближения общего характера нагрузки к чисто активному. Наиболее эффективным способом достижения этой цели является применение автоматических установок компенсации реактивной мощности (АУКРМ), которые позволяют автоматически поддерживать заданный коэффициент мощности (КМ) в системе на заданном уровне.

Наиболее эффективными являются установки с несимметричной конфигурацией, поскольку могут обеспечить как точное регулирование, так и минимальную частоту коммутации ступеней при меньшей стоимости, по сравнению с симметричными.

АУКРМ является комплектной многокомпонентной системой, состоящей из компенсирующих устройств (КУ), исполнительных устройств (ИУ), различных вспомогательных устройств (ВУ) и системы управления - регулятора реактивной мощности (РРМ). Все перечисленное оборудование устанавливается в соответствующей оболочке (шкафу).

Принцип работы АУКРМ состоит в регулировании коэффициента мощности (КМ) потребителей в соответствии с заданным, путем ступенчатого (или бесступенчатого) регулирования емкости батареи конденсаторов.

Следует особо отметить, что для работы АУКРМ необходим сигнал от трансформаторов тока, измеряющих ток нагрузки ввода, к которому она подключается. Этот трансформатор тока, как правило, устанавливается во вводной ячейке РУ Заказчика (возможно использование существующего) и является единственным компонентом системы компенсации, не входящим в объем поставки АУКРМ.

Исполнительными устройствами являются контактные электромеханические - контакторы, снабжаемые необходимыми токоограничивающими резисторами, которые включаются параллельно основным контактам, шунтируя выброс напряжения при коммутации конденсатора.

«Классическими» являются ступенчатые установки, которые с помощью микропроцессорного регулятора позволяют оперировать мощностью установки, разделенной на части - ступени. Каждая ступень подключается к сети с помощью электромеханического контактора.

Скорость реакции системы на изменение реактивной мощности ограничивается механическими характеристиками износостойкости контакторов, а также минимальным временем, необходимым для разряда конденсаторов (быстродействие не менее 1-3 мин).

Износостойкость системы зависит от износостойкости контакторов (максимум - 100...200 тыс. циклов, 200 коммутаций в час). Износ контакторов прямо пропорционален точности регулирования и величине разброса минимума и максимума нагрузки; повышение точности регулирования влечет за собой увеличение ступеней установки и ее стоимости.


 

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подстанции.

Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем исходя из 100 % резервирования электроснабжения. Мощность трансформаторов выбираем по расчетным нагрузкам с учетом компенсации реактивной составляющей исходя из условия:

,    (7)

Результаты выбора трансформаторов представлены в таблице 7:

Тип трансформатора

Uтр.ном

Sтр.ном

Pхх

Pкз

Uкз

Iхх

Pнагр

Qнагр

ТСЗ-1600/10

10/0,4

1600

4,2

1,6

5,5

1,5

1402,5

50,00

ТНЭЗ-2500/10

10/0,4

2500

3,75

2,2

6,4

0,8

2186,25

50,00

ТНЭЗ-2500/10

10/0,4

2500

3,75

2,2

6,4

0,8

2145,00

50,00

ТНЭЗ-2500/10

10/0,69

2500

3,75

2,2

6,4

0,8

2333,571

250,00

ТСЗ-630/10

10/0,4

630

2

7,3

5,5

1,5

521,6599

 

ТМН-4000/35-У1

35/10

4000

6,7

33,5

7,5

1

2855,231

250,00

ТМН-4000/35-У1

35/10

4000

6,7

33,5

7,5

1

3289,595

100,00

ТСЗ-1600/10

10/0,4

1600

4,2

1,6

5,5

1,5

1067,51

 

TC3-1000/10

10/0,4

1000

3

11,2

5,5

1,5

812,0653

 

ТМН-10000/35-74У1

35/10

10000

12,5

60

8

0,8

7300,75

100,00

ТСЗ-400/10

10/0,4

400

1,3

5,4

5,5

3

259,4345

 

ТСЗ-1600/10

10/0,4

1600

4,2

1,6

5,5

1,5

1537,68

 

TC3-1000/10

10/0,4

1000

3

11,2

5,5

1,5

679,5116

 

