Проектирование системы электроснабжения нефтепромысла


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

 

Лист

 

 

КП 140604.65.00

 


 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

 

ГБОУ ВПО «АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ»

 

Кафедра «Электроэнергетика»

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Электроснабжение»

тема:

Проектирование  системы электроснабжения нефтепромысла

Вариант .

 

 

 

Выполнил: студент группы 37-51

Бичурин А.А.

Принял: доцент кафедры ЭЭ

Табачникова Т. В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Альметьевск 2011 г.

Содержание

Введение3

1. Определение места расположения  промысловой подстанции4

2. Выбор конфигурации  сети 6(10) кВ7

3. Выбор уровней напряжения  питающей и распределительной  сетях. Расчёт сечения проводов  питающей и распределительной  сетей по экономической плотности  тока.9

3.1. Выбор уровня напряжения  распределительной сети..9

3.2. Выбор уровня напряжения  питающей сети.12

4. Определение электрических  нагрузок сети 6(10) кВ с учетом компенсации реактивной мощности. Расчет мощности установок узловой компенсации реактивной мощности.16

5. Определения числа и мощности трансформаторов на промысловой подстанции.18

5.1. Расчёт мощности трансформатора с узловым компенсирующим устройством.18

5.2. Расчёт мощности трансформатора без учета компенсации..19

6. Расчёт мощности установок централизованной компенсации реактивной мощности..20

7. Расчёт токов короткого  замыкания..21

8. Выбор коммутационной  аппаратуры...26

9. Расчёт защитного заземления...28

10. Выбор защиты от перенапряжения (молниезащита)...31

Заключение...32


Список использованной литературы...Инв. № подп

Подп. и дата

Взам. инв. №

Инв. № дубл.

Подп. и дата

 

 

 

 

 

Лит

Лист

Листов

2

34

 

 

 

АГНИ 37-51

 

КП140604.65.

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

 

Разраб.

 

 

ТабачниковаТ.В.

Пров.

 

 

 

Т. контр.

 

 

 

Н. контр.

 

 

 

Утв.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


35

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Целью данного курсового  проекта является проектирование системы электроснабжения нефтепромысла. В ходе расчётов: определяется место расположение промысловой подстанции; производится выбор конфигурации сети 6(10) кВ; осуществляется выбор уровней напряжения питающей и распределительной сетях и расчёт сечения проводов питающей и распределительной сетей по экономической плотности тока; определяются электрические нагрузки сети 6(10) кВ с учетом и без учета компенсации реактивной мощности; производится выбор установок узловой компенсации реактивной мощности; рассчитываются число и мощности трансформаторов на промысловой подстанции с учётом установки узловой компенсации и без учёта компенсации реактивной мощности; при необходимости осуществляется выбор мощности установок централизованной компенсации реактивной мощности; рассчитываются токи короткого замыкания в точках К1 и К2; производится выбор. коммутационной аппаратуры; рассчитывается защитное заземление и выбирается защиты от перенапряжения (молниезащита).

Исходные данные для настоящего проекта служат мощности КТП и  координаты их месторасположения на промысле.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Определение  места расположения промысловой  подстанции.

1. КТПСК-250: S1=250 кВА tg=1.4

 

 

По плану расположения объектов промысла определим координаты КТППН-250: x=0.5 y=0.5

Для остальных объектов промысла расчёты производятся аналогично, результаты представлены в таблице 1.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.1

