Нефтедобывающая отрасль для России является одной из основных. Продукция нефтедобывающей отрасли используется как на внутреннем рынке, так и на внешнем. Рост добычи нефти и газа, а также открытие и освоение новых месторождений ставит задачу применения новых технологий при проектировании систем электроснабжения нефтедобывающих месторождений.
Россия занимает второе место по производству электрической энергии, уступая этим лишь США. Производство энергии из нефти и газа Россией в процентном соотношении достигло 80%, а российская энергетика — это около 600 тепловых электростанций, при этом основной потребитель электроэнергии в нашей стране – это промышленность (62%).
Размещение производств и предприятий значительно зависит от расположения топливноэнергетических ресурсов.
На первом этапе освоения и разработки месторождений должна быть спроектирована эффективная система электроснабжения, отвечающая условиям минимальных затрат и высокой степени эффективности и надежности.
При проектировании систем электроснабжения необходимо максимально использовать наработанные типовые унифицированные проекты электроснабжения с учетом специфики региона.
Темой выпускной квалификационной работы является «Разработка системы электроснабжения Возейского нефтяного месторождения» которая является актуальной.
В рамках выполнения выпускной квалификационной работы разрабатывается проект электроснабжение нефтедобывающих кустов скважин № 123, №125, №128, №129, №2018, №2053, №2072, электрооборудования цеха №6 принадлежащего ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» выбор состава оборудования подстанции 110/6 кВ, а также линий электропередач для доставки электроэнергии на кусты нефтедобычи и цеховое оборудование Возейского месторождения.
Задачи выпускной квалификационой работы является:
1. Разработка проекта электроснабжения скважин на напряжение ниже
1000 В;
2. Разработка электроснабжения вспомогательных цехов
месторождения;
3. Разработка проекта внешнего электроснабжения месторождения.
При разработке проекта необходимо использовать современное преимущественно отечественное оборудование, а также стандартные унифицированные проекты для сокращения затрат. Кроме того, должны быть проанализированы и учтены климатические особенности региона месторасположения месторождения.
1 Параметры и характеристика нефтяного месторождения
1.1 Расположение и климатические условия
Данные электропотребители находятся на Возейском нефтяном месторождении. Данное нефтяное месторождения располагается на территории Усинского района Республики Коми, располагается за полярным кругом, нефтедобычу ведет предприятие ОАО «Лукйол-Коми».
Разработка лабораторной работы «Разборка-сборка редуктора заднего ...
... редуктора. 1 Цель и задачи лабораторной работы 1.1 Разработка лабораторной работы «Разборка-сборка редуктора заднего моста» Цель работы: приобретение знаний, умений и навыков в определении и устранении неисправностей, в разработке технологических процессов сборки редуктора заднего моста ...
Возейское нефтяное месторождение согласно сайту «Гисметео» обладает следующими климатическими условиями:
- среднегодовая температруа воздуха -5оС;
- абсолютная минимальная температура воздуха -53оС;
- абсолютная максимальная температура воздуха +34оС;
- ветровая нагрузка IV района по СП 20.13330.2011 – 0,48 кПа;
- снеговая нагрузка расчетная для V района по СП 20.13330.2011 и СНиП 2.01.07-85* — 3,2 кПа;
- сейсмичность — неактивная зона;
- зона влажности — нормальная.
- тип атмосферы — II (промышленная) по ГОСТ 15150-69.
Оборудование, располагаемое на данной местности должно иметь категорию размещение УХЛ1 и рассчитываться для работы в перечисленных выше климатических условиях.
1.2 Главные технологические процессы нефтедобычи
В нефтедобыче технологический процесс осуществляет поэтапно следующие процессы:
1) Добыча нефти и попутного газа через нефтедобывающие скважины;
2) Прохождение нефти и попутного газа через измерительные
установки АГЗУ, которые отделяют нефть от попутного газа и
производят подсчет данного сырья;
3) Транспортировка нефти с помощью ДНС (дожимных насосных
станций) которые создают необходимое давление в коллекторе;
4) Прохождение эмульсии нефти через УПН (установку подготовки
нефти) для очистки её крупных примесей и разделения на газ, воду и
саму нефть для её транспортировки;
5) Очистка от газа, конденсата и прочих вредных примесей, а также
прохождение через компрессионные насосные станции (КНС) с
помощью которых создаться давление необходимого для
транспортировки нефти;
6) Возврат полученной при очистке эмульсии воды назад в пласт;
1.3 Основные потребители электроэнергии и электрической нагрузки, создаваемые ими
Главные потребители электрической энергии:
1) Погружные нефтяные насосы центробежного типа (ЭЦН);
2) Нефтяные насосы — станки качалки;
3) Блок боксы насосов при ДНС;
4) Установки подготовки нефти (УПС);
5) Замерные установки АГЗУ
6) Блоки дозированной подачи реагента (БР)
По надежности электроснабжения ГЗУ, ДНС скважины относятся ко II категории, КНС — к III категории.
2 Электроснабжение и электрооборудование нефтедобычи
2.1 Технологическая часть
Оборудование необходимое для нефтедобычи на Возейском нефтяном месторождении находиться с учетом пожарной безопасности и технологического процесса, все установки в цеху оснащены системой пожарной сигнализации и автоматизированной системой пожаротущения. Оборудование цеха №6 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» приведено в таблице 1. Таблица 1 – Технологическое оборудование нефтепромысла
Потребляемый Название электропотребителя эл. ток;
кВт
Компрессорная насосная станция (КНС) Операторная 15 Мастерская 13 Котельная 36 Установки охлаждения газа 104,4 Блок насосов 55,85
Установка подготовки нефти (УПН) Операторная 6,3 Лаборатория нефти и газа 45 Пункт приёма привозной нефти 98,6 Установка очистки жидкости 210 Установка подготовки нефти 187,8
Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...
... Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки ... развитие пермской нефти. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,65. Месторождение обладает хорошими ... забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление ... Уньвинское ...
База цеха №6 РММ 55,7 Общежитие 14 Столовая 55,7 Автозаправочная станция 5,6 Пожарная часть 105,5 Здание управления 16.3
Помимо данного оборудования в цех №6 обслуживающий Возейское нефтяное месторождение входит 7 нефтедобывающих кустов на которых находиться 28, оснащенных измерительным оборудованием АГЗУ, блоками БР, освещением, насосным оборудованием, таким как погружные насосы ЭЦН и станки качалки разной мощности.
Основные потребители на данных кустах это ЭЦН насосы и станки качалки, которые работают от КТП находящихся недалеко от устья скважины.
Режимы работы и тех, и других продолжительный, оба имеют в составе трехфазные асинхронные двигатели, разница состоит в схеме питания, так как станок качалка установлен непосредственно на скважину снаружи, питание его осуществляется напрямую от КТП через блок управления установленный непосредственно на самом станке и питается трехфазным током напряжением 380 вольт и частотой 50 герц для этого обычно используется кабель ВВГнг 5х35 проложенный в металлических лотках по кабельной эстакаде. С ЭЦН насосами схема немного сложнее, так как насос погружается непосредственно в скважину, на Возейском месторождении глубина скважин может достигать 3000 метров, поэтому питание в 380 вольт как для обычного станка качалки невозможно, для питание данных насосов используются повещающие трансформаторы ТМПН разных мощностей в купе со станциями управления «Борец» которые установлены перед ними. Напряжение, которое выдают данные трансформаторы в среднем для
Возейского месторождения это 3000 вольт. Питание трансформаторов обычно
осуществляется кабелем ВВГнг 4х50, из ТМПН до соединительной коробки КПК-2 находящейся у устья скважины осуществляется высоковольтным бронированным кабелем ВБбШв-6 3х35 или 3х50, далее в самой скважине до насоса питание происходит с помощью кабеля специально кабеля, использующего именно для погружных высоковольтных насосов КППБК 3х35. Нагрузка, создаваемая данными приборами симметричная и равномерная. По степени бесперебойности все они принадлежат третьей категории.
Замерные установки (АГЗУ) потребляют значительно меньшее, основные потребители в них, это установки обогрева и вентиляция, питание АГЗУ осуществляется трехфазным током частотой 50 герц и напряжение 380 вольт, средняя мощность 5кВт. Так же для регулирования, автоматического отключения и т. д. используются электрозадвижки, параметры и потребление тока примерно аналогично АГЗУ. Все данные электропотребители относятся к третьей категории.
Следующие потребители – дожимные насосные станции, они в основном состоят из насосов, в среднем силы приводов насоса 45 кВт, а режим работы продолжительный, по степени бесперебойной работы они принадлежат к третьей категории.
