Электроснабжение газовых промыслов

Обнаружение нефти и газа в Западной Сибири надолго определило развитие всей нефтяной и газовой промышленности. В короткий срок создана и успешно развивается топливно-энергетическая база, играющая большую роль в росте производственных сил всей страны.

Полным ходом идет освоение и эксплуатация месторождений с помощью самых новых и передовых достижений науки и техники, применением современных методов работы.

В самом начале развития нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири была начата полная автоматизация производственных процессов.

Районы с самой высокой концентрацией месторождений газа находиться в северной части западно-сибирской равнины. Для этого района характерны большая плотность месторождений на сравнительно небольшой глубине залегания пластов.

Природно-климатические условия Западной Сибири оказали влияние на решение задачи электрификации этих районов: выбор схем внешнего электроснабжения,конструктивное исполнение ЭП и ПС, выбор типов электрооборудования, электроаппаратов и материалов применяемых в

электроустановках.

Все электроаппараты и силовое оборудование (открытое или в блоках из металических щитов ) так или иначе испытывают влияние суровых климатических условий.

Основным источником электроэнергии Западной Сибири в 1969-1972 гг. была Тюменская ТЭЦ, а 1973 - Сургутская ГРЭС. В настоящее время Тюменская и Уральская Энергосистема являются резервными источниками электроэнергии.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика потребителей электроэнергии.

Добытый из газовых месторождений природный газ по системе магистральных газопроводов транспортируется в места его потребления. Для обеспечения технологических параметров газопровода на его трассе на расстояниях, определяемых расчетом, расположены линейные компрессорные станции КС,

которые осуществляют компремирование (сжатие) природного газа, нагнетание его под давлением в газопровод и обеспечивают проектную производительность газопровода и режим его работы. Поступающий из магистрального газопровода на КС газ проходит ряд технологических процессов, связанных с обработкой и подготовкой его для возможности дальнейшей перекачки на большие расстояния.

Технологическая схема КС включает в себя три основных процесса обработки поступающего из газопровода газа:

а) очистка от пыли и загрязнений;

б) компремирование;

в) охлаждение;

Основными потребителями электроэнергии являются синхронные трехфазные двигатели. УКПГ относится к 1 категории потребителей, она должна иметь не менее

двух независимых источников питания. Перерыв в электроснабжении допустим на время автоматического переключения резерва. На УКПГ должен находится аварийный источник электроэнергии (дизель-генератор,аккумуляторные батареи, и др.)

Ближайшим источником питания является энергосистема на расстоянии 16,5 км и Sк = 4350 МВ*А, с шин которой можно получить 110 кВ.

Исходные данные проекта:

Нагрузка - 4*СТД-12500-2

сosj =0.9

Расстояние до питающей системы - 16.5 км

Характеристика питающей системы - Sk,МВ*А-4350

Напряжение питающей системы - кВ - 35;110;250

Технические данные двигателя СТД-12500-2

Мощность Р,кВт - 12500

Напряжение питания, Uп, кВ - 10

Ток статора I1, А - 820

Частота вращения n, об/мин - 3000

КПД, h , % - 97.8

cosY(опережающий) - 0.9

Напряжение возбуждения U2, В - 290

Ток возбуждения I2 ,А -290

1.2 Выбор питающего напряжения и схемы электроснабжения

Электроснабжение каждого объекта осуществляется от понижающей ПС, потребитель 1 категории, то ПС выполняется 2-х трансформаторной.

Уровень напряжения ПС выбирается по следующей формуле:

Uрасч.=4.34 Ö16*Рнå+L (1.1)

Pнå =сумма номинальных мощностей всех потребителей, МВт

L - длина питающей линии, (км)

Uрасч.= 4.34Ö16*4*12,5*16,5 = 124 кВ

Из формулы (1.1)получаем стандартное напряжение питающей

линии - 110 кВ.

Напряжение на потребителе выбираем из [1], оно равно 10 кВ.

2. Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузоквыполняется для определения суммарной максимальной мощности группы потребителей, установленных на объекте. От правильности этого расчета зависит выбор мощности источника питания и дальнейший выбор оборудования на подстанции. Расчет проводится методом коэффициента спроса.

Порядок расчета:

Весь расчет сводится в таблицу 1

Таблица 1

Таблица электрических нагрузок

Pмах.=Рном.* n * Кспр. (2.1)

Qмах.=Рмах * tgj (2.2)

Sмах. = Ö(åPмах.) +(SQмах.) (2.3)

Pном. - номинальная мощность потребителя, кВт

n - число потребителей, шт.

Кспр. - коэфициент спроса

åPмах. - сумма мощностей потребителей

SQмах. - сумма реактивных мощностей потребителей

1) Зная cosj, нахожу при помощи калькулятора tgY.