ТРДНС-25000/35-72 У1

10/35

25000

25

115

9,5

0,5

24308,75

450,00

Таблица 7

Потери в трансформаторе можно рассчитать по формулам:

   (8)

   (9)

   (10)

Тогда полная нагрузка на силовой трансформатор с учетом потерь определится по формуле:

  (11)

Коэффициент загрузки трансформатора с учетом потерь равен:

   (12)

Проверим, подходит ли выбранный трансформатор с учетом потерь. Произведем расчеты по формулам 8-12, результаты представим в таблицах 2.9 и 2.10

Таблица 9

Расчет суммарных нагрузок и коэффициентов загрузки трансформаторов

Sнагр

Kз

ΔP

ΔQ

SΣ

Kз'

 

Xтр

1403,4

0,44

4,5

40,9

1409,9

0,88

пс1

3,4375

2186,8

0,44

4,2

50,6

2192,7

0,88

пс2

2,56

2145,6

0,43

4,2

49,5

2151,5

0,86

пс3

2,56

2346,9

0,47

4,2

55,3

2357,7

0,94

БУ

2,56

521,7

0,41

3,3

15,4

525,1

0,83

КТП БУ

8,730159

2866,2

0,36

11,0

78,5

2885,0

0,72

БУ

1,875

3291,1

0,41

12,4

90,8

3307,5

0,83

КНС

1,875

1067,5

0,33

4,4

33,8

1072,4

0,67

КНС водозабор

3,4375

812,1

0,41

4,8

24,1

817,3

0,82

КТП КНС

5,5

7301,4

0,37

20,5

186,6

7326,9

0,73

ДНС

0,8

259,4

0,32

1,9

14,3

261,7

0,65

КТП КС

13,75

1537,7

0,48

4,6

44,3

1542,9

0,96

КТП ДНС

3,4375

679,5

0,34

4,3

21,3

684,1

0,68

КТП НПС

5,5

24312,9

0,49

52,2

686,6

24387,4

0,98

ПС 10/35

0,38

Таблица 10

Расчет суммарных нагрузок с учетом потерь в трансформаторах

Наименование потребителя

Pрасч

Qрасч

Sрасч

cosj

ПС-3

Шины 0,4 кВ

1638

50,00

1638,8

1,0

Потери в тр-ре

4,2

49,5

49,6

 

Итого:

1642,2

99,5

1645,2

1,00

ПС-2

Шины 0,4 кВ

1669,5

50,0

1670,2

1,00

Потери в тр-ре

4,2

50,6

50,8

 

Итого:

1673,7

100,6

1676,7

1,00

ПС-1

Шины 0,4 кВ

1071,0

50,0

1072,2

1,00

Потери в тр-ре

4,5

40,9

41,2

 

Итого:

1075,5

90,9

1079,3

1,00

БУ

Шины 0,69 кВ

2212,0

250,0

2226,1

0,99

Потери в тр-ре 10/0,69

4,2

55,3

55,4

 

Шины 0,4 кВ

430

200,00

474,2

0,91

Потери в тр-ре 10/0,4

3,3

15,4

15,7

 

Итого:

2649,5

520,6

2700,2

0,98

КНС

Шины 10кВ

2600,0

100,0

2601,9

1,00

Потери в тр-ре

12,4

90,8

91,6

 

Итого:

2612,4

190,8

2619,3

1,00

ДНС

Шины 10кВ

6337,5

100,0

6338,3

1,00

Потери в тр-ре

20,5

44,3

48,8

 

Итого:

6358,0

144,3

6359,6

1,00

НПС

Шины 10кВ

5220,0

90,5

5220,8

1,00

Потери в тр-ре

4,3

21,3

21,8

 

Итого:

5224,3

111,9

5225,5

1,00

ПС 10/35

Шины 10кВ

11149,5

450,0

11158,6

1,00

Потери в тр-ре

52,2

686,6

688,5

 

Итого:

11201,7

1136,6

11259,2

0,99

Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 10%, соответственно:

     (13)

Коэффициент загрузки трансформаторов с учетом потерь не превышает максимально допустимое значение, следовательно, выбранные типы трансформаторов удовлетворяют нашим требованиям.

