Размещено на http://www.allbest.ru/

						КР.13.03.02.47/97К.ХХХ.2016.00.ПЗ-О
Изм.	Кол.уч.	Лист	№док.	Подп.	Дата
Разраб.	Иванов			ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ	Стадия	Лист	Листов
Пров.	Орлов				П		1
					ТИУ ИПТИ ЭСбзу-14-
Н.контр.
Утв.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

Разработка системы электроснабжения нефтяного месторождения

РУКОВОДИТЕЛЬ

ассистент каф. ЭЭ

Орлов В.С.

РАЗРАБОТЧИК

Студент гр. ЭСбзу-14-Х

Иванов И.И.

ЗАДАНИЕ

на курсовое проектирование

1. Начертить схему электроснабжения технологической площадки добычи и подготовки подготовке нефти

2. Рассчитать электрические нагрузки на каждом объекте и шинах ГТЭС, выбрать мощность и тип генераторов, силовых трансформаторов, сечения проводов и кабелей.

3. Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки трансформаторных подстанций и распределительных пунктов,

4. Рассчитать токи КЗ для одного объекта и выбрать высоковольтное оборудование включая: сборные шины, изоляторы, высоковольтные выключатели, разъединители, заземлители, трансформаторы тока и напряжения, плавкие вставки, разрядники, или ограничители перенапряжений.

Таблица З.1 - Параметры варианта №А

Элементы электрической сети	Единицы измерения	Значения
ГТЭС	КТП ГТЭС	кВА	630+j410
НПС	Линии 6кВ	км	0,4
	СД	шт.	5+1
		МВт	2,5
	КТП НПС	кВА	790 + j350
ДНС	Линии 35кВ	км	22
	АД	шт.	3+1
		МВт	0,35
	КТП УПСВ	км	0,27
		кВА	1050 + j640
	КТП КС	км	0,35
		кВА	1650 + j450
КНС	Линии 35кВ	км	12
	АД	шт.	4+2
		МВт	0,4
	КТП КНС	км	0,1
		кВА	250 + j180
	КТП водозабор	км	0,7
		кВА	410 + j200
БУ	Линии 35кВ	км	22
	Буровой насос СД	шт.x МВт	2x0.63
	Буровая лебедка	МВт	0,55
	СВП	шт.x МВт	2x0.63
	КТП БУ	кВА	350 + j120
ПС 1	Линия 35кВ	км	14
	АД 35кВт	шт.	9
	АД 70 кВт	шт.	5
	АД 140кВт	шт.	7
ПС 2	Линия 35кВ	км	12
	АД 35кВт	шт.	9
	АД 70 кВт	шт.	9
	АД 140кВт	шт.	5
ПС 3	Линия 35кВ	км	15
	АД 65кВт	шт.	5
	АД 90 кВт	шт.	7

Примечание:

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).



РЕФЕРАТ

Проект включает в себя пояснительную записку, состоящую из ___ страниц машинописного текста, ___ иллюстраций, ___ таблиц, ___ использованных источников, и 2 листов графического материала.

В проекте производится разработка системы электроснабжения технологических установок нефтяного месторождения. В работе производится расчет нагрузок и электропотребления по годам эксплуатационного периода, выбор трансформаторных подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов, расчет токов короткого замыкания и выбор основного электрооборудования.



СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технологический процесс бурения скважин

1.2 Технологический процесс добычи и сбора нефти

1.3 Кусты скважин

1.4 Установки погружных электроцентробежных насосов

1.5 Технология поддержания пластового давления

1.6 ДНС с предварительным сбросом воды

1.7 Технология сбора и транспорта попутного газа

2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Расчет электрических нагрузок технологического участка

2.1.1 Компенсация реактивной мощности

2.1.2 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

2.1.3 Расчет электрических нагрузок буровой установки

2.1.4 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

2.3 Выбор генераторов

2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

2.5 Расчет токов короткого замыкания

2.6 Выбор шин

2.7 Выбор высоковольтных выключателей

2.8 Выбор разъединителей

2.9 Выбор трансформаторов тока

2.10 Выбор трансформаторов напряжения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АПВ	Автоматическое повторное включение
АВР	Автоматический ввод резерва
АЧР	Автоматическая частотная разгрузка
БСК	Блок статических конденсаторов
ВЛ	Воздушная линия
КЗ	Короткое замыкание
КЛ	Кабельная линия
КРУ	Комплектное распределительное устройство
ЛЗШ	Логическая защита шин
МТЗ	Максимальная токовая защита
ОПН	Ограничитель перенапряжения
ПУЭ	Правила устройства электроустановок
ПС	Подстанция
РЗА	Релейная защита и автоматика
РУ	Распределительное устройство
РПН	Регулирование под напряжением
СН	Собственные нужды
ТСН	Трансформаторы собственных нужд
ТО	Токовая отсечка
ТМГ	Трансформатор масляный герметичный
УРОВ	Устройство резервирования отключения выключателя
УЗО	Устройство защиты от замыканий на землю



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.



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технологический процесс бурения скважин

Для бурения нефтяных скважин месторождении применяют несколько способов бурения.

Процесс сооружения скважин вращательным способом состоит из повторяющихся операций:

- спуск бурильных труб с долотом в скважину;

- разрушение породы на забое - собственно бурение;

- наращивание колонны бурильных труб по мере углубления скважины;

- подъем труб для замены изношенного долота.

Для выполнения этих операций, а так же работ по укреплению ствола скважины используют буровые установки, представляющие собой сложный комплекс производственных механизмов. В состав этого комплекса входит буровая лебедка для подъема, спуска и подачи инструмента, буровые насосы, ротор, механизмы для приготовления и очистки бурового раствора, погрузочно-разгрузочных работ, обеспечения установки сжатым воздухом и прочие.

При вращательном способе бурения скважина углубляется в результате одновременного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, которое создается частью веса бурильной колонны, состоящей из высокопрочных стальных труб. Под действием осевой нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента происходит скалывание, дробление и истирание породы.

