Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

Электроснабжение технологической площадки

Введение

электрический трансформатор замыкание ток

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.

1. Расчет 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
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
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

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:

Таблица 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

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	ДP	ДQ	SУ	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	cos?
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 I_расч - расчетное значение тока, А;

j_эк - 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:

I_расч?I_доп (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 S_б = 100МВМА и базисными напряжениями: U_бI = 37 кВ,
U_бII = 6,3 кВ, U_бIII = 0,69 кВ, U_бIV = 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;

I_б - базисный ток для данной ступени трансформации.

Ударный ток КЗ равен:

, (23)

где К_уд - 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	Iб	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	Iб	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	Iб	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	Iб	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	5,60	0,2	0,3	0,1	0,7
Шины ПС-2 10кВ	К-12	9,22	9,22	38,15	24,15	39,24	25,85	5,60	0,1	0,2	0,1	0,5
Шины ПС-3 10кВ	К-14	10,40	10,40	38,68	24,68	40,05	26,78	5,60	0,1	0,2	0,1	0,5
Шины КНС 35кВ	К-5	0,00	0,00	33,50	19,50	33,50	19,50	1,56	0,0	0,1	0,0	0,2
Шины КНС 10кВ	К-6	0,00	0,00	28,00	14,00	28,00	14,00	5,60	0,2	0,4	0,2	1,0
Шины БУ 35кВ	К-7	3,04	3,04	34,20	20,20	34,33	20,42	1,56	0,0	0,1	0,0	0,2

Список используемых источников

1. Шуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1983. - 509 с.

2. Меньшов Б.Г., Ершов М.С. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности. Учеб. для вузов. - М.:Недра, 2000. - 487 с.

3. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1983. 399 с.

4. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Учеб. для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

5. Середа Н.Г., Сахаров В.А. Спутник нефтяника и газовика. М.: Недра, 1986. - 325 с.

6. Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 440 с.

7. Кудряшов Р.А. Методическое пособие по расчету электрических нагрузок и электропотребления при проектировании электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленности. - Тюмень, ОАО «Гипротюмен-нефтегаз», 2000. - 39 с.

8. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Учеб. для вузов. - М.: Энергия, 1970. - 520 с.

9. Червяков Д.М., Ведерников В.А. Пособие к курсовому и дипломному проектироваию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учеб. пособ. - Тюмень, ТюмГНГУ, 1996. - 119 с.

10. Лысова О.А., Панфилов Г.А., Червяков Д.М. Дипломное проектирование. Учебное пособие - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - 93 с.

11. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.

12. Электротехнический справочник: в 3-х т. Т. 2. Электротехнические усттройства. Под общ. ред. проф. МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского и др. - М.: Энергоиздат, 1981. - 640 с.

13. Справочник по электрическим машинам: в 2-х т. Т. 2. / С 74 Под общ. ред. И.П. Копылова, Б.К. Клокова. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 688 с.

14. Указания по расчету и регулированию электропотребления и электричес-ких нагрузок нетедобывающих предприятий. РД 39-147323-803-89-Р. - Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1990. - 142 с.

15. Положение по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири. - М.: 1986. - 13 с.

16. Новости электротехники. Информационно-справочное издание. Номер 4 (10) 2001.

17. Куцин П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1987. - 246 с.

18. Методические указания к разделу «Безопасность и экологичность проекта». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1997. - 23 с.

19. Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства. М.: Энергия, 1983. - 56 с.

Размещено на Allbest.ru