4 Расчет электрических нагрузок ГТЭС на шинах ГТЭС

Расчет электрических нагрузок ГТЭС на стороне 35 кВ произведем по формулам 4-5. Результаты приведены в таблице 11

Таблица 11

Расчет электрических нагрузок ГТЭС на стороне 35 кВ

ГТЭС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель

Кол-во

Pном

cos

Qном

Kисп

Pрасч

Qрасч

Sрасч

Iрасч

НПС

 1

 

 

 

 

5220

90,55

5220,785261

287,0687

ПС 1

 1

 

 

 

 

1071

50,00

1072,166

58,95387

КНС

 1

 

 

 

 

2600

100,00

2601,922

143,0686

ДНС

 1

 

 

 

 

6337,5

100,00

6338,289

348,5155

БУ

 1

 

 

 

 

2212

250,00

2226,083

122,4028

КТП ГТЭС

 1

 

 

 

 

730

410,00

837,257

46,03722

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого

 

 

 

 

 

18170,5

1000,55

18198,02639

1000,632

С учетом потерь

 

 

 

 

 

 

 

19261,52

1059,109

Выбор трансформатора произведем исходя из условий 100% резервирования по формуле 7. параметры трансформатора представим в таблице 12

5 Выбор генераторов

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.

Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 12 МВА.  

6 Выбор сечений проводов и кабелей.

Выбор сечения воздушных и кабельных линий (ВЛ и КЛ) электропередач производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Электрические сети рассчитывают:

  •  по экономической плотности тока;
  •  по нагреву;
  •  по потере напряжения;
  •  на механическую прочность;
  •  по условию возникновения короны.

Согласно ПУЭ, выбор экономически целесообразного сечения производят по экономической плотности тока, которая зависит от материала проводника и числа часов использования максимума активной нагрузки. Сечение проводников проектируемой линии можно определить по формуле:

    (14)

где Iрасч – расчетное значение тока, А;

      jэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

Расчетное значение тока можно определить по величине активной или полной расчетной мощности:

  (15)

Условие выбора сечения провода или кабеля по нагреву:

IрасчIдоп     (16)

Результаты расчетов токов сведены в таблицу 2.15

Таблица 15

Выбор сечений проводов и кабелей

Наименование потребителя

Uном

Sрасч

Iрасч.макс

Iрасч.норм

Jэк

Fэк

Наименование провода/кабеля

ЭД ПС 35 кВТ

0,4

41,7

60,1

60,1

2,7

22,3

ВББШВ(3x25)

ЭД ПС 70 кВт

0,4

83,3

120,3

120,3

2,7

44,5

ВББШВ(3x50)

ЭД ПС 140 кВт

0,4

166,7

240,6

240,6

2,7

89,1

ВББШВ(3x95)

ЭД БН 400 кВт

0,69

476,2

398,4

398,4

2,7

147,6

ВББШВ(3x150)

ЭД БЛ 630 кВт

0,69

750,0

627,6

627,6

2,7

232,4

2xВББШВ(3x120)

ЭД СВП 550 кВт

0,69

654,8

547,9

547,9

2,7

202,9

2xВББШВ(3x120)

ЭД КНС 300 кВт

10,5

357,1

19,6

19,6

2,7

7,3

ВББШВ(3x10)

ЭД ДНС 600 кВт

10,5

714,3

39,3

39,3

2,7

14,5

ВББШВ(3x16)

ЭД НПС 1250 кВт

10,5

1251,3

68,8

68,8

2,7

25,5

ВББШВ(3x25)

КТП КНС

10,5

738,2

40,6

40,6

1,0

40,6

ВББШВ(3x50)

КТП водозабор

10,5

970,5

53,4

53,4

1,0

53,4

ВББШВ(3x50)

КТП КС

10,5

235,8

13,0

13,0

1,0

13,0

ВББШВ(3x16)

КТП НПС

10,5

617,7

34,0

34,0

1,0

34,0

ВББШВ(3x50)

КТП ГТЭС

10,5

837,3

46,0

46,0

1,0

46,0

ВББШВ(3x50)

КТП ДНС

10,5

1397,9

76,9

76,9

1,0

76,9

ВББШВ(3x95)

КТП БУ ЭД

10,5

2121,4

116,6

116,6

1,0

116,6

ВББШВ(3x120)

КТП БУ СН

10,5

474,2

26,1

26,1

1,0

26,1

ВББШВ(3x25)