№

S, кВА

tg

cos

P, кВт

Q, квар

x

y

1

250

1,4

0,58

145,31

203,43

0,5

11,5

2

100

0,8

0,78

78,09

62,47

3

11,5

3

160

0,8

0,78

124,94

99,95

9

11,5

4

656,25

0,29

0,96

630,00

183,75

11,5

11,5

5

25

1,4

0,58

14,53

20,34

1,5

10,5

6

100

0,8

0,78

78,09

62,47

3

10,5

7

400

1,5

0,55

221,88

332,82

4,5

10,5

8

250

1,4

0,58

145,31

203,43

7,5

10,5

9

160

0,8

0,78

124,94

99,95

9

10,5

10

63

1,12

0,67

41,96

46,99

0,5

9

11

100

0,88

0,75

75,07

66,06

1,5

9

12

250

1,2

0,64

160,05

192,06

4,5

9

13

400

1,5

0,55

221,88

332,82

7,5

9

14

160

0,99

0,71

113,70

112,57

9

9

15

25

1,12

0,67

16,65

18,65

10,5

9

16

40

1,15

0,66

26,25

30,18

11,5

9

17

160

0,9

0,74

118,93

107,03

1,5

7,5

18

400

0,88

0,75

300,29

264,25

3

7,5

19

25

1,2

0,64

16,00

19,21

4,5

7,5

20

250

1,5

0,55

138,68

208,01

7,5

7,5

21

25

1,12

0,67

16,65

18,65

9

7,5

22

25

1,12

0,67

16,65

18,65

10,5

7,5

23

160

0,88

0,75

120,11

105,70

1,5

4,5

24

100

1,2

0,64

64,02

76,82

4,5

4,5

25

25

1,5

0,55

13,87

20,80

10,5

4,5

26

250

1,4

0,58

145,31

203,43

1,5

3

27

40

0,8

0,78

31,23

24,99

3

3

28

100

1,12

0,67

66,60

74,59

4,5

3

29

400

0,88

0,75

300,29

264,25

7,5

3

30

25

1,2

0,64

16,00

19,21

9

3

31

160

1,5

0,55

88,75

133,13

10,5

3

32

250

0,99

0,71

177,66

175,89

11,5

3

33

63

1,12

0,67

41,96

46,99

1,5

1,5

34

25

1,15

0,66

16,40

18,87

3

1,5

35

160

0,9

0,74

118,93

107,03

4,5

1,5

36

40

0,88

0,75

30,03

26,43

7,5

1,5

37

250

1,5

0,55

138,68

208,01

9

1,5

38

100

1,4

0,58

58,12

81,37

10,5

1,5

39

235,29

0,62

0,85

200

123,95

0,5

0,5

40

160

1,5

0,55

88,75

133,13

3

1,5

41

25

1,4

0,58

14,53

20,34

9

0,5

42

250

0,8

0,78

195,22

156,17

0,5

0,5


 

Определим условные координаты ЦЭН предприятия:

=6.02 yао==6.77 [4]

Место расположения ГПП: А(6.02; 6.77)

xао==5.65 yао==6.46

Место расположения ККУ: В(5.65; 6.46)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Выбор конфигурации  сети 6(10) кВ.

На плане расположения объектов промысла отмечается точка  ЦЭН, от которой проводятся отходящие линии, объекты промыла связываются с отходящей линией отпайками, при этом для КНС и ДНС проводятся отдельные линии без отпаек. Длина отходящей линии не должна превышать 8 км, длина отпайки не более 3 км. Проведенные отходящие линии представлены на рис 2.1. При помощи данных таблицы 1.1 рассчитываются суммарные полные, активные и реактивные мощности для каждой отходящей линии. Характеристики всех отходящих линий представлены в таблице 2.1.

 

Рис 2.1. План расположения объектов нефтепромысла с указанием отходящих линий.

Таблица 2.1

№ отходящей линии

Объекты отходящей  линии

SƩ, кВА

PƩ, кВА

QƩ, квар

l, км

1

1, 2, 5, 6, 7, 10, 11, 12, 17, 18, 19

1873

1250.19

1394.69

7.1

2

3, 4, 8, 9, 13, 14, 15, 16, 20, 21, 22

1495

747.42

1294.75

5.36

3

25, 29, 30, 31, 32, 36, 37, 38, 41, 42

1525

626.6

1390.32

7.7

4

23, 24, 26, 27, 28, 33, 34, 35, 40

1058

693.32

799.17

6.36

КНС

656.25

630

183.75

9.8

ДНС

235.29

200

123.95

9.1


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Выбор уровней  напряжения питающей и распределительной  сетях. Расчёт сечения проводов  питающей и распределительной  сетей по экономической плотности  тока.

3.1. Выбор уровня  напряжения распределительной сети.

Выбор уровня напряжения распределительной  сети будет производиться по наиболее загруженной отходящей линии. По данным таблицы 2.1  наиболее загруженной линией является отходящая линия №1.

Производится расчёт уровня напряжения.

4.34* [4]

 

 

Сравниваются напряжения 10 и 35 кВ.

Для U=10 кВ

Расчётный ток IР, А

 

Осуществляется выбор провода АС-240 [1]

Погонные активные и индуктивные  сопротивления АС-240 при DСР=3 м.

r0=0.13 Ом/км x0=0.369 Ом/км

Сопротивления линии RЛ и XЛ, Ом/км

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q, %

 

 

Расчётная полная мощность SР, кВА

 

 

Расчётный ток IР, А

 

Экономическая плотность  тока s, мм2 [1]

(АС 240)

Сечение провода удовлетворяет ранее выбранному значению.