Буровые насосы обеспечивают подачу бурового раствора в скважину, где им подхватывается порода, которая через затрубное пространство поднимается на поверхность. Основные и вспомогательные механизмы буровой установки приводятся в действие от силового привода, тип которого выбирают в зависимости от условий бурения, конструкции механизмов и других факторов.

На месторождении применяются буровые установки БУ-3000-ЭУК. Режим работы электропривода лебедки повторно-кратковременный.

1.2 Технологический процесс добычи и сбора нефти

Технологическая схема добычи и сбора нефти на Приобском месторождении осуществляется следующим образом.

Нефть и газ поступающие на поверхность из скважин по трубопроводам подается на автоматизированную групповую замерную установку, расположенную на кусте, в которой осуществляется поочередный замер дебита каждой скважины по жидкости (нефть, вода) и газу по заданной программе. Далее, нефть и газ под давлением, создаваемым погружными электронасосами и собственным давлением пласта, по сборному коллектору поступают на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС). На ЦПС нефть отделяется от газа, обезвоживается и обессоливается, для дальнейшей транспортировки. Попутный газ отправляется на компрессорную станцию. Вода, которую отделили от нефти, очищается и по трубопроводам поддается на КНС для поддержания пластового давления.

Система поддержания пластового давления (ППД) правобережной части приобского месторождения реализуется путем строительства кустовых насосных станций: КНС-1, КНС-1а, КНС-2, КНС-3, КНС-4 и сети высоконапорных водоводов от КНС до кустовых площадок.

Источник водоснабжения - плавучие водозаборные станции: ПлНС-1 в карьере №7, ПлНС-2 в карьере №3, а также водозаборные скважины на Кусте -212 и на площадках КНС-3 и КНС-4.

В настоящее время на нефтепромыслах для обеспечения оптимального режима работы всех структурных составляющих месторождения вводятся в эксплуатацию АСУТП. Они обеспечивают централизованный контроль и рациональный режим ведения технологических процесса бурения скважин, процессов добычи и подготовки нефти к транспорту.

1.3 Кусты скважин

На проектируемых кустах скважин размещается следующее технологическое оборудование:

- устья добывающих скважин, оборудованные погружными электроцентробежными насосами;

- устьевая арматура;

- приустьевые площадки;

- площадки для установки агрегатов подземного ремонта скважин;

- замерная установка;

- установка ввода ингибиторов парафино-солеобразования;

- технологические трубопроводы.

1.4 Установки погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной коррозионно- и износостойкости.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии (круглого и плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (или комплектного устройства).

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ металлическими поясами.

Для определения мощности приводного электродвигателя УЭЦН необходимо знать подачу насоса и глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса. Мощность на валу центробежного насоса определяется по формуле:

1.5 Технология поддержания пластового давления

Целью воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления (ППД) и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой водой в пласт с помощью:

- законтурного заводнения;

- приконтурного заводнения;

- внутриконтурного заводнения.

При законтурном заводнении воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается в 300-800 метрах от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия. [1]

При приконтурном заводнении воздействие на залежь ускоряется из-за размещения нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности.

В случае внутриконтурного заводнения воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь.

При совмещении законтурного и внутриконтурного заводнений предотвращается вытеснение нефти в законтурную область и интенсифицируется процесс откачки нефти. [1]

Основное назначение систем водоснабжения при ППД - добыть необходимое количество воды, пригодной к закачке в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения должна предусматривать 100% утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому циклу. [1]

Звеньями системы ППД являются водозаборные установки, напорные станции первого подъема, станции водоподготовки, напорные станции второго подъема, нагнетающие очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема (кустовые насосные станции), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины. Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды.

На месторождении используются блочные кустовые насосные станции БКНС, производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский.

1.6 ДНС с предварительным сбросом воды

На месторождении предусматривается строительство ДНС с предварительным сбросом воды. Будет обеспечена полная утилизация пластовой воды в систему ППД и подача обезвоженной нефти с содержанием до 10% остаточной воды для окончательной подготовки нефти на других объектах.

Технологический комплекс ДНС с УПСВ обеспечивает сепарацию продукции скважин, подогрев нефтегазовой смеси, предварительное обезвоживание нефти, дожатие низконапорного попутного газа винтовыми компрессорами, перекачку нефти, закачку химреагентов (ингибиторов солеотложений, реагентов-деэмульгаторов, метанола).

1.7 Технология сбора и транспорта попутного газа

Компрессорные станции обычно строятся в местах, где имеются большие запасы попутного газа. КС предназначена для сжатия низконапорного нефтяного попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с месторождения по магистральным газопроводам дальним потребителям, а также для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.

Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за счет сокращения объема рабочей полости, образованной поверхностью расточки корпуса ее задней торцевой плоскостью и винтовыми поверхностями сопряженных впадин роторов. Компрессоры малогабаритны, имеют небольшую массу. Важная особенность в том, что они способны одновременно перекачивать газонефтяную смесь с содержанием нефти до 30%. Газовые компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны, относящиеся к классу В-Iа. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные, короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, а в остальных - синхронные двигатели, продуваемые под избыточным давлением.

Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме, при откачке нефти в аварийный резервуар, так и в постоянном режиме при использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.

В состав газовой компрессорной станции входят:

- приемный вертикальный центробежный сепаратор;

- автоматизированная установка компримирования низконапорного нефтяного газа в блочно-модульном исполнении типа “ТАКАТ”;

- маслоотделитель;

- аппарат воздушного охлаждения газа;

- вертикальный центробежный сепаратор окончательной сепарации газа;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения свежего масла с подогревателем;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения отработанного масла с подогревателем;

Компрессорная установка представляет собой конструкцию, выполненную под общим укрытием. Внутри укрытия расположено следующее основное оборудование:

- компрессорный агрегат;

- блок маслоохладителей;

- местный щит управления;

- маслоотделитель для отделения масла от газа;

- колодка уровнемеров для установки прибора контроля уровня масла в маслоотделителе;

- электронасосный агрегат для закачки масла в маслоотделитель и прокачки масляной системы;

- электронагреватели;

- система пожаротушения.



