дивитися на реферати схожі на "Електропостачання газових промислів"
Виявлення нафти і газу в Західному Сибіру надовго визначив розвиток усієїнафтової та газової промисловості. У короткий термін створена і успішнорозвивається паливно-енергетична база, яка грає велику роль у зростаннівиробничих сил всієї країни.
Повним ходом йде освоєння та експлуатація родовищ за допомогою самихнових і передових досягнень науки і техніки, застосуванням сучаснихметодів роботи.
На самому початку розвитку нафтової та газової промисловості в Західному Сибірубула розпочата повна автоматизація виробничих процесів.
Райони з найвищою концентрацією родовищ газу знаходитися впівнічній частині західно-сибірської рівнини. Для цього району характернівелика щільність родовищ на порівняно невеликій глибині заляганняпластів.
Природно-кліматичні умови Західного Сибіру зробили вплив на рішеннязавдання електрифікації цих районів: вибір схем зовнішньогоелектропостачання, конструктивне виконання ЕП і ПС, вибір типівелектрообладнання, електроапаратів і матеріалів застосовуваних уелектроустановках.
Всі Електроапарати і силове обладнання (відкрите або в блоках зметалевих щитів) так чи інакше зазнають впливу від суворих кліматичнихумов.
Основним джерелом електроенергії Західного Сибіру в 1969-1972 рр.. була
Тюменська ТЕЦ, а 1973 - Сургутської ГРЕС. В даний час Тюменська і
Уральская Енергосистема є резервними джерелами електроенергії.
1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1 Характеристика споживачів електроенергії.
Видобутий з газових родовищ природний газ за системою магістральнихгазопроводів транспортується до місця його споживання. Для забезпеченнятехнологічних параметрів газопроводу на його трасі на відстанях,визначаються розрахунком, розташовані лінійні компресорні станції КС,які здійснюють компремірованіе (стиснення) природного газу, нагнітанняйого під тиском в газопровід і забезпечують проектну продуктивністьгазопроводу і режим його роботи. , Який надходить з магістрального газопроводуна КС газ проходить ряд технологічних процесів, пов'язаних з обробкою тапідготовкою його для можливості подальшої перекачування на великі відстані.
Технологічна схема КС включає в себе три основних процесу обробкинадходить з газопроводу газу: а) очищення від пилу і забруднень; б) компремірованіе; в) охолодження;
Основними споживачами електроенергії є синхронні трифазнідвигуни. УКПГ відноситься до 1 категорії споживачів, вона повинна мати неменшедвох незалежних джерел живлення. Перерва в електропостачанні допустимо начас автоматичного перемикання резерву. На УКПГ повинен знаходитьсяаварійний джерело електроенергії (дизель-генератор, акумуляторні батареї,та ін)
Найближчим джерелом живлення є енергосистема на відстані 16,5 км і
Sк = 4350 МВ * А, з шин якої можна отримати 110 кВ.
Вихідні дані проекту:
Навантаження - 4 * СТД-
12500-2 сos (= 0.9
Відстань до живильної системи - 16.5 км
Характеристика живильної системи - Sk, МВ * А - 4350
Напруга живильної системи - кВ - 35; 110; 250 < p>
Технічні дані двигуна СТД-12500-2
Потужність Р, кВт - 12500
Напруга харчування, Uп, кВ - 10
Струм статора I1, А - 820
Частота обертання n, об/хв - 3000
ККД, h,% -
97.8 cosY (випереджаюче) - 0.9
Напруга збудження U2, В - 290
Ток збудження I2, А -290
1.2 Вибір напруги живлення та схеми електропостачання
Електропостачання кожного об'єкта здійснюється від знижуючої ПС,споживач 1 категорії, то ПС виконується 2-х трансформаторної.