Потери напряжения U, кВт

=

Потери напряжения U, %

 

Для U=35 кв

Расчётный ток IР, А

  А

Осуществляется выбор провода АС-35

Погонные активные и индуктивные  сопротивления АС-35 при DСР=3 м.

r0=0.85 Ом/км x0=0.429 Ом/км

Сопротивления линии RЛ и XЛ, Ом/км

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q, %

 

 

Расчётная полная мощность SР, кВА

==

 

Расчётный ток IР, А

 

Экономическая плотность  тока s, мм2

(АС 35)

Сечение провода удовлетворяет раннее выбранному значению.

Потери напряжения U, кВт

=

Потери напряжения U, %

 

 

3.2. Выбор уровня  напряжения питающей сети.

Производится расчёт уровня напряжения.

4.34*

 

 

Сравниваются напряжения 110 и 35 кВ.

Для U=110 кВ

Расчётный ток IР, А

 

Осуществляется выбор провода АС-50

Погонные активные и индуктивные  сопротивления АС-50 при DСР=3 м.

r0=0.65 Ом/км x0=0.419 Ом/км

Сопротивления линии RЛ и XЛ, Ом/км

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q, %

 

 

Расчётная полная мощность SР, кВА

 

 

Расчётный ток IР, А

 

Экономическая плотность  тока s, мм2

(АС 50)

Сечение провода удовлетворяет раннее выбранному значению.

Потери напряжения U, кВт

=

Потери напряжения U, %

 

Для U=35 кВ

Расчётный ток IР, А

 

Выбирается провод АС-120

Погонные активные и индуктивные  сопротивления АС-120 при DСР=3 м.

r0=0.27 Ом/км x0=0.391 Ом/км

Сопротивления линии RЛ и XЛ, Ом/км

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q

 

 

Потери активной и реактивной мощностиP и Q, %

 

 

Расчётная полная мощность SР, кВА

 

 

Расчётный ток IР, А

 

Экономическая плотность  тока s, мм2

(АС 120)

Сечение провода удовлетворяет раннее выбранному значению.

Потери напряжения U, кВт

=

Потери напряжения U, %

 

По результатам произведённых расчётов уровень напряжения распределительной сети составляет 10 кВ, питающей сети – 35 кВ.

 

 

 

 

 

 

 

4. Определение  электрических нагрузок сети 6(10) кВ с учетом компенсации реактивной мощности. Расчет мощности установок узловой компенсации реактивной мощности.

Производится расчет для КТПСК-250

Для того, чтобы не допустить возникновение режима перекомпенсации сети принимается , .

Компенсируемая реактивная мощность QКУ.РАСЧ, квар

 

Для компенсации реактивной мощности подбирается косинусный конденсатор мощностью 145 квар КЭП2-10.5-145-2У1 [5].

 

 

Реактивная мощность после  компенсации Qφ.КУ, квар

 

Для остальных объектов промысла расчёты производятся аналогично, результаты представлены в таблице 4.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.1.

 

5. Определения числа и мощности трансформаторов на промысловой подстанции.

5.1. Расчёт мощности трансформатора с узловым компенсирующим устройством.

Суммарная активная мощность всей подстанции РОБЩ, кВт

РОБЩ=4752.3 кВт

Суммарная реактивная мощность всей подстанции QОБЩ, квар

QОБЩ=1580.5 квар

Суммарная нагрузка всей подстанции , кВА

 

Нагрузка на один трансформатор  SФ1, кВА

 

Так как данные объекты  относятся ко второй группе категорий  энергоснабжения, то они имеют два  взаимно резервируемых трансформатора с коэффициентом загрузки β=0.6.Принимаем β=0.6, так как в данной работе не учитывается потери в линии электропередач.

Расчётная мощность трансформатора ST, кВА

 

Осуществляется выбор трансформатора типа ТМН-4000/35 [6]

Основные технические  характеристики трансформатора ТМН-4000/35 представлены в таблице 6.1

Таблице 5.1

Тип трансформатора

Sном

(кВА)

UВН

(кВ)

UНН

(кВ)

PXX

(кВт)

PКЗ

(кВт)

UК

(%)

IХХ

(%)

ТМН-4000/35

4000

35

11

5.6

33.5

7.5

0.9


Фактическая загрузка 1 трансформатора:

==0.63 0,7

Аварийная загрузка трансформатора:

- при аварийном  режиме трансформаторы  допускают перегрузку на 140 %.