ВЛ ПС-3

10,5

1688,4

92,8

46,4

1,0

46,4

АС-50/8

ВЛ ПС-2

10,5

1721,0

94,6

47,3

1,0

47,3

АС-50/8

ВЛ ПС-1

10,5

1113,3

61,2

30,6

1,0

30,6

АС-35/6,2

ВЛ БУ

35

2281,5

37,6

18,8

1,0

18,8

АС-25/4,2

ВЛ КНС

35

2693,5

44,4

22,2

1,0

22,2

АС-25/4,2

ВЛ ДНС

35

6387,1

105,4

52,7

1,0

52,7

АС-50/8

ВЛ НПС

10,5

5242,6

288,3

144,1

1,0

144,1

ВББШВ(3x150)

Наименование провода/кабеля

Iдоп

l

r0

x0

R

X

Xd''

Xдв

ВББШВ(3x25)

130

 

0,8

0,066

0,0000

0,0000

0,2

480,0

ВББШВ(3x50)

192

 

0,4

0,062

0,0000

0,0000

0,2

240,0

ВББШВ(3x95)

280

 

0,21

0,06

0,0000

0,0000

0,2

120,0

ВББШВ(3x150)

363

 

0,13

0,06

0,0000

0,0000

0,2

42,0

2xВББШВ(3x120)

642

 

0,17

0,06

0,0000

0,0000

0,2

26,7

2xВББШВ(3x120)

642

 

0,17

0,06

0,0000

0,0000

0,2

30,5

ВББШВ(3x10)

99

 

1,78

0,073

0,0000

0,0000

0,2

56,0

ВББШВ(3x16)

100

 

1,25

0,067

0,0000

0,0000

0,2

28,0

ВББШВ(3x25)

130

 

0,8

0,066

0,0000

0,0000

0,2

16,0

ВББШВ(3x50)

192

0,25

0,4

0,062

0,09

0,01

ВББШВ(3x50)

192

0,25

0,4

0,062

0,09

0,01

ВББШВ(3x16)

100

0,2

1,25

0,067

0,23

0,01

ВББШВ(3x50)

192

0,3

0,4

0,062

0,11

0,02

ВББШВ(3x50)

192

0,1

0,4

0,062

0,04

0,01

ВББШВ(3x95)

280

0,25

0,21

0,06

0,05

0,01

ВББШВ(3x120)

321

0,1

0,17

0,06

0,02

0,01

ВББШВ(3x25)

130

0,1

0,8

0,066

0,07

0,01

АС-50/8

210

14

0,65

0,292

8,25

3,71

АС-50/8

210

12

0,65

0,292

7,07

3,18

АС-35/6,2

175

10

0,85

0,301

7,71

2,73

АС-25/4,2

142

15

1,38

0,316

1,69

0,39

АС-25/4,2

142

12

1,38

0,316

1,35

0,31

АС-50/8

210

15

0,65

0,292

0,80

0,36

ВББШВ(3x150)

363

0,3

0,13

0,06

0,04

0,02

Максимальный расчетный ток потребителей (ток послеаварийного режима) не превышает значений максимально допустимого длительного тока выбранных проводов и кабелей, следовательно, выбранные провода и кабели удовлетворяют предъявляемым требованиям.

7 Расчет токов короткого замыкания.

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчиво к токам короткого замыкания (КЗ) и выбираться с учетом этих токов. При проектировании систем электроснабжения определяют максимально возможные и минимальные токи КЗ. Максимальные токи КЗ рассчитываются для проверки токоведущих частей электрических аппаратов на термическую и динамическую стойкость, для выбора устройств по ограничению токов КЗ или времени их действия. Минимальные значения токов КЗ необходимы для оценки чувствительности релейных защит.

Для получения максимального значения тока КЗ расчетным является трехфазное короткое замыкание. Расчетное место КЗ выбирают так, чтобы ток, проходящий через проверяемый аппарат, оказался максимально возможным, т.е. точка КЗ принимается непосредственно за проверяемым аппаратом. Все нормально работающие источники питания в том числе и двигатели, которые в момент короткого замыкания переходят в режим генератора, считаются включенными.

Расчетным для минимально возможного тока КЗ является одно- или двухфазное КЗ в конце рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.