Рівень напруги ПС вибирається за такою формулою:
Uрасч .= 4.34 Ц16 * РНЕ + L (1.1)
Pне = сума номінальних потужностей всіх споживачів, МВт
L - довжина лінії живлення, (км)
Uрасч .= 4.34Ц16 * 4 * 12,5 * 16,5 = 124 кВ
З формули (1.1) отримуємо стандартна напруга живильноїлінії - 110 кВ.
Напруга на споживачі вибираємо з [1], воно дорівнює 10 кВ.
2. Розрахункова частина
2.1 Розрахунок електричних навантажень
Розрахунок електричних навантажень виконується для визначення сумарноїмаксимальної потужності групи споживачів, встановлених на об'єкті. Відправильності цього розрахунку залежить вибір потужності джерела живлення іподальший вибір обладнання на підстанції. Розрахунок проводиться методомкоефіцієнта попиту.
Порядок розрахунку:
Весь розрахунок зводиться до таблиці 1
Таблиця 1
Таблиця електричних навантажень
| Pном .* n | Кспр | COS (| tg (| Рмах. | Qмах. | Sмах. |
| кВт | | | | | квар | |
| | | | | КВт | | кВА |
| 12500 (4 | 0.9 | 0.9 | 0.48 | 4500 | 21600 | 499916 |
Pмах .= Рном. * N * Кспр.
(2.1)
Qмах .= Рмах * tg ((2.2)
Sмах. = Ц (еPмах.) + (SQмах.) (2.3)
Pном. - Номінальна потужність споживача, кВтn - число споживачів, шт.
Кспр. - Коефіцієнт попитуеPмах. - Сума потужностей споживачів
SQмах. - Сума реактивних потужностей споживачів
1) Знаючи cos (, знаходжу за допомогою калькулятора tgY.
2) Знаходжу максимальну потужність Pмах. за формулою (2.1)
Pмах. = 12500 * 4 * 0.9 = 45000 кВт
3) Знаходжу Qмах. і Sмах. за формулами (2.2) та (2.3)
Qмах. = 45000 * 0.48 = 21600 квар
Sмах. = Ц45000 + 21600 = 49916 кВ * А
Втрати потужності в трансформаторі:
(Pтр = 0.02 Sмах.
(2.5)
Qтр = 0.1 Sмах.
(2.6)
Sмах. - максимальна повна потужність споживачів.
Pтр = 0.02 * 49916 = 998 кВт
Qтр = 0.1 * 49916 = 4991.6 квар < p> Втрати потужності в лінії:
Pл = 0.03 * Sмах.
(2.7)
Pл = 0.03 49916 = 1497.5 кВт
Визначаємо повну розрахункову потужність споживачів з урахуванням втрат
SSрасч .= Ц (РТР + РЛ + SРмах.) + (Qтр + SQмах.)
SSрасч .= Ц (998 +1497.5 45000) + (4991.6 21600) = 54432.9 кВ * А
Визначаємо середньозважений коефіцієнт потужності в ЕС cos (= PSрасч./SSрасч. = РТР + РЛ + Р мах./Sрасч.S (2.9)
cos (= 998 +1497.5 45000/54432.9 = 0.87
2.2 Компенсація реактивної потужності
Для забезпечення продуктивної роботи системи енергопостачання моєї груписпоживачів на шинах споживачів коефіцієнт потужності cos Y повинен бути вмежах від 0.92 до 0.97
Як компенсуючого пристрою використовуємо батарею статичнихконденсаторів, підключену до кожної секції шин споживачів паралельнонавантаженні (поперечна компенсація).
Тому що як привід на КС використовується синхронні двигуни, то вонивикористовуються як компенсуючих пристроїв, працюючи в режиміперенасичення
(cosY випереджаюче), тому додатково ставити КУ не потрібно.
