Обнаружение нефти и газа в Западной Сибири надолго определило развитие всей нефтяной и газовой промышленности. В короткий срок создана и успешно развивается топливно-энергетическая база, играющая большую роль в росте производственных сил всей страны.
Полным ходом идет освоение и эксплуатация месторождений с помощью самых новых и передовых достижений науки и техники, применением современных методов работы.
В самом начале развития нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири была начата полная автоматизация производственных процессов.
Районы с самой высокой концентрацией месторождений газа находиться в северной части западно-сибирской равнины. Для этого района характерны большая плотность месторождений на сравнительно небольшой глубине залегания пластов.
Природно-климатические условия Западной Сибири оказали влияние на решение задачи электрификации этих районов: выбор схем внешнего электроснабжения,конструктивное исполнение ЭП и ПС, выбор типов электрооборудования, электроаппаратов и материалов применяемых в
электроустановках.
Все электроаппараты и силовое оборудование (открытое или в блоках из металических щитов ) так или иначе испытывают влияние суровых климатических условий.
Основным источником электроэнергии Западной Сибири в 1969-1972 гг. была Тюменская ТЭЦ, а 1973 – Сургутская ГРЭС. В настоящее время Тюменская и Уральская Энергосистема являются резервными источниками электроэнергии.
- ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика потребителей электроэнергии.
Добытый из газовых месторождений природный газ по системе магистральных газопроводов транспортируется в места его потребления. Для обеспечения технологических параметров газопровода на его трассе на расстояниях, определяемых расчетом, расположены линейные компрессорные станции КС,
которые осуществляют компремирование (сжатие) природного газа, нагнетание его под давлением в газопровод и обеспечивают проектную производительность газопровода и режим его работы. Поступающий из магистрального газопровода на КС газ проходит ряд технологических процессов, связанных с обработкой и подготовкой его для возможности дальнейшей перекачки на большие расстояния.
Технологическая схема КС включает в себя три основных процесса обработки поступающего из газопровода газа:
а) очистка от пыли и загрязнений;
б) компремирование;
в) охлаждение;
Основными потребителями электроэнергии являются синхронные трехфазные двигатели. УКПГ относится к 1 категории потребителей, она должна иметь не менее
двух независимых источников питания. Перерыв в электроснабжении допустим на время автоматического переключения резерва. На УКПГ должен находится аварийный источник электроэнергии (дизель-генератор,аккумуляторные батареи, и др.)
Ближайшим источником питания является энергосистема на расстоянии 16,5 км и Sк = 4350 МВ*А, с шин которой можно получить 110 кВ.
Исходные данные проекта:
Нагрузка – 4*СТД-12500-2
сosj =0.9
Расстояние до питающей системы – 16.5 км
Характеристика питающей системы – Sk,МВ*А – 4350
Напряжение питающей системы – кВ – 35;110;250
Технические данные двигателя СТД-12500-2
Мощность Р,кВт – 12500
Напряжение питания, Uп, кВ – 10
Ток статора I1, А – 820
Частота вращения n, об/мин – 3000
КПД, h , % – 97.8
cosY(опережающий) – 0.9
Напряжение возбуждения U2, В – 290
Ток возбуждения I2 ,А -290
1.2 Выбор питающего напряжения и схемы электроснабжения
Электроснабжение каждого объекта осуществляется от понижающей ПС, потребитель 1 категории, то ПС выполняется 2-х трансформаторной.
Уровень напряжения ПС выбирается по следующей формуле:
Uрасч.=4.34 Ö16*Рнå+L (1.1)
Pнå =сумма номинальных мощностей всех потребителей, МВт
L – длина питающей линии, (км)
Uрасч.= 4.34Ö16*4*12,5*16,5 = 124 кВ
Из формулы (1.1)получаем стандартное напряжение питающей
линии – 110 кВ.
Напряжение на потребителе выбираем из [1], оно равно 10 кВ.
- Расчетная часть
2.1 Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок выполняется для определения суммарной максимальной мощности группы потребителей, установленных на объекте. От правильности этого расчета зависит выбор мощности источника питания и дальнейший выбор оборудования на подстанции. Расчет проводится методом коэффициента спроса.
Порядок расчета:
Весь расчет сводится в таблицу 1
Таблица 1
Таблица электрических нагрузок
Pном.*n
кВт |
Кспр | COS j
|
tg j
|
Рмах.
кВт |
Qмах.
квар |
Sмах.
кВА |
12500 * 4 | 0.9 | 0.9 | 0.48 | 4500 | 21600 | 499916 |
Pмах.=Рном. * n * Кспр. (2.1)
Qмах.=Рмах * tgj (2.2)
Sмах. = Ö(åPмах.) +(SQмах.) (2.3)
Pном. – номинальная мощность потребителя, кВт
n – число потребителей, шт.
Кспр. – коэфициент спроса
åPмах. – сумма мощностей потребителей
SQмах. – сумма реактивных мощностей потребителей
1) Зная cosj, нахожу при помощи калькулятора tgY.