При расчетах максимальных и минимальных значений токов КЗ принимаются допущения:

  •  все источники схемы электроснабжения, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
  •  расчетное напряжение каждой ступени принимается при расчете максимального тока КЗ на 5% выше номинального значения, а при расчете минимального тока КЗ – равным номинальному напряжению сети;
  •  короткое замыкание происходит в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
  •  сопротивление места КЗ считается равным нулю;
  •  не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;
  •  не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
  •  не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание. Расчетная схема процесса приведена в Приложении 1. Расчетная схема замещения приведена на Приложении 2.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на разные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой. Этот режим и принят за расчетный.

Расчет проведем в относительных единицах. Задаемся базисной мощностью Sб = 100МВּА и базисными напряжениями: UбI = 37 кВ,
UбII = 6,3 кВ, UбIII = 0,69 кВ, UбIV = 0,4 кВ.

Базисные токи рассчитываются по формуле:

    (17)

Определим базисные токи:

Сопротивления линий можно определить по формуле:

    (18)

    (19)

Сопротивления трансформаторов определяется по формуле:

   (20)

Сопротивление высоковольтных двигателей и генераторов определим по формуле:

    (21)

Рассчитаем сопротивления трансформаторов:

,     (22)

где Z  общее сопротивление до точки короткого замыкания;

 Iб – базисный ток для данной ступени трансформации.

Ударный ток КЗ равен:

,    (23)

где Куд – ударный коэффициент, зависящий от отношения (Х/ R).

Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:

    (24)

Рассчитаем значения токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах. Результаты расчета сопротивлений и токов короткого замыкания приведены в табл. 18 и 19.

Таблица 18

Сопротивления короткого замыкания

Точка КЗ

 

Rмин

Rмакс

Xмин

Xмакс

Zмин

Zмакс

I(3)мин

I(3)макс

I(2)мин

i(уд)макс

Шины ГТЭС 10кВ

К-0

0

0

0,5

0,3

0,46

0,31

5,60

12,2

18,3

10,6

46,5

Шины НПС 10кВ

К-1

0,04

0,04

0,47

0,32

0,48

0,32

5,60

11,8

17,3

10,2

43,9

Шины ПС10/35 35кВ

К-2

0

0

0,8

0,7

0,84

0,69

1,56

1,9

2,3

1,6

5,8

Шины ДНС 35кВ

К-3

0,80

0,80

1,20

1,04

1,44

1,31

1,56

1,1

1,2

0,9

3,0

Шины ДНС 10кВ

К-4

0,80

0,80

2,00

1,84

2,15

2,01

5,60

2,6

2,8

2,3

7,1

Шины КНС 35кВ

К-5

1,35

1,35

1,15

1,00

1,77

1,68

1,56

0,9

0,9

0,8

2,4

Шины КНС 10кВ

К-6

1,35

1,35

3,02

2,87

3,31

3,17

5,60

1,7

1,8

1,5

4,5

Шины БУ 35кВ

К-7

1,69

1,69

1,23

1,07

2,09

2,00

1,56

0,7

0,8

0,6

2,0

Шины БУ 0,69кВ

К-9

1,69

1,69

3,10

2,95

3,53

3,40

83,77

23,7

24,7

20,5

62,6

Шины ПС-1 10кВ

К-10

7,71

7,71

3,19

3,04

8,34

8,29

5,60

0,7

0,7

0,6

1,7

Шины ПС-1 0,4кВ

К-11

7,71

7,71

6,63

6,47

10,17

10,07

144,51

14,2

14,4

12,3

36,4

Шины ПС-2 10кВ

К-12

7,87

7,87

5,17

5,02

9,42

9,34

5,60

0,6

0,6

0,5

1,5

Шины ПС-2 0,4кВ

К-13

7,87

7,87

7,73

7,58

11,03

10,93

144,51

13,1

13,2

11,3

33,6

Шины ПС-3 10кВ

К-14

9,05

9,05

5,70

5,55

10,70

10,62

5,60

0,5

0,5

0,5

1,3

Шины ПС-3 0,4кВ

К-15

9,05

9,05

8,26

8,11

12,26

12,15

144,51

11,8

11,9

10,2

30,2

Точка КЗ

 