2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 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:

, (2.1)



Полная мощность равна отношению активной мощности электроприемников к коэффициенту мощности:

, (2.2)

Реактивную составляющую полной мощности найдем из соотношения:

, (2.3)

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

, (2.4)

, (2.5)

Полную суммарную мощность группы найдем геометрическим сложением активной и реактивной составляющих:

, (2.6)

Групповой коэффициент мощности определим из соотношения:

, (2.7)

2.1.1 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.

Расчет компенсации реактивной мощности произведем в табличной форме. Результаты сведены в таблице 2.6.

2.1.2 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

Расчеты произведем по формулам 2.1..2.7, с учетом установки компенсирующих устройств. Результаты представим в таблице в табличной форме (табл. 2.1).

Таблица 2.1 - Расчет электрических нагрузок ТП кустов скважин

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
Кусты 41-60
ПЭД ЭЦН	65	10	0,8	520	0,70	531	743
ПЭД ЭЦН	90	7	0,8	504	0,70	514	720
Итого без КРМ				1024	0,70	1045	1463
БСК	25	38				-950	950
Итого с КРМ				1024	0,67	95	1028
Кусты 21-40
ПЭД ЭЦН	35	9	0,8	252	0,67	279	376
ПЭД ЭЦН	70	9	0,8	504	0,70	514	720
ПЭД ЭЦН	140	5	0,8	560	0,74	509	757
Итого без КРМ				1316	0,71	1302	1852
БСК	25	50				-1250	1250
Итого с КРМ				1316	0,99	52	1317
Кусты 01-20
ПЭД ЭЦН	35	9	0,8	252	0,67	279	376
ПЭД ЭЦН	70	5	0,8	280	0,70	286	400
ПЭД ЭЦН	140	7	0,8	784	0,74	713	1059
Итого без КРМ				1316	0,72	1277	1834
БСК	25	48				-1200	1200
Итого с КРМ				1316	1,00	77	1318

Аналогичным образом произведем и расчет потребления электрической энергии и центральным пунктом сбора. Результаты представим в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет электрических нагрузок пунктом сбора

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cosj	Qрасч	Sрасч
КТП ППН1
КТП ППН1				490	0,84	320,00	585
БСК	50	4				-200	200
Итого с КРМ				490	0,97	120	504
КТП ППН2
КТП ППН2				540	0,89	280,00	608
БСК	30	6				-180	180
Итого с КРМ				540	0,98	100	549
КТП ППН3
КТП ППН3				440	0,90	210,00	488
БСК	50	2				-100	100
Итого с КРМ				440	0,97	110	454
КТП ППН4
КТП ППН4				400	0,88	220,00	457
БСК	25	6				-150	150
Итого с КРМ				400	0,99	70	406
КТП БПО
КТП БПО				630	0,93	240,00	674
БСК	25	6				-150	150
Итого с КРМ				630	0,99	90	636
КТП АБК
КТП АБК				300	0,91	140,00	331
БСК	25	2				-50	50
Итого с КРМ				300	0,96	90	313
КТП ВЖК
КТП ВЖК				380	0,95	120,00	398
БСК	25	2				-50	50
Итого с КРМ				380	0,98	70	386
РП ЦПС
КТП ППН1				490	0,97	120	504
КТП ППН2				540	0,98	100	549
КТП ППН3				440	0,97	110	454
КТП ППН4				400	0,98	70	406
КТП БПО				630	0,98	90	636
КТП АБК				300	0,95	90	313
КТП ВЖК				380	0,98	70	386
ТП К01..К20				1316	0,99	77	1318
Итого по РП ЦПС				4496	0,98	727	4554

2.1.3 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 2.1..2.7, результаты сведем в таблицу 2.3. насос электрический буровой трансформатор

Таблица 2.3 - Расчет электрических нагрузок буровой установки

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
КТП БУ 10/0,69
Режим 1 (Бурение забойным двигателем)
ЭД БН	600	2	0,8	960	0,74	873	1297
Итого без КРМ				960	0,74	873	1297
Режим 2 (Бурение верхним приводом)
ЭД БН	600	1	0,8	480	0,74	436	649
ЭД СВП	400	2	0,95	760	0,74	691	1027
Итого:				1240	0,74	1127	1676
Режим 3 (Подъем буровой колонны)
ЭД БЛ	760	1	1	760	0,74	691	1027
ЭД СВП	400	2	0,1	80	0,74	73	108
Итого:				840	0,74	763	1135
Выбираем самый энергоемкий режим:
Итого по КТП БУ 0,69 без КРМ				1240	0,74	1127	1676
БСК	100	10				-1000	1000
Итого по КТП БУ 0,69 с КРМ				1240	0,99	127	1246
КТП БУ 10/0,4
КТП БУ0,4				510	0,90	250,00	568
БСК	50	4				-200	200
Итого по КТП БУ 0,4 с КРМ				510	0,99	50	512
КТП БП
КТП БУ0,4				840	0,80	620,00	1044
БСК	25	22				-550	550
Итого по КТП БУ 0,4 с КРМ				840	0,99	70	843
РП БУ
КТП БУ 10/0,69				1240	0,99	127	1246
КТП БУ 10/0,4				510	0,99	50	512
КТП БП				840	0,99	70	843
Итого по РП БУ				2590	0,99	247	2602

2.1.4 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

Коэффициент мощности синхронных двигателей может изменяться от 0,9 до 0,99 при помощи управления током возбуждения в пределах, что позволяет производить компенсацию реактивной мощности при помощи перевозбуждения синхронных электродвигателей. Для уменьшения реактивного потребления электроэнергии применим системы управления током возбуждения (СУТВ) 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 ДНС, КНС, НПС с учетом использования СТСН в режиме автоматического поддержания коэффициента мощности.