2) Нахожу максимальную мощность Pмах. по формуле (2.1)
Pмах. = 12500*4*0.9 = 45000 кВт
3) Нахожу Qмах. и Sмах. по формулам (2.2) и (2.3)
Qмах. = 45000*0.48 = 21600 квар
Sмах. = Ö45000 + 21600 = 49916 кВ*А
Потери мощности в трансформаторе:
s Pтр = 0.02 Sмах. (2.5)
Qтр = 0.1 Sмах. (2.6)
Sмах. – максимальная полная мощность потребителей.
Pтр = 0.02*49916 = 998 кВт
Qтр = 0.1*49916 = 4991.6 квар
Потери мощности в линии:
Pл = 0.03*Sмах. (2.7)
Pл = 0.03 49916 =1497.5 кВт
Определяем полную расчетную мощность потребителей с
учетом потерь
SSрасч.=Ö( Ртр + Рл + SРмах.) + ( Qтр + SQмах.)
SSрасч.=Ö(998+1497.5+45000)+(4991.6+21600) = 54432.9 кВ*А
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности в ЭС
cos j = PSрасч./SSрасч. = Ртр+ Рл+Р мах./Sрасч.S (2.9)
cos j = 998+1497.5+45000/54432.9 =0.87
2.2 Компенсация реактивной мощности
Для обеспечения продуктивной работы системы энергоснабжения моей группы потребителей на шинах потребителей коэффициент мощности cos Y должен быть в пределах от 0.92 до 0.97
В качестве компенсирующего устройства используем батарею статических конденсаторов, подключенную к каждой секции шин потребителей параллельно нагрузке (поперечная компенсация).
Так как в качестве привода на КС используется синхронные двигатели, то они используются в качестве компенсирующих устройств, работая в режиме перенасыщения
(cosY опережающий), поэтому дополнительно ставить КУ не нужно.
2.3 Выбор числа и мощности силовых
трансформаторов
Выбор марки и количества трансформаторов связан с режимом работы ЭП,этот выбор производится на основании технико-экономического сравнения двух вариантов. Подстанция выполняется двухтрансформаторной. Следовательно условием выбора мощности одного трансформатора будет следующим:
Определяем коэффициент загрузки трансформатора по
формуле:
Кзн = Sрасч.S / 2* Sн. тр (2.10)
Кзн1 = 54432.9/2*32000 = 0.85
Кзн2 = 54432.9/2*40000 = 0.68
Sн.тр – номинальная полная мощность трансформатора.
Sтр.расч. = 54432.9/2 = 27216.5 кВ*А
Таблица 2
Данные рассчитываемых трансформаторов:
Марка
|
Sн.тр
кВ*А |
Uном1
кВ |
Uном2
кВ |
Рк
кВт |
Рх
кВт |
uк
% |
цена К
т.руб. |
ТДН-32000/110 | 32000 | 110 | 10 | 115 | 28 | 16.5 | 47*10 |
ТДН-40000/110 | 40000 | 110 | 10 | 115 | 28 | 16.5 | 47*10 |
Тмах.= 6000 ч.
Так как известно Тмах расчитываем tмах. по формуле:
tмах. = 8760*(0.124+ Тмах./10 ) (2.11)
tмах. = 8760*(0.124+ 6000/10 ) = 6342 ч.
Сравниваем :
1.4*Sнт > Sрасч.S * КI (2.12)
1.4* 32000 = 44800>0.75*54432.9 = 40824.7
1.4* 40000 = 56000>40824.7
По перегрузочной способности проходят оба трансформатора
Находим годовые потери для обоих трансформаторов
Wгод.= 8760* Рх*n+1/n*Pк * (Кзн.) * tмах. (2.13)
Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.85 )*6342=490809.6 кВт*ч
Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.68 )*6342=490719.7 кВт*ч
Определяем стоимость потерь :
Ип1= C0*Wгод (2.14)
C0 – стоимость одного кВ*часа потерянной энергии.
Wгод – годовые потери электроэнергии в кВ*часах
Определяем стоимость потерь
Ип1 =63.7*490.8 = 31264 т.руб.
Ип2 =63.7*490.7 = 31258 т.руб.
Определяем стоимость амортизационных отчислений для обоих вариантов:
Иа = Ра (%)/100*К*n (2.15)
Иа1 = Иа2 = 6.3/100*47*10*2=5921264.6 т.руб.
Определяем приведенные годовые затраты:
З = Ен*К*n+Иа+Ип (2.16)
З1=0.12*47*10*2+5951264.6 = 17231264.6 т.руб.
З2=0.12*47*10*2+5951258.9 = 17231258.9 т.руб.
Ен-нормативный коэффициент ежегодных отчислений в бюджет на восстановление оборудования,для электроустановок
Ен =0.12
К – стоимость одного трансформатора
n – число трансформаторов
По расчетным данным для моей КС подходит трансформатор ТДН 40000/110 – трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, мощность -40 МВА,напряжение первичной обмотки – 110 кВ, вторичной 10.5 кВ.