Данный трансформатор  удовлетворяет требуемым условиям для электроприемников 1 и 2 категории.

 

5.2. Расчёт мощности трансформатора без учета компенсации.

Суммарная активная мощность всей подстанции РОБЩ, кВт

РОБЩ=4752.3кВт

Суммарная реактивная мощность всей подстанции QОБЩ, квар

QОБЩ=4438 квар

Суммарная нагрузка всей подстанции , кВА

 

Нагрузка на один трансформатор  SФ1, кВА

 

Расчётная мощность трансформатора ST, кВА

ST= = =2709.3 кВА

Осуществляется выбор трансформатора типа ТМН-6300/35

Основные технические  характеристики трансформатора ТМН-6300/35 представлены в таблице 5.2

Таблице 5.2

Тип трансформатора

Sном

(кВА)

UВН

(кВ)

UНН

(кВ)

PXX

(кВт)

PКЗ

(кВт)

UК

(%)

IХХ

(%)

ТМН-6300/35

6300

35

11

8

46.5

7.5

0.8


 

Фактическая загрузка 1-го трансформатора:

==0.520,7

 

 

Аварийная загрузка трансформатора:

- при аварийном  режиме трансформаторы  допускают перегрузку на 140 %.

Данный трансформатор  удовлетворяет требуемым условиям для электроприемников 1 и 2 категории.

 

6. Расчёт мощности установок централизованной компенсации реактивной мощности.

Установка централизованной компенсации реактивной мощности необходима при .

Суммарная активная мощность всей подстанции РОБЩ, кВт

РОБЩ=4752.3 кВт

Суммарная реактивная мощность всей подстанции QОБЩ, квар

QОБЩ=1580.5 квар

 

Установка централизованной компенсации реактивной мощности не требуется.

 

 

 

 

 

 

 

7. Расчёт токов короткого замыкания.

Рис.7.1. а) однолинейная схема подстанции, б) схема замещения

Параметры расчётной схемы

UC, кВ

IC, кА

SC, МВА

r01, Ом/км

x01, Ом/км

l, км

SНОМ, МВА

UБАЗИС, кВ

UН, кВ

Uk, %

ΔPk, кВт

Uсредн, кВ (на  стороне ВН)

Uсредн, кВ (на  стороне НН)

35

19

1200

0.21

0.384

15

6.3

37

11

7.5

46.5

37

11


 

Требуется рассчитать токи короткого замыкания в точках К1 и К2.

Поскольку токи КЗ нужно  определить на двух разных ступенях напряжения, в качестве базовой принимаем систему и ее напряжение:

Uб= Uc=37 кВ

Определение параметров схемы замещения в физических единицах, приведенных к базисной ступени напряжения.

Сопротивление энергосистемы  , Ом:

 

Сопротивление ВЛ и , Ом:

 

 

Сопротивления КЗ трёхфазных двухобмоточных трансформаторов и , Ом

 

 

Расчёт тока короткого  замыкания в точке К1.

При расчете ТКЗ ЭДС  всех источников принимаемых совпадающими по фазе, поэтому используется метод наложения: ток от каждого источника питания рассчитывается отдельно,  а затем результаты суммируются.

 

 

 

Ток короткого замыкания  в точке K1 , кА:

 

Постоянная времени затухания  апериодической составляющей тока обусловленного системой и сетью , с.:

 

Ударный коэффициент:

 

Ударный ток короткого  замыкания , кА.

 

Расчёт тока короткого  замыкания в точке К2.

 

 

 

Поскольку  , ток к.з. в точке К2, приведённый к базисному напряжению определяется без учёта активного сопротивления.

Ток короткого замыкания  в точке K1 , кА:

 

Постоянная времени затухания  апериодической составляющей тока обусловленного системой и сетью :

 

Ударный коэффициент:

 

Ударный ток короткого  замыкания , кА.

 

Определение параметров схемы замещения в относительных  единицах, приведенных к базисной ступени.

Базисное сопротивление  ,Ом:

 

Базисный ток , кА:

 

Сопротивление элементов  схемы замещения в относительных  единицах:

 

 

 

 

 

Расчёт тока короткого  замыкания в точке К1 в относительных  единицах.

Переход от тока и мощности короткого замыкания в относительных  единицах к току и мощности в физических единицах.

 

 

 

 

Ток в именованных  единицах, приведенный с той ступени, где  находится т.К1.

 

Расчёт тока короткого  замыкания в точке К2 в относительных  единицах.

 

 

 

 

 

Ток в именованных  единицах, приведенный с той ступени, где  находится т.К2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Выбор коммутационной  аппаратуры.

Работа электрического аппарата без повреждений могут быть обеспечена только при правильном выборе их по условиям работы в длительном режиме при максимальной нагрузке и в  режиме короткого замыкания в  сети. Электрические аппараты необходимо выбирать по каталогам исходя из условия нормального режима, затем следует проверить по режиму максимальных токов короткого замыкания для точек где предполагается установка того или иного аппарата. Выбранные аппараты представлены в таблице 8.1.а, б, в.

а) Выключатели на стороне  ВН и секционный выключатель на стороне  ВН [7]:

Таблица 8.1. а)

№

п/п

Условия для выбора

Расчётные величины

Тип и каталожные данные аппарата

ВВЭ-35-25/630УХЛ2

1

По напряжению

UУСТUНОМ

UУСТ=37 кВ

UНОМ=37 кВ

2

По длительному току

IРАБ.MAXIНОМ

 

IНОМ=630 А

3

По отключающей способности

IПIОТК.НОМ

  сек

IП=IПО=2.64 кА

IОТК.НОМ=25 кА

tС.В.ОТК=0.035 сек

4

По включающей способности

iУiВКЛ

iУ=4.35 кА

iВКЛ=120 кА

5

По электродинамической  стойкости

IПОIДИН

iУiДИН

IПО=2.64 кА

iУ=4.35 кА

IДИН=63 кА

iДИН=120 кА

6

По термической стойкости

BKI2ТЕР*tТЕР

tОТК= tР.Э+ tОТК.В=0.095 сек

 

IТЕР=25 кА

tТЕР=3 сек

tОТК.В=0.06




 

 

 

 

 

б) Выключатели вводной  ячейки, отходящих линий, секционный выключатель на стороне НН[8]:

Таблица 8.1.б)

№

п/п

Условия для выбора

Расчётные величины

Тип и каталожные данные аппарата

ВВЭ-10-20/630 УХЛ2

1

По напряжению

UУСТUНОМ

UУСТ=10 кВ

UНОМ=10 кВ

2

По длительному току

IРАБ.MAXIНОМ

*

IНОМ=630 А

3

По отключающей способности

IПIОТК.НОМ

  сек

IП=IПО=2.15 кА

IОТК.НОМ=20 кА

tС.В.ОТК=0.1 сек

4

По включающей способности

iУiВКЛ

iУ=4.62 кА

iВКЛ=120 кА

5

По электродинамической  стойкости

IПОIДИН

iУiДИН

IПО=2.15 кА

iУ=4.62 кА

IДИН=51 кА

iДИН=120кА

6

По термической стойкости

BKI2ТЕР*tТЕР

tОТК= tР.Э+ tОТК.В=0.22 сек

Ta===0.015 сек

 

 

IТЕР=20 кА

tТЕР=3 сек

tОТК.В=0.12


 

в) Разъединитель на стороне  ВН[9]:

№

п/п

Условия для выбора

Расчётные величины

Тип и каталожные данные аппарата

РДЗ-2-35/1000 УХЛ1

1

По напряжению

UУСТUНОМ

UУСТ=37 кВ

UНОМ=110 кВ

2

По длительному току

IРАБ.MAXIНОМ

 

IНОМ=1000 А

3

По термической стойкости

BKI2ТЕР*tТЕР

tОТК= tР.Э+ tОТК.В=0.17 сек

 

IТЕР=31.5 кА

tТЕР=3 сек

tОТК.В=0.02




Таблица 8.1. в)

9. Расчёт защитного  заземления.

Расчёт защитного заземления производится на основе данных таблицы 9.1.

Таблица 9.1

№ п/п

Наименование  параметра

Обозначение

Ед. изм.

Величина

1

Длина занимаемой подстанции

  

м

70

2

Ширина занимаемой подстанции

  

м

40

3

Сопротивление естественных заземлителей

  

Ом

1.2

4

Грунт

    

суглинок

5

Климатическая зона

    

3

6

 – коэффициент сезонности

    

1.5

7

Удельное сопротивление  земли, полученное при измерении

  

Ом*м

70

8

Глубина заложения заземлителя

  

м

0.8

9

Длина вертикального стержня

  

м

5

10

Диаметр вертикального стержня

  

м

0.022

11

Длина горизонтальной полосы

  

м

10

12

Ширина горизонтальной полосы

  

м

0.056

13

Кратность отношения длины  горизонтального к вертикальному электроду

    

2

Проектирование системы электроснабжения нефтепромысла