Расчет произведен по формулам 2.1..2.7, результаты представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4- Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

Наименование потребителя	Pном	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
ПС КНС (РУ 10 кВ)
СД	400	4	0,8	1280	0,93	-475	1365
КТП КНС				650	0,88	350	738
КТП ВЗ				300	0,89	150	335
Итого:				2230	0,99	25	2230
ПС ДНС (РУ 10 кВ)
СД	350	3	0,8	840	0,90	-407	933
КТП ДНС				940	0,86	560	1094
КТП УПСВ				1050	0,85	640	1230
КТП ДКС				540	0,82	380	660
ТП К21..К40				1316	1,00	52	1317
ТП К41..К60				1024	1,00	95	1028
Итого:				5710	0,97	1320	5861
РП НПС
СД	1600	3	0,8	3840	0,99	-209	3846
КТП НПС				400	0,88	220	457
Итого:				4240	0,99	11	4240

Аналогичным образом проводится и расчет суммарных электрических нагрузок по повышающей подстанции 10/35 и по месторождению в целом. результаты представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5- Расчет суммарных электрических нагрузок по месторождению

Наименование потребителя	Pрасч	Qрасч	Sрасч	cos?
ПС 10/35
БУ	2590	247	2602	1,00
КНС	2230	25	2230	1,00
ДНС	5710	1320	5861	0,97
Итого:	10530	1592	10650	0,99
РУ 10 кВ ГТЭС
ПС 10/35	10530	1592	10650	0,99
НПС	4240	11	4240	1,00
ЦПС	4496	727	4554	0,99
КТП ГТЭС	630	350	721	0,87
Итого:	19266	2331	19406	0,99

2.2 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 возможности выдерживать 20% перегрузку в в течении неограниченного времени:

, (2.8)

Результаты выбора трансформаторов представлены в таблице 2.7:

Таблица 2.7 - Выбор силовых трансформаторов

Наименование объекта	Uтр.ном	Pнагр	Qнагр	Sнагр	Sтр.мин	Sтр.ном	Тип тр-ра
ПС 35/10 КНС	35/10,5	2230	25	2230	1858	2500	ТМН-2500/35
ПС 35/10 ДНС	35/10,5	5710	1320	5861	4884	6300	ТМН-6300/35
ПС 35/10 БУ	35/10,5	2590	247	2602	2168	2500	ТМН-2500/35
ПС 10/35 ГТЭС	10/37	10530	1592	10650	8875	10000	ТДН-10000/35

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов можно рассчитать по формуле:

(2.9)

При этом не допустимо использование трансформаторов, в нормальном режиме загруженных менее чем на 30%. Тогда:

(2.10)

Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 20%, соответственно:

(2.11)

Параметры трансформаторов представлены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Параметры трансформаторов

Тип тр-ра	Pхх	Pкз	Uкз	Iхх
ТМН-2500/35	5,1	26	6,5	1,1
ТМН-6300/35	7,6	42	7,5	0,9
ТДН-10000/35	12,5	60	8	0,8

Потери в трансформаторе можно определить по формулам:

(2.12)

(2.13)



Проверим, подходит ли выбранный трансформатор с учетом потерь. Произведем расчеты по формулам 2.9-2.13, результаты представим в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Расчет нагрузок и коэффициентов загрузки трансформаторов

Наименование объекта	Тип тр-ра	Kз	Kз'	ДP	ДQ	SУ
ПС 35/10 КНС	ТМН-2500/35	0,45	0,89	10	60	2242
ПС 35/10 ДНС	ТМН-6300/35	0,47	0,93	17	159	5915
ПС 35/10 БУ	ТМН-2500/35	0,52	1,04	12	71	2622
ПС 10/35 ГТЭС	ТДН-10000/35	0,53	1,06	30	307	10729

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

2.3 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 10 МВА.



2.4 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:

(2.14)

где Iрасч - расчетное значение тока, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

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

(2.15)

Условие выбора сечения провода или кабеля по нагреву:

Iрасч?Iдоп (2.16)