Rмин

Rмакс

Xмин

Xмакс

Zмин

Zмакс

I(3)мин

I(3)макс

I(2)мин

i(уд)макс

Шины ГТЭС 10кВ

К-0

0,04

0,04

8,0

4,0

8,01

4,01

5,60

0,7

1,4

0,6

3,5

Шины НПС 10кВ

К-1

0,00

0,00

7,99

4,00

7,99

4,00

5,60

0,7

1,4

0,6

3,6

Шины ПС10/35 35кВ

К-2

0,04

0,04

8,4

4,4

8,37

4,38

1,56

0,2

0,4

0,2

0,9

Шины ПС-1 10кВ

К-10

7,75

7,75

10,74

6,74

13,24

10,27

5,60

0,4

0,5

0,4

1,4

Шины ПС-1 0,4кВ

К-11

7,75

7,75

14,18

10,18

16,15

12,79

144,51

8,9

11,3

7,7

28,7

Шины ДНС 35кВ

К-3

0,83

0,83

8,73

4,73

8,77

4,81

1,56

0,2

0,3

0,2

0,8

Шины КНС 35кВ

К-5

1,39

1,39

8,68

4,69

8,79

4,89

1,56

0,2

0,3

0,2

0,8

Шины БУ 35кВ

К-7

1,73

1,73

8,76

4,76

8,93

5,07

1,56

0,2

0,3

0,2

0,8

Шины ДНС 10кВ

К-4

0,83

0,83

9,53

5,53

9,57

5,60

5,60

0,6

1,0

0,5

2,5

Шины КНС 10кВ

К-6

1,39

1,39

10,56

6,56

10,65

6,71

5,60

0,5

0,8

0,5

2,1

Точка КЗ

 

Rмин

Rмакс

Xмин

Xмакс

Zмин

Zмакс

I(3)мин

I(3)макс

I(2)мин

i(уд)макс

Шины ГТЭС 10кВ

К-0

0,80

0,80

29,5

10,9

29,55

10,90

5,60

0,2

0,5

0,2

1,3

Шины ПС10/35 35кВ

К-2

0,80

0,80

29,2

10,5

29,17

10,52

1,56

0,1

0,1

0,0

0,4

Шины ДНС 35кВ

К-3

0,00

0,00

28,80

10,13

28,80

10,13

1,56

0,1

0,2

0,0

0,4

Шины ДНС 10кВ

К-4

0,00

0,00

28,00

9,33

28,00

9,33

5,60

0,2

0,6

0,2

1,5

Шины ПС-2 10кВ

К-12

7,07

7,07

31,18

12,51

31,97

14,37

5,60

0,2

0,4

0,2

1,0

Шины ПС-2 0,4кВ

К-13

7,07

7,07

33,74

15,07

34,47

16,65

144,51

4,2

8,7

3,6

22,0

Шины ПС-3 10кВ

К-14

8,25

8,25

31,71

13,04

32,76

15,43

5,60

0,2

0,4

0,1

0,9

Шины ПС-3 0,4кВ

К-15

8,25

8,25

34,27

15,60

35,25

17,65

144,51

4,1

8,2

3,5

20,8

Шины КНС 35кВ

К-5

2,15

2,15

29,47

10,80

29,55

11,01

1,56

0,1

0,1

0,0

0,4

Шины КНС 10кВ

К-6

2,15

2,15

30,27

11,60

30,34

11,80

5,60

0,2

0,5

0,2

1,2

Шины БУ 35кВ

К-7

2,49

2,49

29,54

10,88

29,65

11,16

1,56

0,1

0,1

0,0

0,4

Точка КЗ

 

Rмин

Rмакс

Xмин

Xмакс

Zмин

Zмакс

I(3)мин

I(3)макс

I(2)мин

i(уд)макс

Шины ГТЭС 10кВ

К-0

1,35

1,35

34,2

20,2

34,22

20,23

5,60

0,2

0,3

0,1

0,7

Шины ПС10/35 35кВ

К-2

1,35

1,35

33,8

19,8

33,84

19,86

1,56

0,0

0,1

0,0

0,2

Шины ДНС 35кВ

К-3

2,15

2,15

34,17

20,17

34,23

20,28

1,56

0,0

0,1

0,0

0,2

Шины ДНС 10кВ

К-4

2,15

2,15

34,97

20,97

35,03

21,08

<