2) Нахожу максимальную мощность Pмах. по формуле (2.1)

Pмах. = 12500*4*0.9 = 45000 кВт

3) Нахожу Qмах. и Sмах. по формулам (2.2) и (2.3)

Qмах. = 45000*0.48 = 21600 квар

Sмах. = Ö45000 + 21600 = 49916кВ*А

Потери мощности в трансформаторе:

s Pтр = 0.02 Sмах. (2.5)

Qтр = 0.1 Sмах. (2.6)

Sмах. - максимальная полная мощность потребителей.

Pтр = 0.02*49916 = 998 кВт

Qтр = 0.1*49916 = 4991.6 квар

Потери мощности в линии:

Pл = 0.03*Sмах. (2.7)

Pл = 0.03 49916 =1497.5 кВт

Определяем полную расчетную мощность потребителей с

учетом потерь

SSрасч.=Ö( Ртр + Рл + SРмах.)+ ( Qтр + SQмах.)

SSрасч.=Ö(998+1497.5+45000)+(4991.6+21600) = 54432.9 кВ*А

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности в ЭС

cos j = PSрасч./SSрасч. = Ртр+ Рл+Р мах./Sрасч.S (2.9)

cos j = 998+1497.5+45000/54432.9 =0.87

2.2 Компенсация реактивной мощности

Для обеспечения продуктивной работы системы энергоснабжения моей группы потребителей на шинах потребителей коэффициент мощности cos Y должен быть в пределах от 0.92 до 0.97

В качестве компенсирующего устройства используем батарею статических конденсаторов, подключенную к каждой секции шин потребителей параллельно нагрузке (поперечная компенсация).

Так как в качестве привода на КС используется синхронные двигатели, то они используются в качестве компенсирующих устройств, работая в режиме перенасыщения

(cosY опережающий), поэтому дополнительно ставить КУ не нужно.

2.3 Выбор числа и мощности силовых

трансформаторов

Выбор марки и количества трансформаторов связан с режимом работы ЭП,этот выбор производится на основании технико-экономического сравнения двух вариантов. Подстанция выполняется двухтрансформаторной. Следовательно условием выбора мощности одного трансформатора будет следующим:

Определяем коэффициент загрузки трансформатора по

формуле:

Кзн = Sрасч.S / 2* Sн. тр (2.10)

Кзн1 = 54432.9/2*32000 = 0.85

Кзн2 = 54432.9/2*40000 = 0.68

Sн.тр - номинальная полная мощность трансформатора.

Sтр.расч. = 54432.9/2 = 27216.5 кВ*А

Таблица 2

Данные рассчитываемых трансформаторов:

Тмах.= 6000 ч.

Так как известно Тмах расчитываем tмах. по формуле:

tмах. = 8760*(0.124+ Тмах./10 ) (2.11)

tмах. = 8760*(0.124+ 6000/10 ) = 6342 ч.

Сравниваем :

1.4*Sнт > Sрасч.S * КI (2.12)

1.4* 32000 = 44800>0.75*54432.9 = 40824.7

1.4* 40000 = 56000>40824.7

По перегрузочной способности проходят оба трансформатора

Находим годовые потери для обоих трансформаторов

Wгод.= 8760* Рх*n+1/n*Pк * (Кзн.) * tмах. (2.13)

Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.85 )*6342=490809.6 кВт*ч

Wгод.= 8760*28*2+1/2*115*(0.68 )*6342=490719.7 кВт*ч

Определяем стоимость потерь :

Ип1= C0*Wгод (2.14)

C0 - стоимость одного кВ*часа потерянной энергии.

Wгод - годовые потери электроэнергии в кВ*часах

Определяем стоимость потерь

Ип1 =63.7*490.8 = 31264 т.руб.

Ип2 =63.7*490.7 = 31258 т.руб.

Определяем стоимость амортизационных отчислений для обоих вариантов:

Иа = Ра (%)/100*К*n (2.15)

Иа1 = Иа2 = 6.3/100*47*10*2=5921264.6 т.руб.

Определяем приведенные годовые затраты:

З = Ен*К*n+Иа+Ип (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-нормативный коэффициент ежегодных отчислений в бюджет на восстановление оборудования,для электроустановок

Ен =0.12

К - стоимость одного трансформатора

n - число трансформаторов

По расчетным данным для моей КС подходит трансформатор ТДН 40000/110 - трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, мощность -40 МВА,напряжение первичной обмотки - 110 кВ, вторичной 10.5 кВ.

2.4 Расчет токов короткого замыкания.