Результаты расчетов токов сведены в таблицу 2.15

Таблица 2.15 - Выбор сечений проводов и кабелей

Наименование потребителя	Uном кВ	l км	Sрасч кВт	Iрасч.макс А	Iрасч А	Jэк А/мм2	sэк мм2	Марка	Iдоп
Выбор воздушных линий
Токопровод 10кВ ПС 10/35	10,5	0,2	10650	585,6	292,8	1,0	292,8	АС-300/39	710
ВЛ 10кВ НПС	10,5	2,1	4240	233,1	116,6	1,0	116,6	АС-120/19	390
ВЛ 10кВ ЦПС	10,5	1,5	4554	250,4	125,2	1,0	125,2	АС-120/19	390
ВЛ 10кВ РП БУ	10,5	4	1759	96,7	48,4	1,0	48,2	АС-50/8	210
ВЛ 10кВ КТП ППН1	10,5	1,2	504	27,7	13,9	1,0	13,9	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП ППН2	10,5	0,7	549	30,2	15,1	1,0	15,1	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП ППН3	10,5	1,4	454	24,9	12,5	1,0	12,5	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП ППН4	10,5	1	406	22,3	11,2	1,0	11,2	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП БПО	10,5	1,6	636	35,0	17,5	1,0	17,5	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП АБК	10,5	1,5	313	17,2	8,6	1,0	8,6	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП ВЖК	10,5	3	386	21,2	10,6	1,0	10,6	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ ТП К01..К20	10,5	14	1318	72,5	36,2	1,0	36,2	АС-50/8	175
ВЛ 10кВ ТП К21..К40	10,5	10	1317	72,4	36,2	1,0	36,2	АС-50/8	175
ВЛ 10кВ ТП К41..К60	10,5	12	1028	56,5	28,3	1,0	28,3	АС-50/8	175
ВЛ 10кВ КТП ВЗ	10,5	0,2	335	18,4	9,2	1,0	9,2	АС-16/2,7	111
ВЛ 10кВ КТП УПСВ	10,5	0,4	1230	67,6	33,8	1,0	33,8	АС-35/6,2	175
ВЛ 10кВ КТП ДКС	10,5	0,5	660	36,3	18,2	1,0	18,2	АС-16/2,7	111
ВЛ 35кВ ПС БУ	37	22	2602	40,6	20,3	1,0	20,3	АС-70/11	265
ВЛ 35кВ ПС КНС	37	12	2230	34,8	17,4	1,0	17,4	АС-70/11	265
ВЛ 35кВ ПС ДНС	37	22	5861	91,4	45,7	1,0	45,7	АС-70/11	265
Выбор кабельных линий
КЛ ЭД НПС 1600 кВт	10,5	0,1	1282	70,5	70,5	2,7	26,1	ПвВнг(A)-LS 3х50/16-10	190
КЛ ЭД КНС 400 кВт	10,5	0,1	430	23,6	23,6	2,7	8,8	ПвВнг(A)-LS 3х35/16-10	145
КЛ ЭД ДНС 350 кВт	10,5	0,1	389	21,4	21,4	2,7	7,9	ПвВнг(A)-LS 3х35/16-10	145
КЛ 10кВ КТП БУ	10,5	0,3	1759	96,7	96,7	2,7	35,8	ПвБВнг(A)-ХЛ 3х35/16-10	145
КЛ 10кВ КТП БП	10,5	0,1	843	46,3	46,3	2,7	17,2	ПвБВнг(A)-ХЛ 3х35/16-10	145
КЛ 10кВ КТП НПС	10,5	0,1	457	25,1	25,1	2,7	9,3	ПвВнг(A)-LS 3х35/16-10	145
КЛ 10кВ КТП КНС	10,5	0,1	738	40,6	40,6	2,7	15,0	ПвВнг(A)-LS 3х35/16-10	145
КЛ 10кВ КТП ДНС	10,5	0,1	1094	60,2	60,2	2,7	22,3	ПвВнг(A)-LS 3х35/16-10	145

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.

2.5 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 = 100МВМА и базисными напряжениями: UбI = 37 кВ,
UбII = 6,3 кВ, UбIII = 0,69 кВ, UбIV = 0,4 кВ.

Базисные токи рассчитываются по формуле:

(2.17)

Определим базисные токи:

Сопротивления линий можно определить по формуле:



(2.18)

(2.19)

Рассчитаем сопротивления кабельных и воздушных линий, результаты расчетов представим в таблице 2.16:

Таблица 2.16 Расчет активных и реактивных сопротивлений линий

Наименование потребителя	Наименование провода/кабеля	Uб	l	r0	x0	R	X
КТП КНС	АС-16/2,7	6,3	0,1	1,8	0,325	0,5	0,1
КТП водозабор	АС-25/4,2	6,3	0,7	1,18	0,319	2,1	0,6
КТП УПСВ	АС-70/11	6,3	0,27	0,43	0,357	0,3	0,2
КТП КС	АС-70/11	6,3	0,35	0,43	0,357	0,4	0,3
КТП НПС	АС-35/6,2	6,3	0,05	0,79	0,376	0,1	0,0
КТП ГТЭС	АС-35/6,2	6,3	0,05	0,79	0,376	0,1	0,0
ВЛ ПС-3	АС-35/6,2	35	15	0,79	0,378	1,0	0,5
ВЛ ПС-2	АС-35/6,2	35	12	0,79	0,378	0,8	0,4
ВЛ ПС-1	АС-35/6,2	35	14	0,79	0,378	0,9	0,4
Наименование потребителя	Наименование провода/кабеля	Uб	l	r0	x0	R	X
ВЛ БУ	АС-35/6,2	35	22	0,79	0,378	1,4	0,7
ВЛ КНС	АС-35/6,2	35	12	0,79	0,378	0,8	0,4
ВЛ ДНС	АС-35/6,2	35	22	0,79	0,378	1,4	0,7
ВЛ НПС	АС-600/72	6,3	0,4	0,04	0,274	0,0	0,3

Сопротивления трансформаторов определяется по формуле:

(2.20)

Рассчитаем сопротивления трансформаторов, результаты расчетов представим в таблице 2.17:

Таблица 2.17 Расчет сопротивлений трансформаторов

Наименование объектов	Sтр.ном	Uкз	Xтр
ПС-3	1000	6,5	6,5
ПС-2	1600	6,5	4,1
ПС-1	1600	6,5	4,1
КНС	2500	6,5	2,6
ДНС	4000	7,5	1,9
КТП БУ 0,69	2500	6,5	2,6
КТП БУ 0,4	400	6,5	16,3
КТП КНС	400	6,5	16,3
КТП водозабор	630	6,5	10,3
КТП УПСВ	1600	6,5	4,1
КТП КС	2500	6,5	2,6
КТП НПС	1000	6,5	6,5
КТП ГТЭС	1000	6,5	6,5
ГТЭС	10000	8	0,8

Сопротивление высоковольтных двигателей и генераторов определим по формуле:

(2.21)

Рассчитаем сопротивления трансформаторов, результаты расчетов представим в таблице 2.18:

Таблица 2.17 Расчет сопротивлений двигателей и генераторов

Наименование двигателей	Sдв.ном	Xd''	Xдв
ЭД ЭЦН 35 кВт	52,2	0,2	382,9
ЭД ЭЦН 65 кВт	92,9	0,2	215,4
ЭД ЭЦН 70 кВт	100,0	0,2	200,0
ЭД ЭЦН 90 кВт	128,6	0,2	155,6
ЭД ЭЦН 140 кВт	189,2	0,2	105,7
ЭД БН 630 кВт	851,4	0,2	23,5
ЭД БЛ 550 кВт	743,2	0,2	26,9
ЭД СВП 630 кВт	851,4	0,2	23,5
ЭД КНС 400 кВт	476,2	0,2	42,0
ЭД ДНС 350 кВт	416,7	0,2	48,0
ЭД НПС 2500 кВт	2500,0	0,2	8,0
Генераторы	12000	0,11	0,9

, (2.22)

где Z? общее сопротивление до точки короткого замыкания;

Iб - базисный ток для данной ступени трансформации.

Ударный ток КЗ равен:

, (2.23)

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

Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:

(2.24)

Рассчитаем значения токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах. Результаты расчета сопротивлений и токов короткого замыкания приведены в табл. 2.18 и 2.19.

Таблица 2.18 Сопротивления короткого замыкания

Точка КЗ		Rмин	Rмакс	Xмин	Xмакс	Zмин	Zмакс
Шины ГТЭС 6кВ	К-0	0	0	0,9	0,46	0,92	0,46
Шины НПС 6кВ	К-1	0,04	0,04	0,92	0,50	0,92	0,51
Шины ГТЭС 35кВ	К-2	0	0	1,7	1,26	1,72	1,26
Шины ДНС 35кВ	К-3	1,42	1,42	2,40	1,94	2,78	2,40
Шины ДНС 6кВ	К-4	1,42	1,42	3,92	3,08	4,17	3,39
Шины КНС 35кВ	К-5	0,77	0,77	2,09	1,63	2,23	1,80
Шины КНС 6кВ	К-6	0,77	0,77	3,83	3,52	3,91	3,60
Шины БУ 35кВ	К-7	1,42	1,42	2,40	1,94	2,78	2,40
Шины БУ 0,69кВ	К-8	1,42	1,42	3,50	2,92	3,78	3,24
Шины ПС-1 35кВ	К-10	0,90	0,90	2,15	1,69	2,33	1,92
Шины ПС-1 0,4кВ	К-11	0,90	0,90	6,21	5,75	6,28	5,82
Шины ПС-2 35кВ	К-12	0,77	0,77	2,09	1,63	2,23	1,80
Шины ПС-2 0,4кВ	К-13	0,77	0,77	6,15	5,69	6,20	5,74
Шины ПС-3 35кВ	К-14	0,97	0,97	2,18	1,72	2,38	1,97
Шины ПС-3 0,4кВ	К-15	0,97	0,97	8,68	8,22	8,73	8,28

Таблица 2.19 Токи короткого замыкания

Точка КЗ		Zмин	Zмакс	I(3)мин	I(3)макс	I(2)мин	i(уд)макс
Шины ГТЭС 6кВ	К-0	0,92	0,46	10,0	20,1	8,7	50,9
Шины НПС 6кВ	К-1	0,92	0,51	10,0	18,2	8,7	46,2
Шины ГТЭС 35кВ	К-2	1,72	1,26	0,9	1,2	0,8	3,1
Шины ДНС 35кВ	К-3	2,78	2,40	0,6	0,6	0,5	1,6
Шины ДНС 6кВ	К-4	4,17	3,39	2,2	2,7	1,9	6,9
Шины КНС 35кВ	К-5	2,23	1,80	0,7	0,9	0,6	2,2
Шины КНС 6кВ	К-6	3,91	3,60	2,4	2,6	2,0	6,5
Шины БУ 35кВ	К-7	2,78	2,40	0,6	0,6	0,5	1,6
Шины БУ 0,69кВ	К-8	3,78	3,24	22,2	25,8	19,2	65,5
Шины ПС-1 35кВ	К-10	2,33	1,92	0,7	0,8	0,6	2,1
Шины ПС-1 0,4кВ	К-11	6,28	5,82	23,0	24,8	19,9	63,0
Шины ПС-2 35кВ	К-12	2,23	1,80	0,7	0,9	0,6	2,2
Шины ПС-2 0,4кВ	К-13	6,20	5,74	23,3	25,2	20,2	63,9
Шины ПС-3 35кВ	К-14	2,38	1,97	0,7	0,8	0,6	2,0
Шины ПС-3 0,4кВ	К-15	8,73	8,28	16,5	17,5	14,3	44,3

На основании полученных данных произведем расчет и выбор остального электрооборудования.

2.6 Выбор шин

Выбор сечения шин распределительного устройства производится по длительно допустимому току нагрузки по справочным данным. Выбранные сечения должны быть проверены на электродинамическую и термическую стойкость. При расчете электродинамической стойкости шин необходимо учитывать возможность появления резонанса между гармонически меняющимися электродинамическими усилиями и собственными механическими колебаниями шин.

Выбор шин произведем для ячеек КРУ 6 кВ ПС 35/6 кВ «Парк-2».

Условие выбора:

Iрасч ? Iдоп (2.27)

Iдоп - длительно допустимый ток по одной полосе на фазу.

Расчетный ток равен Iрасч = 1115 А.

В качестве сборных шин примем алюминиевые шины прямоугольного сечения ШАТ размером 100x6 мм (Iдоп = 1425 A).

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Шину, закрепленную на изоляторах, можно рассматривать как многопролетную балку. Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(2.28)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, НМм;

W - момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент:

(2.29)

где F - наибольшая сила действующая на шину средней фазы при прохождении ударного тока КЗ, Н;

l - расстояние между опорными изоляторами, l = 1,1 м.

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

где b и h - соответственно узкая и широкая стороны сечения шины, м.

Наибольшее электродинамическое усилие:

где а - расстояние между токоведущими шинами, а = 0,35 м;

Кф - коэффициент формы, Кф = 1,1.

Изгибающий момент:

Тогда наибольшее напряжение в металле шин:

Па.

Допустимое напряжение при изгибе алюминиевых шин: удоп = 70М106 Па, т.е. выбранные шины удовлетворяют первому условию электродинамической стойкости: урасч ? удоп; 14 ? 70 МПа.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

(2.30)



где l - пролет шины, l = 1,1 м;

Е - модуль упругости материала шин, для алюминия Е = 7,2М1010 Н/м2;

m - масса единицы длинны шины, для выбранных шин m = 1,6 кг/м;

J - момент инерции сечения шин относительно оси изгиба, для рассматриваемого случая:

Частота свободных колебаний шин:

Минимально допустимая частота свободных колебаний шин f0 = 200 Гц Т.е. выбранные шины удовлетворяют и второму условию электродинамической стойкости: f0расч ? f0доп; 441 ? 200 Гц.

Проверим шины на электротермическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение шин по термической стойкости определится:

(2.31)

где I? - периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3, I? = 17900 А;

tпр - приведенное время КЗ.

tпр = tпр.п + tпр.а

tпр.а - время действия апериодической составляющей тока КЗ;

tпр.п - время действия периодической составляющей тока КЗ.

Время отключения короткого замыкания в точке К-3 tоткл = 1,21 с.

Т.к. считаем, что питающая система имеет неограниченную мощность, то принимаем в" = 1.

По рис. 7.1. [9], принимаем tпр.п = 1 с.

tпр.а = 0,005М в"2 = 0,005 с.

tпр = 1,005 с.

Отсюда термически стойкое сечение шин:

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, поскольку сечение шин Fш > FТ, или 100х6 = 600 > 189 мм2.

Выбор и проверка шин остальных РУ 6 кВ произведен аналогичным методом, результаты сведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9. Шины РУ 6 кВ

Место установки шин	Тип и сечение шин	Условия выбора	Расчетные данные	Данные шин
КРУ 6 кВ ПС 35/6 кВ «Парк-2»	ШАТ 100х6	Iрасч ? Iдоп урасч ? удоп f0расч ? f0доп FТ < FШ	1115 A 14 МПа 441 Гц 189 мм2	1425 А 70 МПа 200 Гц 600 мм2
КРУ 6 кВ «Куст-212»	ШАТ 60х6	Iрасч ? Iдоп урасч ? удоп f0расч ? f0доп FТ < FШ	511 A 61 МПа 263 Гц 238 мм2	870 А 70 МПа 200 Гц 360 мм2

2.7 Выбор высоковольтных выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному исполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения, а также на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор выключателей осуществим на примере Q1, Q2, Q7, Q8.

Расчетный ток в этом случае равен:



Остальные параметры сети: Uном = 35 кВ, Iк(3) = 5,7 кА, iуд = 14,5 кА.

Выбираем вакуумные выключатели ВБЭТ-35II-20/630УХЛ1 с приводом ПЭМУ-500.

Выбор остальных выключателей производится аналогично. Параметры этого и других выбранных выключателей приведены в таблице 2.8.

Вычислим интеграл Джоуля:

(2.21)

где I? - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К-1, I? = 5,7 кА.

tоткл - время от начала короткого замыкания, до его отключения.

tоткл = tз + tвыкл; tз - время действия релейной защиты, для МТЗ tз = 0,5 - 1с. Примем tз = 1с.

tвыкл - полное время отключения выключателя. Для выбранного выключателя tвыкл = 0,05с.

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

(2.22)

Для точки К-1 Та = 0,05 с.

Отсюда:

кА2Мс

Интеграл Джоуля для выбранного выключателя:

кА2Мс; т.е. ВК<<I2?Мtп.

Аналогично проверяем остальные выключатели.

Таблица 2.8. Выбор высоковольтных выключателей.

Место установки выключателя по рис. 2.3.	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные выключателя
Q1, Q2, Q3, Q7, Q8	ВБЭТ-35II-20/630УХЛ1	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	35 кВ 191,1 А 5,7 кА 14,5 кА 35,7 кА2?с	35 кВ 630 А 20 кА 44 кА 400 кА2?с
Q9, Q10, Q11	ВБЭТ-35II-20/630УХЛ1	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	35 кВ 191,1 А 5,5 кА 14,0 кА 33,3 кА2?с	35 кВ 630 А 20 кА 44 кА 400 кА2?с
Q12-Q14	BB/TEL-10-20/1600 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 1115 А 17 кА 43,3 кА 317,9 кА2?с	10 кВ 1600 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q15-Q17	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 24 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q18-Q22	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 71 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q23-Q42	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 45 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q43-Q45, Q49-Q51 (ТП-1, ТП-2, ТП-4)	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 177 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q46, Q47, Q52, Q53 (ТП-3, ТП-5)	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 70 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q48, Q54 (КТПК пожарного депо №1,2)	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 24 А 7,3 кА 18,6 кА 58,6 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q4 - Q6	BB/TEL-10-31,5/1600 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 1584 А 27,7 кА 70,5 кА 844 кА2?с	10 кВ 1600 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q55 - Q58	BB/TEL-10-31,5/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 551 А 27,7 кА 70,5 кА 844 кА2?с	10 кВ 630 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q59 - Q60	BB/TEL-10-31,5/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 492 А 27,7 кА 70,5 кА 844 кА2?с	10 кВ 630 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q61 - Q63	BB/TEL-10-31,5/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 492 А 22,6 кА 57,5 кА 562 кА2?с	10 кВ 630 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q64 - Q70	BB/TEL-10-31,5/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 60 А 22,6 кА 57,5 кА 562 кА2?с	10 кВ 630 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q71 - Q81	BB/TEL-10-31,5/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 14 А 22,6 кА 57,5 кА 562 кА2?с	10 кВ 630 А 31,5 кА 82 кА 1600 кА2?с
Q82 - Q84, Q92 - Q94	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 551 А 18,3 кА 46,5 кА 368 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q85, Q91, Q95, Q101	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 42 А 18,3 кА 46,5 кА 368 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с
Q86 - Q90, Q96 - Q100	BB/TEL-10-20/630 У2 (вакуумный)	Uc?Uном Iрасч?Iном Iк?Iоткл Iуд?iдин ВК?I2??tп	6 кВ 127 А 18,3 кА 46,5 кА 368 кА2?с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1600 кА2?с

2.8 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному исполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Условия выбора и проверки:



Uном ? Uном.сети (2.23)

Iном ? Iном.расч (2.24)

iдин ? iуд (2.25)

I2tМt ? BK = I2?Мtп (2.26)

Выбор разъединителей QS1 - QS4.

Расчетный ток в этом случае равен:

Остальные параметры сети: Uном = 35 кВ, Iк(3) = 5,5 кА, iуд = 14 кА.

кА2Мс

Выбираем разъединитель РДЗ-35/1000 УХЛ1.

Параметры выбранного разъединителя: Uном = 35 кВ, Iном = 1000 А, iдин = 64 кА.

I2tМt = 252М4 = 2500 кА2Мс, т.е. Bк << I2tМt.

Выбранный разъединитель удовлетворяет всем предъявляемым к нему требованиям.

2.9 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному первичному току I1ном, номинальному вторичному току I2ном, классу точности. Затем их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при коротких замыканиях. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в таблице 2.10.



Таблица 2.10. Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
МВ-35 кВ ПС 35/6 кВ «Парк-2»	ТВ-35-11-200/5 ХЛ2	Uном ? Uсети I1ном ? Iрасч v2?Кдин?I1ном ? iуд I2t?t ? BK=I2??tп	35 кВ 191 А 14,0 кА 33,3 кА2?с	35 кВ 200 А 10 кА 600 кА2?с
КРУ 6 кВ «Парк-2»	ТЛК-10-6 1600 1000 630 300	Uном ? Uсети I1ном ? Iрасч v2?Кдин?I1ном ? iуд I2t?t ? BK=I2??tп	6 кВ 24-1115 А 17,0 кА 318 кА2?с	10 кВ 300-1600 А 100 кА 600 кА2?с
КРУ 6 кВ «Куст-212»	ТЛК-10-6 630 300 150	Uном ? Uсети I1ном ? Iрасч v2?Кдин?I1ном ? iуд I2t?t ? BK=I2??tп	6 кВ 14-492 А 22,6 кА 492 кА2?с	10 кВ 150-630 А 100 кА 600 кА2?с
КРУ 6 кВ «БКНС-2.1»	ТЛК-10-6 630 300 150	Uном ? Uсети I1ном ? Iрасч v2?Кдин?I1ном ? iуд I2t?t ? BK=I2??tп	6 кВ 42-551 А 18,3 кА 368 кА2?с	10 кВ 150-630 А 100 кА 600 кА2?с
КРУ 6 кВ «БКНС-2.2»	ТЛК-10-6 630 300 150	Uном ? Uсети I1ном ? Iрасч v2?Кдин?I1ном ? iуд I2t?t ? BK=I2??tп	6 кВ 42-551 А 18,3 кА 368 кА2?с	10 кВ 150-630 А 100 кА 600 кА2?с

При выборе трансформаторов тока на напряжение 6 кВ, трансформаторы с первичным током на 50 и 100 А не прошли проверку по термической стойкости. Поэтому были выбраны трансформаторы с первичным током 150 А.

2.10 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11. Выбор трансформаторов напряжения.

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
РУ 35 кВ	ЗНОЛ-35	Uном ? Uсети Sном ? S2	35 кВ -	35 кВ 250 В?А

Подобные документы

• Разработка системы электроснабжения буровой установки

  Функциональные особенности микропроцессорных устройств. Работа буровой установки. Расчет потребляемой мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов, сечений проводов и кабелей, выключателей, ограничителей перенапряжения, трансформатора напряжения.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 07.04.2013
  

• Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения

  Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения и напряжения. Расчет и выбор мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита силового трансформатора. Расчет защитного заземления. Перенапряжения и молниезащита.
  
  дипломная работа [458,3 K], добавлен 20.02.2015
  

• Разработка вопросов энергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки

  Хозяйственная деятельность предприятия, анализ схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок, выбор трансформаторов. Разработка рациональной схемы электроснабжения. Расчет ветроэнергетической установки: энергетические и экономические показатели.
  
  дипломная работа [723,6 K], добавлен 16.06.2011
  

• Проект электроснабжения молокозавода "Новомалыклинский" Ульяновской области с детальной разработкой электрификации и автоматизации цеха первичной обработки молока

  Расчет нагрузок на вводе помещений. Разработка схемы электроснабжения. Выбор местоположения подстанции. Расчет электрических нагрузок по линиям, мощности трансформатора и выбор подстанции, сечения проводов и проверка проводов по потерям напряжения.
  
  дипломная работа [357,2 K], добавлен 14.12.2013
  

• Расчёт схемы электроснабжения предприятия

  Выбор схемы питания системы электроснабжения предприятия. Рекомендации по определению электрических нагрузок. Выбор числа, мощности и места расположения трансформаторов, сечений проводов и жил кабелей, выключателей и распределительного устройства.
  
  реферат [191,0 K], добавлен 15.12.2013
  

• Система электроснабжения завода

  Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия, рационального напряжения системы электроснабжения. Расчет картограммы нагрузок и определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.
  
  курсовая работа [141,8 K], добавлен 10.04.2012
  

• Электроснабжение птицефабрики на 77 тыс. голов кур РУП "Белоруснефть–Особино" Буда–Кошелёвского района"

  Обоснование реконструкции электроснабжения птицефабрики. Расчет электрических нагрузок, допустимых потерь напряжения, проводов наружного освещения. Определение места установки трансформаторной подстанции. Выбор количества проводов, защиты отходящих линий.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 20.01.2013
  

• Проектирование систем электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта

  Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009
  

• Расчет и выбор трансформаторов тока ТПЛ-10 и напряжения НОМ-10-66

  Краткая характеристика электроснабжения и электрооборудования автоматизированного цеха. Расчет электрических нагрузок. Категория надежности и выбор схемы электроснабжения. Расчёт и выбор компенсирующего устройства. Выбор числа и мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [177,2 K], добавлен 25.05.2013
  

• Разработка электроснабжения промышленного предприятия

  Категория надежности электроснабжения и выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок и компенсирующего устройства. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет питающих линий высокого напряжения. Техника безопасности при монтаже проводок.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 27.11.2009
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам