Рефераты. Электроснабжение и электрооборудование куста скважины №145 Самотлорского месторождения ОАО "ТНК...







2.4 Расчет электрических нагрузок


Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников, и объектом в целом.

Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Характеристики электрических нагрузок кустовой площадки приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.4

Потребители

Кол-во,

шт

Мощность,

кВт

, кВт

cos

tg

Kc

1

ЭЦН

5

32

160

0,86

0,59

0,65

2

АГЗУ

1

10

10

0,8

0,75

0,7


Определяем расчетную активную мощность от первой ТП, с которой записывается АГЗУ:

,         (2.18)

где Рн- номинальная мощность потребителя, кВт;

Кс- коэффициент спроса;

Находим реактивную нагрузку за смену по формуле:

,         (2.19)

Находим полную расчетную мощность по формуле:

,                           (2.20)

Определяем максимальную полную мощность:

                         (2.21)


2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности


В электрической цепи переменного тока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включить электроприемник, обладающий активным и индуктивным сопротивлениями (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать по фазе от напряжения на угол , называемый углом сдвига фаз. Косинус этого угла называют коэффициентом мощности.


Рисунок 2.2 - Векторные диаграммы.


Величина  характеризует степень использования мощности источника:

,                            (2.22)

где Р - активная мощность потребителя, кВт;

Sном - номинальная мощность источника, кВА.

С увеличением активной слагающей тока, что соответствует увеличению активной мощности, и при неизменной величине реактивного тока или реактивной мощности угол сдвига фаз будет уменьшаться, следовательно, значение коэффициента мощности будет увеличиваться. Чем выше  электроприемников, тем лучше используются генераторы электростанций и их первичные двигатели. Повышение  электроустановок промышленных предприятий имеет большое народно-хозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:

1) Упорядочение технологического процесса;

2) Переключение статорных обмоток АД напряжением до 1кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;

3) Устранение режима холостого хода АД;

4) Замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности;

5) Замена малозагружаемых двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;

6) Замена АД на СД той же мощности;

7) Применение СД для всех новых установок электропривода.

В курсовом проекте в качестве компенсирующего устройства применяются комплектные конденсаторные установки. Достоинства таких компенсирующих устройств в следующем:

- небольшие потери активной энергии в конденсаторах;

- простота монтажа и эксплуатации;

- возможность легкого изменения мощности конденсаторной установки путем повышения или понижения количества конденсаторов;

- возможность легкой замены поврежденного конденсатора.

Недостатки:

- конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при КЗ;

- при включении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи;

- после отключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд;

- конденсаторы весьма чувствительны к повышению напряжения, то есть при его повышении может произойти пробой диэлектрика;

- после пробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, поэтому их заменяют новыми.

Определяем действительный cos    при работе всех установок без применения компенсирующих устройств:

,                           (2..23)

Для экономичной работы установки и снижения бесполезной реактивной нагрузки в сети электроснабжения, необходима компенсация реактивной мощности с помощью батареи статических конденсаторов.

Определяем мощность компенсирующих устройств:

                    (2.24)

,                       (2.25)

,                        (2.26)

Выбираем компенсирующую установку КС-0,38-36 с номинальной мощностью 36 кВАр.

Полная мощность после компенсации:

 ,                    (2.27)

;                              (2.28)

.

Коэффициент мощности после компенсации:

,                              (2.29)

Значение коэффициента мощности равное 0,96 удовлетворительно для работы электроустановок, значит, компенсация произведена правильно.