2.3 Вибір числа і потужності силовихтрансформаторів
Вибір марки і кількості трансформаторів пов'язаний з режимом роботи ЕП, цейвибір здійснюється на підставі техніко-економічного порівняння двохваріантів. Підстанція виконується двухтрансформаторной. Отжеумовою вибору потужності одного трансформатора буде наступним:
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформатора за формулою:
Кзн = Sрасч.S/2 * SН. тр
(2.10)
Кзн1 = 54432.9/2 * 32000 = 0.85
Кзн2 = 54432.9/2 * 40000 = 0.68
Sн.тр - повна номінальна потужність трансформатора.
Sтр.расч. = 54432.9/2 = 27216.5 кВ * А
Таблиця 2
Дані розраховуються трансформаторів:
| Марка | Sн.тр | Uном1 | Uном2 | Рк | Рх | uк | ціна К |
| | КВ * А | кВ | кВ | кВт | кВт |% | 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 год
Так як відомо Тмах розраховуємо tмах. за формулою:tмах. = 8760 * (0.124 + Тмах./10)
(2.11)tмах. = 8760 * (0.124 + 6000/10) = 6342 год
Порівнюємо:
1.4 * Sнт> Sрасч.S * Кi
(2.12)
1.4 * 32000 = 44800> 0.75 * 54432.9 = 40824.7
1.4 * 40000 = 56000> 40824.7
За перевантажувальної здатності проходять обидва трансформатора
Знаходимо річні втрати для обох трансформаторів
Wгод .= 8760 * Рх * n 1/n * Pк ((Кзн.) * tмах. (2.13)
Wгод .= 8760 * 28 * 2 +1/2 * 115 * (0.85) * 6342 = 490809.6 кВт * год
Wгод .= 8760 * 28 * 2 +1/2 * 115 * (0.68) * 6342 = 490719.7 кВт * год
Визначаємо вартість втрат:
Іп1 = C0 * Wгод
(2.14)
C0 - вартість одного кВ * години втраченої енергії.
Wгод - річні втрати електроенергії в кВ * годинах
Визначаємо вартість втрат
Іп1 = 63.7 * 490.8 = 31264 т.руб.
Іп2 = 63.7 * 490.7 = 31258 т.руб.
Визначаємо вартість амортизаційних відрахувань для обох варіантів:
Іа = Ра (%)/100 * К * n (2.15)
Іа1 = Іа2 = 6.3/100 * 47 * 10 * 2 = 5921264.6 т.руб.
Визначаємо приведені річні витрати:
З = Ен * К * n + Іа + ІП
(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-нормативний коефіцієнт щорічних відрахувань до бюджету на відновленняобладнання, для електроустановок
Ен = 0.12
К - вартість одного трансформатораn - кількість трансформаторів
За розрахунковими даними для моєї КС підходить трансформатор ТДН 40000/110 --трансформатор трифазний з примусовою циркуляцією повітря іприродною циркуляцією масла, потужність -40 МВА, напруга первинноїобмотки - 110 кВ, вторинної 10.5 кВ.
2.4 Розрахунок струмів короткого замикання.