2.2 Электрические нагрузки силовых потребителей нефтяного месторождения
2.2.1 Расчётных нагрузок нефтяного месторождение на низкой стороне напряжением до 1000В
Рассчитаем общие нагрузки по цеху с помощью подсчета общего коэффициента электронагрузки, так же для потребителей до 1000В раздельно подсчитаем нагрузку нефтедобывающего куста № 123 целиком.
Определим нагрузку КТПН 6/0,4 кВ нефтедобывающего куста № 123, в соответствии со следующими данными ЭП:
1) ЭЦН Насос; Ки = 0,6; cosφ = 0,89; tgφ = 0,512; рн = 30,0 кВт;
Компенсация реактивной мощности
... нагрузке (например, в ночное время, в выходные и праздничные дни) части силовых трансформаторов. 3. Средства компенсации реактивной мощности Для искусственной компенсации реактивной мощности, ... нормативным показателем, характеризующим потребляемую промышленным предприятием реактивную мощность, был средневзвешенный коэффициент мощности. Средневзвешенный коэффициент мощности за время t (5) где и ...
2) ЭЦН Насос; Ки = 0,5; cosφ = 0,89; tgφ = 0,512; рн = 30,0 кВт;
3) ЭЦН Насос; Ки = 0,7; cosφ = 0,89; tgφ = 0,512; рн = 30,0 кВт;
4) Станок — Качалка; Ки = 0,8; cosφ = 0,8; tgφ = 0,75; рн = 22,0 кВт;
- Расчет нагрузки рассматривается на примере КТП-123 с АВР и двумя трансформаторами.
- Общее количество насосов — 4 шт., Ки =0,639;
- cosφ = 0,89;
- tgφ = 0,512;
- рн = 112,0 кВт.
Определяем наивысшие нагрузки по графику за самую загруженную рабочую смену по следующим формулам:
Pсм К и
- рн ·n
Qсм Pсм ·tg
где Pсм, Qсм — реактивная и активная электрически нагрузки за наиболее загруженную рабочею смену, в кВт, кВар; n — количество электроприемников; tgφ — коэффициент мощности. Ки — коэффициент использования;
Рсм = 0,639·112,0 = 71,6 кВт
Qcм = 71,6·0,512= 40,865кВар. Рассчитаем коэффициент использования группы электроприемников по следующей формуле:
Рсм
К иг ,
Рн
71,6
К иг 0,64. Для расчёта числа элеткроприемников nэ определяем величину n Pн2 , по формуле:
n Pн2 3 302 222 3184кВт2 . Определяем эффективное число ЭП по формуле:
n 2
Рн
nэ n
n Р 2
н
112 2
nэ 3,3.
3184 Принимаем число n э 3 как количество Определяем активную мощность Рр , кВт :
Рр К р Рсм ,
Рр 1,12 71,6 87,35 кВт.
Определяем реактивную нагрузку Q р , кВар :
Qp 1,1 Qсм ,
Qр 1,1 40,865 44,95 кВар.
Рассчитываем полную мощность Sp, кВА, по формуле:
Sр Р р2 Q р2 ,
Sр 87,352 44,952 98,24 кВар.
Рассчитываем значение токовой нагрузки Ip:
SР
IР ,
UН 3
98,24
Iр 141,79 А
0,38 3
Расчет трехфазных нагрузок силовых электроприемников напряжением до 1000В закончен. Нагрузка однофазных электроприемников на столько мала, что ей можно пренебречь.
3 Расчет электрических нагрузок нефтедобывающего
месторождения
В первую очередь при проектировании электроснабжения нефтедобывающего месторождения является расчет всех электрических нагрузок. Расчет электрических нагрузок нужен для подбора и проверки силовых трансформаторов, проводников электрической энергии, компенсирующих устройств и так далее. От корректного определения электрических нагрузок потребителей зависят необходимые затраты на строительство электросетей и систем электроснабжения данного нефтедобывающего цеха, надежность работы электрооборудования и расходы на его эксплуатацию.
Для данного проектируемого нефтяного месторождения вся мощность задается по объектам, перечисленным выше.
Для определения электрических нагрузок, воспользуемся расчетом по коэффициенту спроса. Определение нагрузок проведено на основании данных о общей установленной мощности объектов нефтедобычи, включая их освещение. Также учитывается коэффициент мощности и коэффициент спроса.
Для групп электроприемников одинаковых по режиму работы расчетную нагрузку определяем по следующим формулам:
Компенсация реактивной мощности в сетях 6/10 кВ
... что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества потребляемой электрической энергии непосредственно в сетях промышленных предприятий, увеличение загрузки трансформаторов с целью достижения максимальной эффективности ...
Рр К с Р уст ,
Qр Р р tg ,
Sp P2 Q2 ,
Здесь Р р — активная мощность, в кВт; S р — определенная мощность для всех электроприемников.
Р уст — активная мощность всех рассчитываемых электроприемников, в кВт;
- Q р — расчетная реактивная мощность, в кВар;
- Кс — коэффициент спроса;
- tg — коэффициент реактивной мощности;
По формуле расчетная нагрузка нефтедобывающего месторождения (цеха и кустов нефтедобычи) Sр∑ определяется как сумма всех расчетных нагрузок, располагающихся на данных объектах и рассчитывается по формуле:
n 2 n 2
Sр Ppi Q pi ;
i 1 i 1
4 Выбор количества и мощности трансформаторов
4.1 Подбор понижающих трансформаторов напряжением 6/0,4 кВ
Мощность и количество трансформаторов на нефтедобывающем объекте зависит от двух основных параметров, это категория потребителей, так как у нас у фактически у всех потребителей категория бесперебойной работы оборудования третья, нам необходимо в каждое КТП установить минимум 2 трансформатора одинаковые по параметрам, который каждый в отдельности сможет выдерживать нагрузку необходимую для работы объекта нефтедобычи.
Для цехов с химически активной средой, пожароопасных и взрывоопасных объектов, среды которых могут воздействовать на оборудование подстанции, а также в случаи питания групп мелких разбросанных объектов с общей нагрузкой до 1000 кВА, запитывают от отдельно стоящих подстанций.
Также при проектировании необходимо и учитывать возможность расширения производственных мощностей предприятия и отдельных цехов. Для этого необходимо предусмотреть возможность установки в КТП трансформаторов большей мощности. Например, при установке трансформатора с мощностью 400 кВА предусматривают габаритные камеры и под трансформатор с мощностью 630 кВА и так далее.
Более того, если предприятие или цех имеют потребителей первой категории, то установка двух трансформаторов, выполняющих резервирование электропитания обязательна, при этом резерв должен вводится автоматически.
Для КТП с наличием потребителей второй категории возможна установка одного трансформатора. Резервная линия может заводится от другой, смежной подстанции, путем прокладывания перемычки на стороне низкого напряжения. Но в большинстве случаев применяют двух трансформаторные подстанции.
На КТП не рекомендуется установка более двух трансформаторов, поскольку это ведет к усложнению электрических схем и увеличению капитальных затрат. Самыми дешевыми являются одно трансформаторные станции, однако если график нагрузки предприятия резко меняется в течении суток, то в целях экономии электрической энергии применяют двух трансформаторный вариант. Иногда встречаются варианты с тремя и более трансформаторами, но они очень редки и применяются в особых случаях. Также при выборе трансформаторов в КТП необходимо стремится к тому, чтобы все они имели одинаковую мощность.
Расчет мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки каждого электропотребителя и коэффициента загрузки.
Разделим расчетную нагрузку по КТП (таблица 2).
Таблица 2 – Общая нагрузка для каждой КТП
Категория Pр ; Qр ; Sр ; Объект где установлено КТП
потребителя кВт кВар кВА
1 2 3 4 5
КТП-123 Нефтедобывающий куст № 123 III 87,35 44,95 98,24
Расчет эксплуатационных режимов работы силовых трансформаторов
... работе. где P 0 — активные потери холостого хода трансформатора, кВт; ?Q 0 — реактивные потери, кВар. P к.з. — наведенные потери мощности к.з. трансформатора, кВт. ?Q к.з. — реактивные потери к.з. трансформатора, кВАР; ... а второй, с меньшим напряжением к.з. перегружен на -4,7%. 7. Экономические режимы работы трансформаторов Входные данные: SН, кВА Uн1,кВ Uн2,кВ P0хх, кВт Pк, кВт Uк% I0,% ...