Расчетная схема Схема замещения

Расчет для первой точки К.З

Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне высокого напряжения

1) uб1=115 кВ

Выбираю базисную мощность

2) Sб1=4350 МВ*А

3) Рассчитываю базисный ток

Iб1= Sб1 / Ö3*uб1 (2.17)

Iб1 = 4350 / Ö3*115 = 21.8 кА

4) Рассчитываю сопротивление системы

Х*с = Sб1 / Sк (2.18)

Х*с = 4350/4350 = 1

Рассчитываю сопротивление линии

Х*л = Xол*Lл*(Sб/Uср ) (2.19)

Х*л = 0.4*16.5*(4350/115 )

5) Находим суммарное сопротивление

Хрез*1 = Х*с + Х*л (2.20)

Хрез*1 = 1+2.17 = 3.17

6) Находим ток короткого замыкания

Iк1 = Iб/Хрез*1 (2.21)

Iк1 = 21.8/3.17 = 6.9 кА

7) Рассчитываю ударный ток

iуд.= Ö2* Куд * Iк1; Куд = 1.8 (2.22)

iуд.= Ö2 * 1.8 * 6.9 = 17.6

Находим мощность короткого замыкания

Sк1 = Ö3 * Iк1* uб1 (2.23)

Sк1 = Ö3 * 6.9 * 115 = 1374.4 МВ*А

Расчет для второй точки К.З

Выбираю uб1 на 5% больше номинального на стороне низкого напряжения

1) uб2=10.5 кВ

2) Выбираю базисную мощность для второй точки

Sб2=4350 МВ*А

3) Рассчитываю базисный ток

Iб2= Sб2 / Ö3*uб2 (2.24)

Iб2 = 4350 / Ö3*10.5 = 239.2 кА

4) Рассчитываю сопротивление трансформатора

Х*т = uк / 100 *Sб/Sн.тр (2.25)

Х*т = 16.5/100*4350/40 = 17.9

5) Находим суммарное сопротивление для второй точки

Хрез*2 = Хрез*1 + Х*т (2.26)

Хрез*2 = 17.9+3.17 = 21.1

6) Расчитываем номинальный ток двигателя

Iдв = Р / cosj*h*Ö3*Uпит (2.27)

Iдв = 12.5 / 0.9*0.978*Ö3*10=0.82 кА

7) Расчитываем ток короткого замыкания для второй точки

Iк2 = Iб2/Хрез*2 +4.5S*Iдв (2.28)

Iк2 = 239.2/21.1+4.5*2*0.82 = 18.72 кА

8) Расчитываем ток ударный для второй точки

iуд.= Ö2* Куд * Iк2 (2.29)

iуд.= Ö2*1.8*18.72= 47.7 кА

9) Расчитываем мощность короткого замыкания для второй

точки

Sк2 = Ö3 * Iк2 * uб2 (2.30)

Sк2 = Ö3 * 18.72 * 10.5 = 1546.6 МВ*А

Результаты расчетов токов к.з сводим в таблицу 3

Таблица 3

2.5 Выбор питающих линий

Связь проектируемой подстанции с внешней системой

электроснабжения осуществляется по двум питающим линиям,

так как подстанция двухтрансформаторная. В моем случае питающие линии выполнены воздушными. Необходимо выбрать марку и сечение провода.

1) Определяем величину рабочего тока в линии и по нему

выбираем сечение проводника предварительно по нагреву в

рабочем режиме

Iраб.л = Sраб/Ö3*Uн (2.31)

Iраб.л = 54432.9/Ö3*110 = 285.7 A

Предварительно я выбираю марку АС-95

Iдоп.= 330 А r0 = 0.30599 ОМ*км

S = 95.4 мм х0 = 0.4 ОМ*км

2) Проверяем выбранное сечение по потере наряжения

ÐUл= (Ö3* Iдоп *Lл *( r0*cosj+ х0 *sinj) / Uн)*100 (2.32)

ÐUл=(Ö3*330*16.5*(0.31*0.95+0.4*0.31)/110000)*100=3.6%

3) Проверяем сечение по экономической плотности тока

Iэк = 1.4 А/мм

Sэк = Iраб/Iэк (2.33)

Sэк = 285.7/1.4 = 204 мм

4) Проверяем выбранное сечение на термическую

устойчивость

Sт.уст. = (Iк1*Ö tвыкл + tр.з )/C (2.34)

Sт.уст. = (6.9*10 *Ö1+0.05)/88 = 80.35 мм

Sт.уст. = 80.35 < Sвыбр.= 95.4 мм

tвыкл - время срабатывания выключателя.

tр.з - время срабатывания

Окончательно выбираем марку провода воздушной линии так как все параметры сошлись.Выбираю марку провода АС-95.