Розрахункова схема Схема заміщення
Розрахунок для першого точки К.З
Вибираю uб1 на 5% більше номінального на стороні високої напруги
1) uб1 = 115 кВ
Вибираю базисну потужність
2) Sб1 = 4350 МВ (А
3) Розраховую базисний ток
Iб1 = Sб1/Ц3 * uб1
(2.17)
Iб1 = 4350/Ц3 (115 = 21.8 кА
4) Розраховую опір системи
Х (з = Sб1/Sк
(2.18)
Х (з = 4350/4350 = 1
Розраховую опір лінії
Х (л = Xол (Lл ((sB/Uср) (2.19)
Х (л = 0.4 (16.5 ((4350/115)
5) Знаходимо сумарний опір
Хрез (1 = Х (з + Х (л
(2.20)
Хрез (1 = 1 +2.17 = 3.17 < br>6) Знаходимо струм короткого замикання
Iк1 = Іб/Хрез (1
(2.21)
Iк1 = 21.8/3.17 = 6.9 кА
7) Розраховую ударний струм iуд .= (2 (Куд (Iк1; Куд = 1.8 (2.22) iуд .= (2 (1.8 (6.9 = 17.6
Знаходимо потужність короткого замикання
Sк1 = (3 (Iк1 (uб1
(2.23)
Sк1 = (3 (6.9 (115 = 1374.4 МВ (А
Розрахунок для другого точки До . З
Вибираю uб1 на 5% більше номінального на стороні низької напруги
1) uб2 = 10.5 кВ
2) Вибираю базисну потужність для другої точки
Sб2 = 4350 МВ (А
3) Розраховую базисний ток
Iб2 = Sб2/Ц3 * uб2
(2.24)
Iб2 = 4350/Ц3 (10.5 = 239.2 кА
4) Розраховую опір трансформатора
Х (т = uк/100 (sB/Sн.тр (2.25)
Х (т = 16.5/100 (4350/40 = 17.9
5) Знаходимо сумарний опір для другої точки
Хрез (2 = Хрез (1 + Х (т
(2.26)
Хрез (2 = 17.9 +3.17 = 21.1
6) розраховується номінальний струм двигуна
Iдв = Р/cos ((((( 3 (Uпіт
(2.27)
Iдв = 12.5/0.9 (0.978 ((3 (10 = 0.82 кА
7) розраховується струм короткого замикання для другої точки
Iк2 = Iб2/Хрез (2 +4.5 S (Iдв (2.28)
Iк2 = 239.2/21.1 +4.5 (2 (0.82 = 18.72 кА
8) розраховується ток ударний для другої точки iуд .= (2 (Куд (Iк2 (2.29) iуд .= (2 (1.8 (18.72 = 47.7 кА
9) розраховується потужність короткого замикання для другої точки
Sк2 = (3 (Iк2 (uб2
(2.30)
Sк2 = (3 (18.72 (10.5 = 1546.6 МВ (А
Результати розрахунків струмів к.з зводимо в таблицю 3
Таблиця 3
| | Ік | iуд | Sк |
| Точка | кА | кА | МВ * А |
| К1 | 6.9 | 17.6 | 1374.4 |
| К2 | 18.72 | 47.7 | 1546.6 |
2.5 Вибір живильних ліній
Зв'язок проектованої підстанції із зовнішньою системоюелектропостачання здійснюється за двома годує лініях,так як підстанція двухтрансформаторная. У моєму випадку живлять лініївиконані повітряними. Необхідно вибрати марку і переріз дроту.
1) Визначаємо величину робочого струму в лінії і по ньому вибираємо перетин провідника заздалегідь по нагріву в робочому режимі
Iраб.л = Sраб/(3 ( Uн
(2.31)
Iраб.л = 54432.9/(3 (110 = 285.7 A
Попередньо я вибираю марку АС-95
Iдоп .= 330 А r0 = 0.30599 ОМ (км
S = 95.4 мм х0 = 0.4 ОМ (км
2 ) Перевіряємо вбрання перетин по втраті убрана
(Uл = ((3 (Iдоп (Lл ((r0 (cos (+ х0 (sin ()/Uн) (100 (2.32)
(Uл = ((3 (330 (16.5 ((0.31 (0.95 +0.4 (0.31)/110000) (100 = 3.6%
3) Перевіряємо перетин з економічної щільності струму
Iек = 1.4 А/мм
Sек = Iраб/Iек
(2.33)
Sек = 285.7/1.4 = 204 мм
4) Перевіряємо вбрання перетин на термічну стійкість
Sт.уст. = (Iк1 ((tвикл + tр.з)/C
(2.34)
Sт.уст. = (6.9 (10 ((1 +0.05)/88 = 80.35 мм
Sт.уст. = 80.35 Остаточно вибираємо марку проводу повітряної лінії так як всі параметрисошлісь.Вибіраю марку проводу АС-95.