2.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов


На нефтепромысловых подстанциях применяются силовые понижающие трансформаторы 110/35; 110/6; 35/6; 35/0,4 - 0,69; 6 - 10/0,4 - 0,69 кВ. Мощности трансформаторов могут быть от нескольких киловольт-ампер до десятков мегавольт-ампер; число типов и конструкций этих трансформаторов велико. Наибольшее распространение в нефтяной промышленности имеют трехфазные масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы с воздушным охлаждением в нефтяной промышленности мало распространены, для силовых трехфазных трансформаторов мощностью от 10 кВА в настоящее время принята шкала с шагом 1,6, т. е. номинальные мощности в кВА. Таким образом, нижний предел номинальной мощности равен 10, а верхний - 63000 кВА. Современный понижающий трехфазный трансформатор мощностью 250 кВА для первичных напряжений 6 - 10 кВ с естественным масляным охлаждением. Для трансформатора допускаются длительные систематические перегрузки, определяемые в зависимости от графика нагрузки и недогрузки трансформаторов в летнее время. Так как в летнее время нагрузка трансформаторов меньше, чем зимой, и меньше номинальной, то и износ изоляции летом меньше нормального. Поэтому в зимние месяцы (декабрь - февраль) можно, не уменьшая срок службы трансформатора, увеличить его нагрузку, сверх определенной по диаграмме нагрузочной способности на столько процентов, на сколько летом (июль — август) нагрузка была меньше номинальной. Однако суммарная перегрузка трансформатора не должна превышать 30%. При выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва допускаются аварийные кратковременные перегрузки, независимо от предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки.

В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды: допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при условии, что коэффициент начальной нагрузки не превышает 0,93 (при этом должны быть использованы полностью все устройства охлаждения трансформатора).

Выбор трансформаторов для ТП.

На данном кусту №125 установлены два силовых трансформатора, каждый из которых питает по 3 погружных электродвигателя, в целях надежности электроснабжения.

Так как двигатели имеют одинаковые мощности, то выбираем два одинаковых силовых трансформатора.

Трансформаторы выбираем в зависимости от максимальной мощности после компенсации. Так как нагрузки II и III категории, то задаемся коэффициентом загрузки   

Выбираем трансформаторов с коэффициентом загрузки кз=0,8

Определяем значение полной мощности:

                             (2.30)

Предполагаем к установке трансформатор ТМ-160/10.

Проверяем выбранную трансформаторную мощность по коэффициенту загрузки:

;                           (2.31)

.

Проверяем выбранную мощность трансформатора по коэффициенту на после аварийный режим:

;

т.к. нагрузки 2 и 3 категории составляют 80%, то

;                         (2.32)

, то

т.е. выбранные трансформаторы подходят по условию проверки на после аварийный режим.

Делаем проверку трансформатора по току вторичной обмотки. Делаем перерасчет тока двигателя от напряжения 1000 В на 380 В.

                  (2.33)

Ток на вторичной обмотке силового трансформатора:

                            (2.34)

                          (2.35)

Выбранный трансформатор по току вторичной обмотки подходит.

Выбор трансформатора для питания ПЭД.

Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружных насосов (ТМПН).

Трансформатор выбирается по полной мощности двигателя:

         (2.36)

Предполагаем к установке трансформатор ТМП 100/1170.

Проверяем трансформатор по мощности по условию:

                         (2.10)

Трансформатор по мощности подходит.

Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке:

,      (2.37)

где U2н  -  напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.

Для нормальной работы необходимо выполнение условия:

           (2.38)

Делаем проверку трансформатора по номинальному напряжению на вторичной обмотке:

Трансформатор по току и напряжению подходит, то есть выбранный трансформатор удовлетворяет всем условиям и выбран правильно.

Выбираем трансформатор ТМП 100/1170.

В нижеприведенной таблице указаны паспортные данные выбранного трансформатора.

Таблица 2.5

Тип трансформатора

Номинальная мощность, кВА

ВН,

В

НН,

В

ТМП 100/1170

100

380

920-1170


2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения


Вариант 1. Напряжение питающей линии- 10 кВ, силовые трансформаторы – ТМ-160/10.

 Капитальные затраты установленного оборудования и линии.

Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое сечение при работе куста в течении за год определяется для экономической плотности тока при расчетном токе одной линии:

,                         (2.39)

,                              (2.40)

Принимаем сечение .

Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 60 тыс.руб./км..

Тогда при одной линии l=10км.,

В соответствии с нагрузкой куста установлены два трансформатора типа ТМ-160/10 мощностью по 160 кВА.