КТП-125 Нефтедобывающий куст № 125 III 95,12 57,45 111,12
КТП-128 Нефтедобывающий куст № 128 III 66,92 23,96 71,1
КТП-129 Нефтедобывающий куст № 129 III 101,38 58,77 117,19
КТП-2018 Нефтедобывающий куст № III 96,54 57,78 112,51 2018
КТП-2053 Нефтедобывающий куст № 61,57 49,47 78,99
III 2053
КТП-2072 Нефтедобывающий куст № III 80,3 48,17 93,64 2072
КТП-1 Насосная компрессорная
II 148,7 141,15 206,5 станция
КТП-2 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 УПН II 415,7 323,3 529,02
КТП-3 Цех №6 III 182,4 169,15 239,33
ИТОГО по всем КТП 1566,34 1116,872 1939,904
Выберем мощность и количество трансформаторов для КТП куста № 125:
1) Количество трансформаторов на КТП регламентируется в основном категорией потребителя, для потребителей категории III, мы понесем существенные экономические потери при отсутствии электричества на объекте, поэтому будем использовать два трансформатора, но рассчитываем один, так как второй трансформатор предназначен для резервирования нагрузки.
2) Примерная мощность трансформатора S ор .тр . . расчитывается по следующей формуле:
Sр
S ор.тр. ,
n Кз
где S р — рассчитанная мощность Т-1;
- n — количество трансформаторов;
- Кз — коэффициент нагрузки трансформатора.
111,12
S ор.тр. 158 ,7 кВА.
1 0,7
3) Из каталога подобрали трансформатор, приближенный по нашим параметрам: ТМЗ-160/6/0,4/У/Ун-0 (n = 1 шт.).
4) Рассчитаем коэффициент нагрузки трансформатора:
Sр
К з’ ,
n S ст.тр.
где Sст.тр . – стандартная расчетная мощность трансформатора.
111,12
К з’ 0,69.
1 160
5) Расчет мощности трансформаторов учитывает реактивную мощность, для сетей 0,4 кВ.
Для расчета максимальной реактивной мощности трансформатора Qmax. т. используем формулу:
Qm ax. тт 1,1 n К з’ S ст.тр 2
р ,
где 1,1 — коэффициент учитывающий, что данные трансформаторы имеют загрузку, не превышающую 0,9 и коэффициента сменности по энергоиспользованию имеет значение 0,9, поэтому для масляных трансформаторов может быть допущена систематическая перегрузка 10% в течение одной смены.
Qmax.тт 1,1 1 0,69 160 95,12 2 75,5 кВар.
Текущие расчеты показывают нам, что трансформаторы могут выделить в сеть 0,4 кВ нужное количество реактивной мощности, проверяется данной значение по следующему условию:
- Qmax.т. 75,5 > Qр 57,45
6) В текущих условиях и классе электропотребителей в КТП предусмотрено по два одинаковых трансформатора, но все вторые трансформаторы используются как резервные, способные долговременно держать нагрузку всего объекта при неисправности первого или выводе его в ремонт. Произведем испытание этих трансформаторов на систематическую перенагрузку.
Для данного вида нагрузок обозначенного на графике рисунка 1, испытаем выбранные ранее нами трансформаторы и периодичную перенагрузку.
Перегрузка S ав.т.кВА определяется по следующей формуле:
S ав.т. К доп S н.т. , где К доп — коэффициент периодической перегрузки трансформаторов.
Так как номинальная мощность трансформатора превышает мощность данного узла, то есть выполняется условие:
Компенсация реактивной мощности (3)
... отключение малозагруженных силовых трансформаторов с переводом нагрузки на другой трансформатор. Так как коэффициент реактивной мощности в нашей работе превышает нормативный, делаем вывод о необходимости компенсации реактивной мощности. Снижение потребления реактивной мощности не всегда возможно ...
- Sн.т. = 160 кВА > 111,12 кВА = Sр
Следовательно, если выполняется данное условие, то трансформаторы на систематическую перегрузку не проверяются.
В КТП куста скважин № 125 предусматриваем трансформаторы ТМЗ160/6/0,4. параметры которых выписаны в таблицу 4.
Так же производим расчет параметров трансформаторов для всех КТП установленных на Возейском месторождении и выпишем их в таблицу 3. Таблица 3 — Параметры трансформаторов Uвн; ΔPхх; Iхх; ΔPкз; Uкз; Uнн;
- Sст.тр; в кВ кВт % кВт % кВ
кВА
6,0 0,51 4 2,65 5,5 0,4 160
6,0 0,74 3,5 3,7 5,5 0,4 250
6,0 1,3 3 5,4 5,5 0,4 400
6,0 2 1,5 7,3 5,5 0,4 630
Рисунок 1 – График электрической нагрузки в зависимости от времени
Таблица 4 – Используемые нами трансформаторы и мощность и количество
Объекты и используемые трансформаторы Данные полученные в ходе расчетов КТП- КТП- КТП- КТП- КТП- КТП- КТП КТП- КТП КТП-2018
1 2 3 123 125 128 -129 2053 2072
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Типы трансформаторов ТМЗ ТМЗ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ
SрΣ, кВА 206,5 529,02 250,23 98,24 111,12 71,08 117,19 112,51 78,99 93,64
Sор.тр., кВА 250 630 400 160 160 160 160 160 160 160
n, шт. 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1
Кз 0,8 0,8 0,6 0,6 0,7 0,4 0,7 0,7 0,5 0,6
Sст.тр., кВА 250 630 400 160 160 160 160 160 160 160 К’з 0,8 0,8 0,6 0,6 0,7 0,4 0,7 0,7 0,5 0,6
64,5 Qmax.т., кВар
429,2 1087 207,1 63,62 76,77 40,44 79,61 77,44 61,30 1
48,1 Qр, кВар
141,15 323,3 170,17 44,952 57,451 23,961 58,769 57,781 49,473 71
4.1.1 Расчет мощности, теряемой трансформаторами при понижении напряжения с 6 до 0,4 кВ
Рассчитаем потери мощности для КТП на нефтедобывающем кусте №125:
- рассчитаем потери активной энергии Pт , кВт :
1 Sp
т n хх кз ,
n S тр. ст
При этом Pхх и Pкз — потери которые происходит при холостой работе трансформатора и коротком замыкании, кВт.
111,12
т 1 0,51 1 2,65 1,78 кВт.
- расчитываем потери реактивной мощности Q т , кВар :
n I хх Sст.тр 1 U кз S p
Qт ,
100 n 100 Sст.тр При U кз и I хх потери которые происходит при холостой работе трансформатора и коротком замыкании, в процентном соотношении.
1 4 160 5,5 111,122
Qт 10,6 кВар.
100 100 160
Рассчитаем мощность Т-1 при этом прибавляя к ней возможные потери:
- Рассчитаем активную мощность Pтп , кВт , :
Ртп Рр Рт ,
Ртп 95,12 1,78 96,9 кВт.
- Рассчитаем реактивную мощность Q тп кВар :
Qтп Qp Qт ,
Q тп 57, 45 10,6 68,05 кВар.
- Рассчитаем полную мощность S тп кВа :
2 2
Sтп Pтп Qтп ,
Sтп 96,92 68,052 118,6 кВА.
По такому же принципу определяем полную мощность для всех КТП, а результаты расчетов сводим в таблицу 5. Таблица 5 — Расчетная нагрузка с учетом потерь в трансформаторах Трансформат орная Ртп; ΔРт; ΔQт; Sтп; Qтп; подстанция кВт кВт кВар кВА кВар
1 4 2 3 6 5 КТП-11 151,44 3,30 2,74 222,75 163,34 КТП-12 422,27 6,57 6,57 551,29 354,42 КТП-13 184,71 3,41 3,41 265,55 190,78 КТП-123 88,86 1,72 1,51 104,33 54,67 КТП-125 96,91 2,00 1,79 118,6 68,05 КТП-128 67,96 1,23 1,03 75,16 32,10 КТП-129 103,32 1,83 1,93 124,73 69,89 КТП-2018 98,36 2,04 1,82 119,88 68,53 КТП-2053 62,73 1,36 1,16 85,45 58,02 КТП-2072 81,72 1,62 1,42 99,97 57,59 ИТОГО: 47,49 513,25 511,05
Приборы для измерения электрического напряжения и тока магнитоэлектрического, ...
... пропорционален измеряемому току I. Поэтому магнитоэлектрические приборы имеют равномерную шкалу. чувствительностью прибора постоянной прибора Для того чтобы любой электроизмерительный прибор обеспечил требуемую точность измерений, ... быть включена в электрическую цепь последовательно или параллельно двум точкам, между которыми действует некоторое напряжение. В первом случае прибор будет работать в ...