2.4 Расчет токов короткого замыкания.
Расчетная схема Схема замещения
Расчет для первой точки К.З
Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне высокого напряжения
1) uб1=115 кВ
Выбираю базисную мощность
2) Sб1=4350 МВ*А
3) Рассчитываю базисный ток
Iб1= Sб1 / Ö3*uб1 (2.17)
Iб1 = 4350 / Ö3*115 = 21.8 кА
4) Рассчитываю сопротивление системы
Х*с = Sб1 / Sк (2.18)
Х*с = 4350/4350 = 1
Рассчитываю сопротивление линии
Х*л = Xол*Lл*(Sб/Uср ) (2.19)
Х*л = 0.4*16.5*(4350/115 )
5) Находим суммарное сопротивление
Хрез*1 = Х*с + Х*л (2.20)
Хрез*1 = 1+2.17 = 3.17
6) Находим ток короткого замыкания
Iк1 = Iб/Хрез*1 (2.21)
Iк1 = 21.8/3.17 = 6.9 кА
7) Рассчитываю ударный ток
iуд.= Ö2* Куд * Iк1; Куд = 1.8 (2.22)
iуд.= Ö2 * 1.8 * 6.9 = 17.6
Находим мощность короткого замыкания
Sк1 = Ö3 * Iк1* uб1 (2.23)
Sк1 = Ö3 * 6.9 * 115 = 1374.4 МВ*А
Расчет для второй точки К.З
Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне низкого напряжения
1) uб2=10.5 кВ
2) Выбираю базисную мощность для второй точки
Sб2=4350 МВ*А
3) Рассчитываю базисный ток
Iб2= Sб2 / Ö3*uб2 (2.24)
Iб2 = 4350 / Ö3*10.5 = 239.2 кА
4) Рассчитываю сопротивление трансформатора
Х*т = uк / 100 *Sб/Sн.тр (2.25)
Х*т = 16.5/100*4350/40 = 17.9
5) Находим суммарное сопротивление для второй точки
Хрез*2 = Хрез*1 + Х*т (2.26)
Хрез*2 = 17.9+3.17 = 21.1
6) Расчитываем номинальный ток двигателя
Iдв = Р / cosj*h*Ö3*Uпит (2.27)
Iдв = 12.5 / 0.9*0.978*Ö3*10=0.82 кА
7) Расчитываем ток короткого замыкания для второй точки
Iк2 = Iб2/Хрез*2 +4.5S*Iдв (2.28)
Iк2 = 239.2/21.1+4.5*2*0.82 = 18.72 кА
8) Расчитываем ток ударный для второй точки
iуд.= Ö2* Куд * Iк2 (2.29)
iуд.= Ö2*1.8*18.72= 47.7 кА
9) Расчитываем мощность короткого замыкания для второй
точки
Sк2 = Ö3 * Iк2 * uб2 (2.30)
Sк2 = Ö3 * 18.72 * 10.5 = 1546.6 МВ*А
Результаты расчетов токов к.з сводим в таблицу 3
Таблица 3
Точка | Iк
кА |
iуд
кА |
Sк
МВ*А |
К1 | 6.9 | 17.6 | 1374.4 |
К2 | 18.72 | 47.7 | 1546.6 |
2.5 Выбор питающих линий
Связь проектируемой подстанции с внешней системой
электроснабжения осуществляется по двум питающим линиям,
так как подстанция двухтрансформаторная. В моем случае питающие линии выполнены воздушными. Необходимо выбрать марку и сечение провода.
1) Определяем величину рабочего тока в линии и по нему
выбираем сечение проводника предварительно по нагреву в
рабочем режиме
Iраб.л = Sраб/Ö3*Uн (2.31)
Iраб.л = 54432.9/Ö3*110 = 285.7 A
Предварительно я выбираю марку АС-95
Iдоп.= 330 А r0 = 0.30599 ОМ*км
S = 95.4 мм х0 = 0.4 ОМ*км
2) Проверяем выбранное сечение по потере наряжения
ÐUл= (Ö3* Iдоп *Lл *( r0*cosj+ х0 *sinj) / Uн)*100 (2.32)
ÐUл=(Ö3*330*16.5*(0.31*0.95+0.4*0.31)/110000)*100=3.6%
3) Проверяем сечение по экономической плотности тока
Iэк = 1.4 А/мм
Sэк = Iраб/Iэк (2.33)
Sэк = 285.7/1.4 = 204 мм
4) Проверяем выбранное сечение на термическую
устойчивость
Sт.уст. = (Iк1*Ö tвыкл + tр.з )/C (2.34)
Sт.уст. = (6.9*10 *Ö1+0.05)/88 = 80.35 мм
Sт.уст. = 80.35 < Sвыбр.= 95.4 мм
tвыкл – время срабатывания выключателя.
tр.з – время срабатывания
Окончательно выбираем марку провода воздушной линии так как все параметры сошлись.Выбираю марку провода АС-95.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter