- •1.1. Краткая характеристика района строительства.
- •1.2.Краткая характеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефти в условиях белопашенской группы месторождений.
- •1.3. Система электроснабжения процесса добычи и транспортировки нефти и газа.
- •Глава II. Проектирование подстанции «шершневская» 35/6кВ.
- •2.1. Характеристика электропотребителей.
- •2.2. Определение электрических нагрузок.
- •2.3.Обоснование системы электроснабжения и выбор места расположения подстанции.
- •2.4.Обоснование построения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35 кВ.
- •2.5.Выбор мощности колличества и типа силовых трансформаторов.
- •Результаты расчета мощностей и токов по основным фидерным линиям
- •2.6.Выбор марок и сечения лэп.
- •2.7. Потери напряжения в силовых трансформаторах и лэп.
- •2.8 Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры гпп.
- •2.9.Выбор распределительных устройств высокого напряжения гпп и конструкций трансформаторной подстанции.
- •2.10.Компенсация реактивной мощности
- •2.11. Обоснование основных видов релейных защит.
- •Газовая защита силового трансформатора.
- •2.12.Защита отходящих линий 6,3кВ
- •2.13.Автоматизация основных электропотребителей.
- •2.14. Защита от перенапряжений.
- •2.15.Защита от молний
- •2.16.Заземление оборудования подстанции.
- •2.17.Контроль состояния изоляции
- •Глава.III. Безопасность жизнедеятельности.
- •3.1. Общий анализ вредных и опасных факторов.
- •3.2. Мероприятия по предотвращению поражения электрическим током.
- •3.3. Безопасное ведение монтажных работ на подстанции
- •Глава.IV. Экономическая часть.
- •Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов
- •Вариант 1
- •Вариант 2
- •Вариант I.
- •Второй вариант:
- •Вариант 1:
- •Вариант 2:
- •3Аключение.
- •Литература.
2.5.Выбор мощности колличества и типа силовых трансформаторов.
Для более точного выбора числа и мощности силовых трансформаторов необходимо определить суммарную мощность на стороне низкого напряжения силовых трансформаторов. Поэтому произведем подсчет потребляемой мощности в узлах системы внутреннего энергоснабжения (см. рис.2.1.). Расчет производится от скважин по ступеням к секциям шин на стороне низкого напряжения ГПП.
Приведем пример расчета, определения расчетной мощности и тока для группы двигателей скважин, эксплуатируемых погружными электрическими центробежными насосами.
Данные расчета: n=3 - число двигателей;
Рном.=32 (кВт) - номинальная мощность;
Ки=0,45 - коэффициент использования;
Cosf ном.=0.85;
К=1,1 - коэффициент максимума для данной группы.
Расчет /4/:
1)Определяем эффективное число приемников в группе
так как мощности двигателей одинаковы, то nэф.=3
2)Средние активные и реактивные нагрузки составят:
Рис.2.1. ОБОБЩЁННАЯ СХЕМA
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
ГПП.
Тр№1 35/6 Тр№2 35/6
I секция 6кВ II секция 6кВ
БКНС №1 ДНС №1 БКНС №2 ДНС №2
КТПСК-160 КТПСК-250
0,4кВ
0,4кВ
Полная мощность узла составит:
Определяем расчетный ток линии питающей группу двигателей:
Аналогичный расчет произведен и по другим линиям, отходящим от фидеров ГПП, результаты расчета сведены в табл. 2.2. При расчете учитывалось, что собственная потребляемая мощность КТП составит(4)
где
Spнн - расчетная мощность на стороне низкого напряжения КТП;
На основании данных табл. 2.2. рассчитываем потребляемую мощность на секциях шин ГПП, при этом считаем, что потребление электроэнергии на собственные нужды незначительно.
где
Кр.м=0.9 коэффициент разновременности максимума нагрузки.
Таблица 2.2.
Результаты расчета мощностей и токов по основным фидерным линиям
Номер фидера и название приемников, подключенных к нему |
Sр (квА) |
Iр (А) |
6 БКНС № 1 |
1777 |
171,3 |
7 БКНС № 2 |
1777 |
171,3 |
8 БКНС № 3 |
1777 |
171,3 |
3ДНС № 1 |
445 |
43 |
4ДНС № 2 |
445 |
43 |
12 Скважины 63,64,69,68. |
239 |
23 |
11 Скважины 65,66,67. |
159 |
15,3 |
13 Скважины 55,56,60. |
159 |
15,3 |
14 Скважины 61,62. |
80 |
7,7 |
Рассчитываем групповой коэффициент использования:
,
где
=4804 (кВт) -суммарная расчетная мощность групп электроприёмников (табл.2.1.);
=7488 (кВт) - суммарная номинальная мощность групп электроприёмников.
Киг.=4804/7488 =0,64
За расчетную нагрузку принимаем:
Sp=Smaxp*Kи.г.=6630*0,64 =4245 (кВА)
Намечаем два варианта мощности силовых трансформаторов, при этом допустимая перегрузка не должна превышать 50% от номинальной, принимаем согласно (5):
Sgn =0.4Sном.
Первый вариант: два трансформатора по 6,3МВА (2Sном=12,6МВА). В нормальном режиме намечается работа одного трансформатора, с коэффициентом загрузки в часы максимума
К3=Smax.p / Sном.=6630/6300=1,05
Трансформатор будет работать с незначительной перегрузкой.
Второй вариант: два трансформатора по 4МВА (2Sном=8МВА).
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки в часы максимума
K3 = 6630/8000 = 0,83
С точки зрения номинальных режимов работы второй вариант более приемлем.
Проверяем возможность перегрузки намеченных трансформаторов при отключении одного из них:
Первый вариант: при отключении одного из трансформаторов на 6,3МВА, оставшийся в работе может пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*6,3=8,8МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприёмниками. Коэффициент 1,4 определяет допустимую перегрузку трансформатора.
Второй вариант: при отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе сможет пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*4=5,6МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприемниками, при этом К3=6630/5600=1,2 -это значение не превышает допустимое.
По рассмотренным выше критериям оба варианта трансформаторов приемлемы. По определению экономической целесообразности режима работы двух вариантов трансформаторов, приведенных выше, выбираем первый вариант с использованием двух трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый, с учетом того, что в нормальном режиме работать будет один трансформатор, а другой будет выведен в резерв. Этот вариант еще предпочтителен и тем, что на месторождении планируется дальнейший рост энергопотребления. Принимаем трансформаторы типа ТМ 6300/35/6,3. Основные технические данные приведены в табл. 3.1.