4.1.2 Подбор исполнения КТП на объектах нефтяного месторождения
В выпускной квалификационной работе мы будем использовать КТП 6/0,4 кВ наружной установки с двумя секциями, обледенёнными с помощью АВР, способными по отдельности выдерживать максимальную нагрузку на каждом из объектов где они установлены, при этом во избежание простоя оборудование, все электропотребители, подключенные КТП примерно в одинаковой степени расформировываются по её обоим секциям, что приведет к меньшей нагрузки отсутствию простоя у оборудования, все КТП снабжены освещением, разделенными секциями между высоковольтной и низковольтной частью, имеют видимое заземление в двух и более точках и установленные на металлические площадки. Для питания высоковольтной части КТП в основном используются воздушные вводы, но предусмотрен и кабельный ввод в нижней её часте.
Все данные об используемых нами КТП сведены в таблицу 6 Таблица 6 — Каталожные данные КТП Параметры КТП КТПН-72М-400 КТПН-72М-250 КТП-250 КТПН-72М-160
1 5 3 4 2 Номинальная
мощность
400 250 250 160 трансформатора,
кВА
Ввод Воздушный Воздушный Кабельный Воздушный Тип силового
2хТМ 2хТМ 2хТМЗ 2хТМ трансформатора
Тип коммутационного — — — аппарата:
на вводах и
ВА ВА Э40 ВА секционных 0,4 кВ на отходящих
АЕ АЕ АЕ АЕ линиях 0,4 кВ на стороне 6 кВ РВЗ-6/400 РВЗ-6/400 РВЗ-6/400 РВЗ-6/400
4.2 Подбор количества и номинальной мощности трансформаторов
нефтедобывающего цеха №6 напряжением 110/6 кВ
Количество трансформаторов определяется исходя из категорий потребителей, находящихся на объектах, питаемых ГПП, исходя из данным принятых нами ранее выбираем для установки два трансформатора с возможностью резервирования.
Рассчитаем общую мощность S р , кВA :
Sр Sтп Sдв Sпос ,
где Sдв — суммарная нагрузка электродвигателей, кВA;
- Sпос , — нагрузка села «Усть-Уса».
Sр 1939,9 1169 4951 8059,9 кВА.
Рассчитаем мощность трансформатора Sор.тр , кВA :
Sр
S ор.тр. ,
n Кз
8059 ,9
S ор.тр. 10074,9 кВА.
2 0,4
Выбираем два трансформатора ТДН-6/110
Рассчитываем коэффициент нагрузки трансформатора К з’
Sр
К з’ ,
n Sст.тр
8059,9
К з’ 0,4.
2 10000
Так же испытываем данные трансформаторы на работу в аварийном режиме в соответствии с графиком нагрузки:
S ав.т. К доп S н.т. ,
Sав .т. 1,1*10000 11000 кВА
Sав .т. 11000 кВА 8059,9 кВА Sр
Трансформаторы проверены и подходят. На главную понижающую подстанцию устанавливаем два трансформатора типа ТДН-6/110. Параметры трансформаторов приведены в таблице 7. Таблица 7 – Параметры трансформаторов ТДН-6/110
Uвн; Iхх; ΔPкз; Uнн; ΔPхх; Uкз; Sст.тр; кВА
кВ % кВт кВ кВт % 10000 115,0 0,85 60,0 6,5 14,0 6,5
Рассчитаем потери мощности:
Разработка цифрового измерителя мощности постоянного тока
... тока мощность измеряют электро- или ферродинамическим ваттметром. Мощность может быть также подсчитана перемножением значений тока и напряжения, измеренных ... ИИС Объектом проектирования является цифровой измеритель мощности постоянного тока, предназначенный для контроля мощности в электрической цепи ... виде алюминиевой чаши. Катушка состоит из отдельных секций, соединенных с пластинами коллектора 7, по ...
- Рассчитаем потери активной энергии:
1 Sp
т n хх кз ,
n S тр. ст
1 8059,9
т 2 14 60 47,49 кВт.
2 10000
- Рассчитаем потери реактивной энергии:
n I хх S ст.тр 1 U кз S p2
Qт ,
100 n 100 S ст.тр
2 0,85 10000 1 6,5 8059 ,9 2
Qт 511,05 кВар.
100 2 100 10000
Рисунок 2 — Совмещенный суточный график нагрузки
5 Компенсация реактивной мощности
Большинство электроприемников потребляет из сети ток, отстающий от приложенного к зажимам напряжения. Это связано с наличием индуктивностей, создающих магнитный поток, необходимый для функционирования ЭП. Примем, что приемник электроэнергии присоединён к источнику синусоидального напряжения потребляет синусоидальный ток, сдвинутый по фазе относительно напряжения на угол ср.
Мгновенная мощность, переносимая переменным (синусоидальным) током, — это произведение мгновенных тока и напряжения. Мгновенная мощность — тоже синусоида, но двойной частоты. Мгновенная мощность положительна при совпадении знаков тока и напряжения грузку.
Введенное понятие «реактивная мощность» отражает обменные процессы передачи энергии на переменном токе. Протекает РМ по элементам сети, загружая их, вызывает в них потери активной и реактивной мощности, вызывает падение напряжения, но не производит полезной работы в нагрузке, так как количество энергии в целом за период, перенесенной центрированной синусоидой в одном направлении, равно количеству энергии, перенесенной в обратном направлении. По этой причине произведение РМ на время не является энергией и нет понятия «реактивная энергия»
При наличии индуктивностей в нагрузке часть периода электромагнитной энергии запасается, а в другую часть периода она поступает обратно в основной источник энергии — генератор. В целом за период количество энергии, переданной от генератора в нагрузку, больше (на величину активной мощности), чем переданной от нагрузки в генератор. Происходит перенос энергии от генератора в нагрузку. Аналогичные процессы происходят, если в нагрузке присутствует не индуктивность, а емкость, т. е. есть нагрузка потребляет ток, опережающий напряжение.
Определим Qэ кВар :
Qэ Рр tg э.н. ,
где Рр — общая активная нагрузка на шинах трансформатора, без учета
потери на трансформацию, кВт.
Pр Pтп Pдв Pсел
где Pмн — активная нагрузка кВт;
- Pдв — активная погружных двигателей кВт;
- Pсел — активная нагрузка села «Усть-Уса», кВт.
Pр 1566,34 1024 4278 6868,34 кВт.
Qэ 6868,34 0,44 3022,1 кВар.
Qэ Qр ;
- где Qр — общая реактивная нагрузка всех кустов нефтедобычи, кВар.
Qр Qтп Qдв Qсел
где Qтп — суммарная реактивная нагрузка низковольтной кВар;
- Qдв — реактивная нагрузка погружных двигателей кВар;
- Qсел — реактивная нагрузка села «Усть-Уса», кВар.
Qр 1116,87 553 2521 4190,9кВар
Qэ 3022,1 кВар 4190,9 кВар Qр
Исходя из расчетов требуется установка конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности.
Результаты распределения мощности конденсаторных установок сведем в таблицу 8. Таблица 8 — Результаты распределения мощности конденсаторных установок Наименование объекта/номер секции на ГПП, от которой запитан данный
Qбк i , кВар
объект
КТП-1 1 и 2 секция ГПП 37,05
КТП-2 1 и 2 секция ГПП 84,86
КТП-3 1 секция ГПП 44,67
КТП-123 1 секция ГПП 11,80
КТП-125 2 секция ГПП 15,08
КТП-128 2 секция ГПП 6,29
КТП-129 1 секция ГПП 15,43
КТП-2018 1 секция ГПП 15,17
КТП-2053 1 секция ГПП 12,99
КТП-2072 1 секция ГПП 12,64
Электродвигатели/1секция ГПП 83,89
Электродвигатели/2секция ГПП 83,89
поселок «Усть-Уса»/1 секция ГПП 249,40
поселок «Усть-Уса»/2 секция ГПП 273,07
Таблица 9 — Результаты распределения мощности конденсаторных установок с учетом потерь в трансформаторах. Наименование объекта/номер секции на ГПП, от
Qвбк i , кВар
которой объект запитан
КТП-1 1 и 2 секция ГПП 59,24
КТП-2 1 и 2 секция ГПП 115,97
КТП-3 1 секция ГПП 65,27
КТП-123 1 секция ГПП 21,52
КТП-125 2 секция ГПП 25,72
КТП-128 2 секция ГПП 14,43
КТП-129 1 секция ГПП 26,55
КТП-2018 1 секция ГПП 25,92
КТП-2053 1 секция ГПП 21,53
КТП-2072 1 секция ГПП 22,06
Электродвигатели/1секция ГПП 83,89
Электродвигатели/2секция ГПП 83,89
поселок «Усть-Уса»/1 секция ГПП 249,40
поселок «Усть-Уса»/2 секция ГПП 273,07
ИТОГО 1153,36
Производим выбор конденсаторных установок для ГПП на низкой сторроне из каталога и выбираем:
Четыре установки УК-6,5-300У3С.
5.1 Финальное определение модели трансформатора
Определим мощность трансформаторов главной понижающей подстанции с расчетом реактивной мощности:
Вычислим активную мощность Р ГПП
, ,:
Р ГПП
Рр РГПП ,
Р ГПП 6868,34 47,49 6915,83кВт.
Вычислим реактивную мощность Q ГПП
,:
Q ГПП
Qр QГПП Qвбк ном ,
Q ГПП
4190,9 511,05 1200,0 3501,95 кВар.
Вычислим полную мощность S ГПП
:
S ГПП
Р 2ГПП Q 2ГПП 6915,832 3501,952 7750,8 кВА.
Вычисляем полную мощность с учетом коэффициента К рм 0,9 :
S ГПП
0,9 7750,8 6975,7 кВА.
Для перспектив развития нефтедобывающего месторождения согласно плану бурения, выбираем трансформаторы мощностью 10000 кВА.
6 Составление картограммы центра электрических нагрузок
Главную понизительную подстанцию ГПП (ее иногда называют главной питающей подстанцией) строят в центре электрических нагрузок месторождения нефтедобычи, исходя из технико-экономических расчетов. Для того, чтоб определить центр этих самых электрических нагрузок, выполняют построение картограммы электрических нагрузок, которая представляет из себя генеральный план цеха нефтедобычи с показанными на нем осветительными и силовыми нагрузками каждого объекта.
Центр нагрузок мы находим с помощью методов построения равнодействующих нагрузок, которые аналогичны методам теоретической механики.
Наиболее часто в практике применяют систему дробления цеховых подстанций, при которой они располагают внутри цехов или вблизи их. Как правило, мощность таких подстанций не превышает 1000 кВА при вторичном напряжении (напряжение цеховой сети) 380/220 В. Использование такой системы позволяет довольно ощутимо снизить затраты как капитальные расходы, так и эксплуатационные на сеть низкого напряжения (в основном за счет снижения потерь в сетях 380/220 В).
Однако при этом автоматически повышаются затраты на аппаратуру в сетях высокого напряжения, но несмотря на это система с мелкими подстанциями, приближенными к кустам нефтедобычи, оказываются экономически обоснованными и применяются практически во всех крупных предприятиях.
Как и место ГПП, места расположения трансформаторных подстанций 6/0.4 кВ определяют с помощью картограмм электрических нагрузок.
В настоящее время довольно большое количество предприятий, специализирующихся на выпуске электротехнической продукции, выполняет выпуск комплектных малогабаритных трансформаторных подстанций (КТП), которые вполне пригодны для размещения на объектах нефтедобычи, имеют простые схемы электрических соединений, имеющие сборные шины и выключатели на стороне высокого напряжения. К тому же они довольно дешевы и просты, поэтому получили довольно широкое применение.
При нахождении ЦЭН мы применяем метод из теоретической механики, смысл его заключается в том, что вместо массы тел, мы применяем электрические нагрузки объектов расположенных в системе координат Х и У. Расчет центра энергетических производится по формулам из теоретической механики:
n
Si X i
X цэн n
Si
n
Si Yi
Yцэн n
Si здесь X i , Yi — координаты объекта, м;
- Si — расчётная мощность, кВт.
По этой системе расчета центра ЦЭН, будем принимать что на плане нефтедобывающего месторождения нагрузки расположились равномерно, но сами кусты и КТП размещены не так. По этому центр плана не будет совпадать с центром электрических нагрузок месторождения. Для его определения по формулам расположенным выше мы определяем его центр и сводим все данные в таблицу 10 Таблица 10 — Результаты определения ЦЭН №/Название объекта КТП Si∙Xi Si, кВА Yi, км Xi, км Si∙Yi
1 2 6 5 4 3 7 Куст 123 КТП-123 373,31 98,24 1 3,8 98,24 Куст 125 КТП-125 155,57 111,12 1,6 1,4 177,79 Куст 128 КТП-128 263,01 71,08 1,7 3,7 120,84 Куст 129 КТП-129 105,46 117,18 1,1 0,9 128,90
КТПКуст 2018 146,26 112,51 0,8 1,3 90,01
2018
КТПКуст 2053 134,27 78,98 1,2 1,7 94,78
2053
КТПКуст 2072 262,20 93,64 0,7 2,8 65,55
2072
КТП-1 КС 3084,9 791 2,5 3,9 1977,5
6 кВ
КТП-2 УПН 2895,1 1113,5 2,9 2,6 3229,15
6 кВ
КТП-3 Цех № 6 300,27 250,23 2,6 1,2 650,59
6 кВ поселок «Усть-Уса» — 2475,5 4951 1,3 0,5 6436,3 ИТОГО: — 10907,1 8059,9 — — 13382,4
По вышеприведенным формулам определяем координаты центра электрических нагрузок:
10907,1 13382,45
X цэн 1,3км Yцэн 1,66км
8059,9 8059,9
7 Подбор схемы внешнего электроснабжения
В текущем разделе мы выберем схему электроснабжения для главной головной подстанции Возейского нефтяного месторождения, ранее мы уже спланировали её место размещения благодаря вычислению центра электрических нагрузок, в текущем разделе мы разработаем схему, внешнее снабжение головной подстанции осуществляется с помощью высоковольтной линии электропередач напряжением 110кВ, для трансформации этого напряжения ля питания КТП 6/0,4кВ на объектах нефтяного месторождения мы будем использовать два понижающих трансформатора с напряжения 110кВ на напряжение 6кВ, от ГПП будут идти воздушные линии электропередач уже непосредственно на нефтедобывающие объекты.
7.1 Выбор главной схемы электрических соединений
Выбор главной схемы электрических соединений — это важный этап в проектировании электрической подстанции, он определяет её основные характеристики, такие как отказоустойчивость, экономичность, возможность расширения и прочие важные факторы.
В данном разделе мы выбираем главную схему с учетом необходимых нам характеристик уже из существующих схем.
В главной схеме электрических соединений подстанции, расположенной на рисунке 4 учтены факторы отказоустойчивости, например, при повреждении одного трансформатора или выводе его в ремонт мы можем подать питание от второго, отключив секционные выключатель QS5 и включив выключатели QS2 и QS3.
W1
W2
QS1 QS4
QS2 QS3
QS6
QS5
Q3
Q2
T2
T1
Q5
Q4
II
I
Q6
Рисунок 3 — Главная схема электрических соединений ГПП
8 Расчет токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ
В прошлом разделе мы подобрали главную схему электрических соединений, в это разделе нам необходимо рассчитать в разных её участках токи коротких замыканий, данное действие поможет нам в выборе оборудования защищающие линии, а также необходимое сечение кабелей, провод, шин трансформаторов и прочего оборудования.
Согласно главной электрической схемы нашей понижающей подстанции, расположенной на рисунке 4, мы составим с начало расчетную схему в которой уберем лишние оборудование сети и её участков и максимально сократим её, полученная расчетная схема показана на рисунке 5
Рисунок 4 — Расчетная схема
Вычисление производим согласно методу типовых кривых. Вычисляя токи коротких замыканий мы за стандартную нагрузку, мы берем эквивалент равный 10ти или сумма нагрузки всех электропотребителей.
Вычислим токи короткого замыкания для участка на котором расположена К1 .
Берем следующие параметры сети: U б 115кВ ; Sб 100МВА .
Рассчитаем ток I б , кА, Iб,:
Sб
Iб ,
3 Uб
Iб 0,502 кА
3 115
Составим схему замещения путем разложения участков цепи расчетной схемы и замены оборудование на параметры электрической сети, такие как сопротивление и индуктивность от которых зависят наши расчеты.
Рисунок 5 — Схема замещения
Подсчитаем общее сопротивление схемы и примем его к значению: Х *с 0,7 .
Рассчитаем сопротивление ВЛ и примем его как Х *вл1 , согласно следующей формуле:
Sб
X *вл X пл l 2 ,
U лср
где Х пл 44, 4Ом на 100 км — сопротивление круглого проводника поперечным
сечением Sст. 70мм 2 ;
- l 10км — длина ВЛ.
X *вл 0,444 12 0,04
1152
Рассчитаем общее сопротивление линии:
X* Х *с Х *вл 0,7 0,04 0,704
Расчитаем токи период токи КЗ в зависимости от времени t 0 по базисной единице: I»*t 0 1,47.
Переводим коэффициенты и относительные единицы в реальные:
I»К 1 t 0 Iб *I»*t 0 ,
I»К 1 t 0 0,502 *1,47 0,74 кА.
Рассчитаем мощность короткого замыкания. Sкз , МВА :
Sкз I»К 1 t 0 *Sб ,
Sкз 1,47*100 147,0 МВА.
Рассчитаем ударный ток короткого замыкания i уд , кА :
i уд 2,55*I»К1 t 0
i уд 2,55*0,74 1,887 кА.
Все расчеты сводим в одну таблицу 11. Таблица 11 — Результаты расчета токов к.з. Название расчетной I б , кА I»К 1 t 0 , кА i уд , кА Sкз , МВА точки к.з.
1 2 3 4 5
К1 0,502 0,74 1,887 147,0
К2 5,5 3,795 9,68 69,0
8.1 Рассчитаем время короткого замыкания для линий на низкой стороне
Рассчитаем время короткого замыкания для линии t кз линии :
- t кз ( линии ) t р.з. t в TA , где t в — время отработки выключателя;
- TА — базовая постоянная времени в расчете коротких замыканий t 0, TА 0,05сек .
t р.з. — время отработки релейной защиты, t р. з. 0, 01 0, 02сек ;
- Возьмем врем для срабатывания выключателей в t в 0,1сек .
тогда у нас получится:
t кз ( линии ) 0,02 0,1 0,05 0,17сек
8.2 Рассчитаем время короткого замыкания для секционных выключателей на низкой стороне
Рассчитаем общее время короткого замыкания для секционных включателей tкз с.в. , сек :
t кз (с.в.) t р.з. tв TA t,
t кз (с.в.) 0,02 0,1 0,05 0,3 0,47 сек.
8.3 Рассчитаем время короткого замыкания для ячейки ввода на низкой стороне
Рассчитаем общее время короткого замыкания для ячейки ввода tкз я.в. , сек :
t кз ( я.в.) t р.з. tв TA 2 t,
t кз ( я.в.) 0,02 0,1 0,05 2 0,3 0,77 сек.
8.4 Рассчитаем время короткого замыкания для линий на высокой стороне
Рассчитаем время короткого замыкания вводного выключателя на высокой стороне tкз в.в.ВН сек, :
t к.з.(в.в.ВН ) t р.з. tв TA 3 t,
tкз ( в.в.ВН ) 0, 02 0,1 0, 05 3 0,3 1, 07сек .
8.5 Расчет теплового импульса
Рассчитаем тепловой импульс в результате К.З. Bк , кА2 * сек с помощью формулы:
Bк I»2t 0 t кз ,
Рассчитаем тепловой импульс для линий на стороне низкого напряжения:
Вк линии
3,82 *0,17 2, 45 кА2 * сек
Рассчитаем тепловой импульс секционного выключателя на стороне низкого напряжения:
Вк с.в.
3,82 *0, 47 6,78 кА2 * сек.
Рассчитаем тепловой импульс выключателя ячейки ввода низкой стороны:
Вк я.в.
3,82 *0,77 11,12 кА2 * сек.
Рассчитаем тепловой импульс вводного выключателя высокой стороны линии:
Вк в.в. вн
0,752 *1,07 0,81 кА2 * сек.
Для общего представления расчетом все их вводим в таблицу 12. Таблица 12 – Сводная блица вычисления теплового импульса и времени короткого замыкания
Название Bк , кА2 * сек tкз , сек
участка Ячейка ввода на низкой стороне 11,12 0,77 Секционный выключатель 6,78 0,47 Вводной выключатель 0,81 1,07 Отходящая линия 2,45 0,17
9 Подбор оборудования главной понижающей подстанции и
распределительных линий
9.1 Подбор оборудования на стороне высшего напряжения
9.1.1 Подбор оборудования для распределительных линий
Сечение электропроводника Fэк , мм ², рассчитаем по данной формуле:
I раб
Fэк ,
jэк
Рассчитаем рабочий ток I раб , А , подстанции:
S расч
I раб ,
n 3 U ВН
8059,9
I раб 21,18 A.
2 3 110
21,18
Fэк 21,18 мм 2 .
Принимаем сечение провода для высоковольтных линий электропередачи равным 70мм², материал провода алюминий.
Исходя из расчетных данных выбираем провода марки АС-70 мм².
Выбираем провод по Iдоп , А , для возможности питания электрооборудования с помощью всего одной линии электропередач на случай повреждения второй:
I ав I доп ,
I ав 2 I раб , I ав 2 21,18 42,36 А
I ав 42,36 А I доп 210 А
Выбранное нами ранее сечение провода АС 3 х70 мм² удовлетворяет требованиям которое к нему предъявлены ранее.
На главной понижающей подстанции проверяем провода на возникновение короны.
Рассчитываем критическое напряжение электрических полей:
0,299
Еокр 30,3 m 1 ,
r0
0,299
Еокр 30,3 0,82 1 34,75 кВ/см,
0,57
Рассчитаем электрическое напряжение монолитного провода Еmax , кВ / см по формуле:
0,354 U
Еmax ,
Dср
r0 lg
r0
где Dср – примерное среднее расстояние между фазами на главной понижающей подстанции
Dср 1,26 D
Dср 1,26 D 1,26 250 315 см.
0,354 110
Еmax 24,93 кВ/см.
0,57 lg
0,57
Проверяем:
1,07 Еmax 0,9 Eокр ;
1,07 Еmax 1,07 24,93 26,67 кВ/см ;
0,9 Eокр 0,9 34,75 кВ/см 30,49 кВ/см ;
1,07 Еmax 26,67 кВ/см 30,49 кВ/см 0,9 Еокр .
Мы правильно подобрали сечение.
Результаты расчета линий электропередач сводим в таблицу 13. Таблица 13 — Результаты расчета линий электропередачи ГПП Начальные данные Данные полученные
Условия расчета
проводника в ходе расчетов
Fст = 70 мм² Fэк = 21,18 мм² Fст Fэк
Iдоп = 210 А Iав = 42,36 А I доп Iав 1,07 Е max 26 ,67 кВ/см 0,9 Eокр 30,49 кВ/см 1,07 Е max 0,9 Eокр
Полученные расчетные данные удовлетворяют условиям эксплуатации выбранного электрооборудования.
9.1.2 Подбор разъединителей высокого напряжения
Для видимого разрыва электрических линий будем применять разъединители марки SGF с возможностью заземления участков линий.
Выбираем SGF123n100+2Е. Трёхполюсный горизонтально-поворотный разъединитель с двумя заземляющими ножами.
Составим таблицу с критериями и данные из паспорта выбранного разъединителя. Таблица 14 – Данные для проверки разъединителя
Данные из паспорта Необходимые данные Условия выбора
Uр ном = 110 кВ Uном = 110 кВ U р ном Uном
Iр ном = 1600 А Iав = 42,36 А I р ном I расч
iдин = 100 кА iуд = 1,887 кА i дин i уд Iпр.т∙tт = 2500 кА²∙с I 2 t ф = 0,72 кА²∙с 2
I пр.т t т I2 t ф
Наружный Наружный Род установки
Данная модель разъединителя высоковольтных линий подходим нам по рассчитанным характеристикам.
9.1.3 Подбор вводных выключателей для отключения на стороне высокого напряжения
Из каталога для дальнейшей проверки берем элегазовые колонковые выключатели ВГТ-110.
Составим таблицу с критериями и данные из паспорта выбранных элегазовых выключателей. Таблица 14 — Данные для проверки выключателей. Данные из паспорта Необходимые данные Условия выбора
Uв ном = 110 кВ Uном = 110 кВ U в ном U ном
Iв ном = 3150 А Iав = 42,36 А Iв ном I расч
iдин = 102 кА iуд = 1,887 кА i дин i уд
Iотк = 40 кА I 0,74 кА I отк I Iпр.т = 3200 кА²∙с I2 t ф = 0,58 кА²∙с 2
I пр.т t т I2 t ф
Наружный Наружный Род установки
Данная модель выключателя высоковольтных линий подходим нам по рассчитанным характеристикам
9.1.4 Подбор измерительного трансформатора тока
На нашем типе головной понижающей электрической подстанции необходим выбор только трансформаторов тока для обеспечения работы релейной защиты, расчет трансформатора проведем по следующим параметрам:
I1ном I расч ,
I1ном 100 А I расч 42,36 А.
Для установки выбираем из каталога трансформатор ТВТ-110-1-100/5 который ближе всего подходит к расчётным данным.
9.2 Подбор оборудования, используемого на стороне НН
9.2.1 Подбор вводных выключателей для отключения на стороне низкого напряжения
По выше рассчитанным параметрам из каталога выбираем выключатели ВВЭ-6-15. Таблица 15 – Сводная таблица параметров выключателей Данные из паспорта Необходимые данные Условия выбора
Uв ном = 6 кВ Uном = 6 кВ U в ном U ном
Iв ном = 630 А Iав = 565,8 А Iв ном I расч
iдин = 52 кА iуд = 10,53 кА i дин i уд
Iотк = 20 кА I 3,035кА I отк I Iпр.т = 1200 кА²∙с I2 t ф = 3,19 кА²∙с 2
I пр.т t т I2 t ф
Внутренний Внутренний Род установки
9.2.2 Выбор и проверка выключателя ячейки секционирования
Выбираем вакуумные выключатели типа ВВЭ-М-10-20У3 с электромагнитным приводом ПЭ-11. Таблица 16 — Результаты выбора и проверки выключателя ячейки секционирования
Условия выбора и проверки Каталожные данные Расчетные данные
U в ном U ном Uв ном = 10 кВ Uном = 10 кВ
Iв ном I расч Iв ном = 630 А Iав = 260 А
i дин i уд iдин = 52 кА iуд = 9,68 кА
I отк I Iотк = 20 кА I 2,035кА
I пр.т t т I2 t ф Iпр.т = 1200 кА²∙с I2 t ф = 1,94 кА²∙с
Род установки Внутренний Внутренний
9.2.3 Выбор трансформатора напряжения на стороне низкого напряжения 6 кВ
Примем к рассмотрению трансформатор напряжения типа ЗНОЛ на 6 кВ, мощностью 250 ВА.
Каталожная информация о присоединениях к трансформатору напряжения приведена в таблице 17 Таблица 17 – Каталожная информация о присоединениях к трансформатору напряжения ЗНОЛ-10-250 Подключаемые Вид, марка Мощность cosφ sinφ Используемая приборы измерительного необходимая мощность
прибора для
потребления
одной Активная Реактивная
катушки [Вт] [вар]
[ВА] Счетчик Меркурий 2 0.38 0.93 7.6 18.5 активной 234 ARTM мощности (Wактив) Счетчик Меркурий 2 0.38 0.93 6.08 14.8 реактивной 230ART мощности (Wреактив) Измеритель Д-305 1.5 1 0 3 0 реактивной мощности (Варметр) Измеритель Д-335 1.5 1 0 3 0 активной мощность (Ваттметр)
Измеритель СВ3020 2 1 0 2 0 напряжения (Вольтметр) 21.7 33.3
Принимаем данный трансформатор напряжение в качестве измерительного трансформатора на низкой стороне.
На рисунке 7 изображен порядок подключения измерительных приборов
Рисунок 6 – Схема подключения измерительных приборов
9.2.4 Подбор трансформаторов собственных нужд подстанции
На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд. Их мощность выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.
Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Таблица 18 — Потребители собственных нужд подстанции Вид потребителя с.н. подстанции Установленная мощность, кВт
n, штук РУД, кВт/ед. Всего 1. Устройства охлаждения для 2 3 6 трансформаторов 2. Устройство подогрева выключателей и 2 1,8 3,6 приводов 3. Подогрев шкафов ЗРУ-10 22 1 22 4. Подогрев приводов разъединителей 6 0,6 3,6 5. Подогрев шкафов РЗА 2 1 2 6. Отопление, освещение, вентиляция ОПУ + 1 70 75 аккумуляторная 7. Отопление, освещение, вентиляция здания 1 5,5 5,5 разъездного персонала 8. Освещение ОРУ-110 кВ 1 2 2 9. Маслохозяйство 2 200 400 10. Зарядно-подзарядный агрегат 2 23 46 Итого: 565,7 кВт С учетом коэффициента загрузки кзагр = 0,7 Всего: 396 кВт
Выбираем трансформатор ТМГ – 110/6/0,4 в количестве 2 штук.
9.2.7 Выбор и проверка воздушных линий При выборе оборудования в данном случае провода для воздушных линий учитываются такие факторы как: — географическое расположение воздушных линий, в частности погодные условия, ветер, образование гололеда и другие сопутствующие местности факторы. — По плотности тока, т.е. какое максимальное кол-во тока необходимо потребителям на обратной стороне линии, данное кол-во мы рассчитали ранее. По перечисленным данным определяем минимальное сечение провода в 45 мм², а марку проводы выбираем А. Все результаты сводим в таблицу. Таблица 19 – Сводная таблица расчетов и выбора оборудования для воздушных линий
Марка Наименование Fт min, Sтп i, Fэк,
Iр, А Iдоп, А провод
КТП мм² кВА мм² а КТП-1 45 45,72 791 45,72 170 А КТП-2 45 64,36 1113,5 64,36 170 А КТП-3 45 14,46 250,23 14,46 170 А КТП-123 45 5,68 98,24 5,68 170 А КТП-125 45 6,42 111,12 6,42 170 А КТП-128 45 4,11 71,08 4,11 170 А КТП-129 45 6,77 117,18 6,77 170 А КТП-2018 45 6,50 112,51 6,50 170 А КТП-2053 45 4,57 78,98 4,57 170 А КТП-2072 45 5,41 93,64 5,41 170 А
Производимы сравнение данных полученных в ходе расчета воздушных линий с данными в каталогах и удостоверяемся что данный расчет высоковольтных линий нами произведен верно.
10 Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП
10.1 Защита трансформатора ТДН-6/110
Ралейная защита трансформаторов крайне необходима и предназначена для защитый трансформаторов от ряда проблем и губительных режимов работы, таких как защита от:
- Перегрузки
- Межфазных замыканий
- Замыканий на землю
- Межвитковых замыканий
- Недостатка или перегрева масла в трансформаторе
Так же согласно ПУЭ трансформаторы мощностью больше 1000кВА должны повсеместно оснащаться данными типами защиты.
10.1.2 Расчет токов К.З. с учетом устройства РПН
Исходя из условия, что на данном трансформаторе установлено устройство РПН с нормированной системой регулирования напряжения U 1,78 х 9 , производим расчет токов К.З. для данных пределов регулирования.
хт нн
Рисунок 7 – Схема замещения необходимая при расчетах К.З.
Рассчитаем сопротивление электроустановок в минимальном и максимальном режимах:
Uн
хс min ,
3 I к min
где Iк min – ток К.З. в минимальном режиме, 1.88 кА (по данным предприятия)
115
хс min 94,85 Ом;
3 0,7
Uн
хс max ;
3 I к max
где Iк сист max – ток К.З. в максимальном режиме, кА
хс min 35,31 Ом.
3 1,88 Определяем сопротивления трансформатора:
U k min % U н2 min
хт min ;
100 Sн.тр
1,78 n
U к min U к ср ;
- m где n – число ступеней регулирования;
- m – максимально число ступеней регулирования.
1,78 9
U к min 10,5 8,72 %;
1,78 n U ср 1,78 9 115
U min U к ср 115 96,6 кВ;
100 100
8,72 96,62
хт min 81,18 Ом.
100 10000
U k max % U н2 max
xт max ;
100 S нт
1,78 n
U к max U к ср ;
m
1,78 9
U к max 10,5 12,3 %;
1,78 n U ср
U m ax U к ср ;
1,78 9 115
U max 115 133,4 кВ;
- Для текущего напряжения Uн = 110 кВ, принимаем U max = 126 кВ.
12,3 126 2
х т max 195,27 Ом.
100 10000
Производим расчет минимального тока на высокой стороне для определения короткого замыкания на низкой стороне:
( 3) U max 103
I k min вн ;
3 xс min хт max
126 103
I ( 3)
k min вн 251 А;
3 94,85 195,27
Рассчитываем ток на низкой стороне:
U н max
I k(3)min нн I k(3)min вн ;
U нн
I k(3)min нн 251 3012,2 А.
6,5
Рассчитаем ток на высокой стороне при коротком замыкании на низкой стороне:
U min 103
I k(3)max вн
3 хсист max хт min
96,6 103
I (3)
k max вн 479,3 А.