Паспортные данные трансформаторов:

Стоимость трансформаторов

На стороне 10 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью

Суммарные капитальные затраты:

,                    (2.41)

Эксплуатационные расходы.

Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16 мм 2  составляют

Тогда для расчетного тока одной линии активные потери в линии:

,                    (2.42)

Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:

 ,                         (2.43)

Реактивные потери короткого замыкания:

 ,        (2.44)

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:

,                   (2.45)

где

Полные потери в трансформаторах:

,               (2.46)

где

Полные потери в линии и трансформаторах:

,                        (2.47)

Стоимость потерь при

Средняя мощность амортизационных отчислений  

[2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:

,                       (2.48)

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

,                             (2.49)

Суммарные затраты:

,                      (2.50)

Потери электроэнергии:

,                          (2.51)

Расход цветного металла (алюминия):

,                 (2.52)


где  [1 с.459 табл.7.35]

Вариант II. Напряжение питающей линии – 6 кВ, силовых трансформаторы – ТМ-250/6

Капитальные затраты установленного оборудования и линии.

Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое  сечение при работе куста в течении за год определяется для экономической плотности тока при расчетном токе одной линии:

,                          (2.54)

,                             (2.55)

Принимаем сечение .

Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 65 тыс.руб./км..

Тогда при одной линии l=10км.,

В соответствии с нагрузкой куста установлены два транс

форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА.

Паспортные данные трансформаторов:

Стоимость трансформаторов

На стороне 6 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью

Суммарные капитальные затраты:

,                       (2.56)

Эксплуатационные расходы.

Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2  составляют

Тогда для расчетного тока одной линии активные потери в линии:

,                         (2.57)

Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:

 ,                        (2.58)

Реактивные потери короткого замыкания:

 ,                         (2.59)

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:

,                       (2.60)

Где

Полные потери в трансформаторах:

,                  (2.61)

где  

Полные потери в линии и трансформаторах:

,                        (2.62)

Стоимость потерь при

Средняя мощность амортизационных отчислений  

 [2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Суммарные затраты:

Потери электроэнергии:

Расход цветного металла (алюминия):

где   [1 с.459 табл.7.35]

Таблица 2.6



Варианты

Показатели

капиталь-ные

затраты

тыс.руб.

эксплуа-тацонные

расходы,

тыс.руб.

суммар-ные

затраты,

тыс.руб.

масса

цветного

металла,

кг.

потери

электро-энергии,

Вариант I

616,9

164,73

248,84

440

68,04

Вариант II

666,5

266,93

350,24

679

121,59


Как видно из таблицы I вариант схемы электроснабжения куста технически и экономически более выгодна чем II, поэтому выбираем I вариант электроснабжения.

2.8 Расчет токов короткого замыкания


Коротким замыканием называется всякое случайное или преднамеренное, не  предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных частей электроустановки между собой или землей, при котором токи резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Короткое замыкание в сети может сопровождаться:

- прекращением питания потребителей

- нарушением нормальной работы других потребителей

- нарушением нормального режима работы энергосистемы

Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:

- устранить причины, вызывающие короткие замыкания

- уменьшить время действия защиты

- применять быстродействующие выключатели

Рисунок 2.3 - Расчетная схема и схема замещения. Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Сопротивление воздушной линии , Ом, вычисляют по формуле


                               (2.63)

Суммарное сопротивление до точки К1 , Ом, вычисляют по формуле

                          (2.64)

Силу тока короткого замыкания  , кА, вычисляют по формуле

Iк1 = ,                          (2.65)

где - базисное напряжение в точке К1, кВ

Силу ударного тока , кА, вычисляют по формуле

                            (2.66)

где  - ударный коэффициент

Мощность короткого замыкания , МВА, вычисляют по формуле

                      (2.67)

Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Активное сопротивление трансформатора  , Ом, вычисляют по формуле

                            (2.68)

                      (2.69)


Индуктивное сопротивление трансформатора , Ом, вычисляют по формуле

 =                        (2.70)

                           (2.71)

х*тр = = 0,024 Ом

Сопротивление хΣк1  приводят к U=0,4 кВ по формуле

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7



2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.