3 35,31 81,18
U н min
I k(3)max нн I k(3)max вн
U нн
96,6
I k(3)max нн 479,3 4409,5 А.
6,5
10.2 Максимальная токовая защита трансформатора ТДН-6/110
Секционный выключатель 6 кВ: Отстройка реле от максимального тока:
К н К сз
I св I ном.тр 0,7 ;
Кв
где используются следующие коэффициенты:
- Кн – надежности;
- Ксз – самозапуска;
- Кв – возврата. Первичные номинальные токи трансформаторов составят:
Sн
I ном.тр ;
3 Uн
8059
I ном.тр вн 40,4 А;
3 115
8059
I ном.тр нн 440,5 А.
3 6,5
4600
I ном св 253,3;
3 6,5
1,2 1,5
I св 253,3 0,7 398,9 А;
0,8
Возьмем ток срабатывания защиты как – Iс.з св = 399 А.
Рассчитаем коэффициент чувствительности защиты:
3 (3)
I к min нн
Кч 2 ;
- I с. з
3012,2
Кч 2 6,53.
Проверим чувствительность согласно уровнени: Кч=6,53>1,5. Защита нам подходит.
Ввод 6 кВ
Расчет зависимости от максимального тока нагрузки:
1,2 1,5
I с. з 440,4 990,9 А;
0,8 Рассчитаем ток действия защиты по условию совместного с током защиты выключателя:
- I с. з К с I c. з св ;
- где Кс – коэффициент согласования.
I с. з 1,1 399 438,9 А. Возьмем ток с работки защиты Iс.з = 991 А. Рассчитаем чувствительность защиты:
3 (3)
I к min нн
Кч 2
I с. з
3012,2
Кч 2 2,63
Проверим чувствительность согласно уровнени: Кч=2,63>1,5. Защита проходит.
Рассчитаем ток срабатывания реле:
К сх I с. з
I с. р
nт
1238,6
I с. р 2 8,9 9 А.
Ввод 110 кВ
Отстройка от максимального тока нагрузки:
К н К сз
I ср I ном.тр
Кв
1,2 1,5
I ср 40 ,4 90 ,9 А;
0,8
Производим расчет тока действия защиты совместно с защитой 6 кВ.
U нн
I с. з К с I с. з
U вн
6,5
I с. з 1,1 991 99,5 А.
Берем вычисленный ток срабатывания защиты Iс.з = 99,5 А.
Производим расчет коэффициента чувствительности срабатывания защиты:
3 I к(3)min вн
Кч
I с. з
3 I к(3)min вн 3 251
Кч 4,36.
I с. з 99,5
Отсюда делаем вывод что Кч=4,36>1,5 и поэтому ток защиты проходит Определяем ток срабатывания реле:
К сх I сз
I ср
nт
3 99 ,5
I ср 9 А.
10.3 Расчет защиты от перегрузки
Максимальная токовая защита от перегрузки трансформатора монтируется на низкой стороне трансформатора, и защищает трансформатор от перегрузок, связанных с большим расходом тока потребителями, данная защита выполняется с отсрочкой срабатывания, чтобы избежать ложных срабатываний при пусковых токах и коротких перегрузках не способных повредить оборудование.
К отс I ном.тр
I с. з ;
- Кв где Котс – коэффициент отстройки; Iном.тр – номинальный ток трансформатора с учетом изменения
напряжения, А.
Кв – коэффициент возрастания.
1,05 40,4
I с. з 53 А.
0,8 Рассчитаем ток сработки реле:
I с. з
I с. р
nт
I с. з 53,03
I с. р 2,6 3 А.
nт 20
10.4 Дифференциальная защита трансформатора ТДН-6/110
Защита силовых трансформаторов тока от коротких замыканий во время типов замыканий:
- Межфазного замыкания
- Замыкания на землю
— Межвиткового замыкания трансформатора является очень важным моментом в электроустановке и для обеспечения надежной и бесперебойной защиты – используется Дифференциальная защита трансформатора. В текущем разделе мы определим и подсчитаем именно дифференциальную защиту трансформатора, а так же проверим соответствие её необходимому коэффициенту защиты.
Мощность обмоток трансформатора: Sн вн = 10000 кВА,
Sн нн = 10000 кВА.
Соединение трансформаторов тока на стороне 110 кВ – Δ;
- на стороне 6 кВ – Y.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока, n т:
- на стороне 110 кВ: n т ;
600 на стороне 6 кВ: n т . Произведем расчет токов защиты на обоих сторонах реле защиты:
3 I ном.тр вн
i
nт
I ном.тр нн
iY
nт
3 40,4
i 3,5 А;
440,5
iY 3,7 А.
Рассчитаем токи срабатывания защиты трансформатор исходя из тока дифференциальной защиты на высокой стороне трансформатора:
I с. з Кс I ном.тр вн
I с. з 1,5 40,4 60,6 А. Решенный основной группой текущий дисбаланс, когда сквозной ток КЗ на стороне трансформатора в 6 кВ: 1) 10% погрешностью трансформатора тока:
‘
I нб Кап Кодн х I к(3)max вн
где Кап – коэффициент, аппарата работающего в переходном режиме с его учетом; Кодн – коэффициент однотипности; Ех – расчетное примерное значение.
‘
I нб 1 1 0,1 479,3 47,93 А;
2) Рассчитаем ток трансформатора с регулировкой напряжения под нагрузкой:
»
I нб U вн I к(3)max вн
»
I нб 0,16 479 ,3 76,68 А;
Рассчитаем максимальный сложенный ток неболанца:
‘ »
I нб расч I нб I нб
I нб расч 47,93 76,68 124,61 А.
В данном пункте мы рассчитаем токи действия защиты, исходя из наибольшего тока небаланса:
I с. з Кс I нб расч
I с. з 1,5 124 ,61 186 ,9 А. Рассчитаем начальную проверку коэффициента чувствительности защиты:
3 (3)
I к min вн
Кч 2
I с. з
3
Кч 2 1,16.
186,9 Так как Кч = 1,16 < 2 то данный тип защиты не соответствует, по этому будем использовать другой тип защиты: защиту с торможением. Нам необходимо рассчитывать чувствительность к токам небаланса на обмотке трансформатора тока для нахождения необходимого коэффициента защиты. Рассчитаем ток срабатывания реле:
I c. з К сх
I с. р
nт
76,68 3
I с. р 6,52 А. Рассчитаем ток действия элеткрозащиты на низкой стороне в 6 кВ:
U min вн
I c. з нн I с. з
U нн
96,6
I c. з нн 76,68 705,4 А.
6,5
Рассчитаем ток неболанца I ‘нб
»
:
Wр I расч Wр I
I нб»’ I к(3)max вн
Wр I расч
13,21 13
»’
I нб 479,3 7,61 А.
13,21
Электроток неболанца с расчетом I ‘нб
»
составляет:
‘ » »’
I нб I нб I нб I нб
I нб 47,93 76,68 7,61 132,22 А. Рассчитаем проверку срабатывания самой защиты:
1,5 I к(3)min вн
Кч
F
nт c. р
Wр I
1,5 479,3
Кч 3,67;
20 Так как вычисленные данные Кч = 3,67>2, то защита удовлетворяет требования.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работы мы разобрали проектирование системы электроснабжения на «Возейском» нефтяном месторождении для питания объектов нефтедобычи компании ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Спроектировали и провели расчет для выбора необходимого оборудования и систем защиты новой главной понижающей подстанции напряжением 6/110кВ, питающих её линий электропередач, её расположение с учетом экономического фактора.
Провели анализ распределения электроэнергии по цеху №6 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и кустам нефтедобычи № 123, № 125, № 128, № 129, № 2018, № 2053, № 2072. Разобрали используемое на данных объектах электрооборудование и подобрали необходимые КТП для его бесперебойной работы и питания электроэнергией с учетом климатический условий и экономических потребностей.
Составили главную энергетическую схему для всего месторождения, в которой учли важные параметры по бесперебойности работы электрооборудования как головной понижающей подстанции, так и объектов нефтедобычи, для этого везде используется резервирование с помощью второго трансформатора, в КТП 6/0.4кВ на объектах нефтедобычи используется АВР для быстрого переключения на резервные линии.
Благодаря проведённой нами работой у нас получилась энергосеть, которая обеспечивает бесперебойность работы электрооборудования, безопасность согласно всем нормам и правилам проектирования электроустановок, экономически целесообразная с заделом на расширение токовой нагрузки после бурения и включения в работу дополнительных кустов нефтедобычи цеха №6 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/raschet-liniy-elektroperedach/
