150919 (594615), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Для более точного выбора числа и мощности силовых трансформаторов необходимо определить суммарную мощность на стороне низкого напряжения силовых трансформаторов. Поэтому произведем подсчет потребляемой мощности в узлах системы внутреннего энергоснабжения (см. рис.2.1.). Расчет производится от скважин по ступеням к секциям шин на стороне низкого напряжения ГПП.

Приведем пример расчета, определения расчетной мощности и тока для группы двигателей скважин, эксплуатируемых погружными электрическими центробежными насосами.

Данные расчета: n=3 - число двигателей;

Рном.=32 (кВт) - номинальная мощность;

Ки=0,45 - коэффициент использования;

Cosf ном.=0.85;

К=1,1 - коэффициент максимума для данной группы.

Расчет /4/:

1) Определяем эффективное число приемников в группе

так как мощности двигателей одинаковы, то nэф.=3

2) Средние активные и реактивные нагрузки составят:

Полная мощность узла составит:

Рис.2.1. Обобщённая схемa электроснабжения месторождения

3) Определяем расчетный ток линии питающей группу двигателей:

Аналогичный расчет произведен и по другим линиям, отходящим от фидеров ГПП, результаты расчета сведены в табл. 2.2. При расчете учитывалось, что собственная потребляемая мощность КТП составит(4)

где Spнн - расчетная мощность на стороне низкого напряжения КТП;

На основании данных табл. 2.2. рассчитываем потребляемую мощность на секциях шин ГПП, при этом считаем, что потребление электроэнергии на собственные нужды незначительно.

где Кр.м=0.9 коэффициент разновременности максимума нагрузки.

Таблица 2.2. Результаты расчета мощностей и токов по основным фидерным линиям

Номер фидера и название приемников, подключенных к нему	Sр (квА)	Iр (А)
6 БКНС № 1	1777	171,3
7 БКНС № 2	1777	171,3
8 БКНС № 3	1777	171,3
3 ДНС № 1	445	43
4 ДНС № 2	445	43
12 Скважины 63,64,69,68.	239	23
11 Скважины 65,66,67.	159	15,3
13 Скважины 55,56,60.	159	15,3
14 Скважины 61,62.	80	7,7

Рассчитываем групповой коэффициент использования:

,

где =4804 (кВт) - суммарная расчетная мощность групп электроприёмников (табл.2.1.);

=7488 (кВт) - суммарная номинальная мощность групп электроприёмников.

Киг.=4804/7488 =0,64

За расчетную нагрузку принимаем:

Sp=Smaxp*Kи.г.=6630*0,64 =4245 (кВА)

Намечаем два варианта мощности силовых трансформаторов, при этом допустимая перегрузка не должна превышать 50% от номинальной, принимаем согласно (5):

Sgn =0.4Sном.

Первый вариант: два трансформатора по 6,3МВА (2Sном=12,6МВА). В нормальном режиме намечается работа одного трансформатора, с коэффициентом загрузки в часы максимума

К3=Smax.p / Sном.=6630/6300=1,05

Трансформатор будет работать с незначительной перегрузкой.

В торой вариант: два трансформатора по 4МВА (2Sном=8МВА).

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки в часы максимума

K3 = 6630/8000 = 0,83

С точки зрения номинальных режимов работы второй вариант более приемлем.

Проверяем возможность перегрузки намеченных трансформаторов при отключении одного из них:

Первый вариант: при отключении одного из трансформаторов на 6,3МВА, оставшийся в работе может пропустить мощность:

1,4Sном.=1,4*6,3=8,8МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприёмниками. Коэффициент 1,4 определяет допустимую перегрузку трансформатора.

Второй вариант: при отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе сможет пропустить мощность:

1,4Sном.=1,4*4=5,6МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприемниками, при этом К3=6630/5600=1,2 -это значение не превышает допустимое. По рассмотренным выше критериям оба варианта трансформаторов приемлемы. По определению экономической целесообразности режима работы двух вариантов трансформаторов, приведенных выше, выбираем первый вариант с использованием двух трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый, с учетом того, что в нормальном режиме работать будет один трансформатор, а другой будет выведен в резерв. Этот вариант еще предпочтителен и тем, что на месторождении планируется дальнейший рост энергопотребления. Принимаем трансформаторы типа ТМ 6300/35/6,3. Основные технические данные приведены в табл. 3.1.

2 .6 Выбор марок и сечения ЛЭП

Подвод напряжени35кВ к подстанции "Шершневская" предполагается осуществлять воздушной линией. Расчетный ток для нее определяем по формуле:

Iр.в.л.= ,

Где Sр.тр.- расчетная мощность трансформатора, из пункта 2.4.;

Sосн. мех.- мощность двигателей основных механизмов;

Uном.(вн) – номинальное напряжение питания, 35кВ.

Iр.вл. = =197,2 А

Выбираем для воздушной линии алюминиевый провод марки АС, сечением 50 мм² (допустимая длительная токовая нагрузка 215А стр. 31 /3/ )

2 .7 Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП

Потеря напряжения на участке сети – это алгебраическая разность между величинами напряжения в начале и в конце этого участка.

Допустимые потери напряжения в нашем случае определяются для электроприемников с номинальным напряжением 35 кВ.

Сумарные потери напряжения в сети при нормальной работе электроприемников определяются выражением

Uнорм.= Uтр.+ Uл.

Где Uтр - потери напряжения на обмотках трансформатора;

Uл. – потеря напряжения в линии:

Потерю напряжения в линии, т.е. арифметическую разность между напряжением в начале и в конце линии с достаточной точностью определим из выражения:

U = *Iрl*(r cos + х sin),

Где l – длина линии ,км.;

r и x – активное и индуктивное сопротивление 1 км. одной фазы линии, Ом/км;

Iр – расчетный ток нагрузки, А.:

Iр = ,

Где U ном – номинальное линейное напряжение линии электропередачи, кВ

Iр = 197,2 А из пункта 2.5.

rвл = 0,63 Ом/км ; хвл = 0,363 Ом/км /3/

U = *197,2*12*(0,63*0,7+0,363*0,71)=1400,3 В

что составляет 4% от U ном = 35 кВ

Допустимая потеря напряжения в воздушной линии составляет 8% /3/.

4 8

По полученному результату видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.

Потеря напряжения в обмотках трансформатора определяется по формуле:

Uтр = *Iтр.*(1,5*Rтр.cosтр.+Хтр.sinтр.),

где 1,5 – коэффициент, учитывающий нагрев обмоток от +20 до 150^оС;

тр – угол сдвига фаз нагрузки трансформатора

R тр = 0,60; Xтр = 0,257; cos тр =0,75

Потеря напряжения в кабельной линии

Uтр = *197,2*(1,5*0,75+0,257*0,76)=291,7 В

Сумарные потери напряжения в сети будут равны:

Uнорм.=1400,3+291,7=1692 В.

Д ля нормальной работы электроприемников согласно /3/ величина напряжения по стороне 35кВ должна быть не менее 0,95 от номинального:

33308 ≥ 33250

По полученным результатам видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.

Проверяем данный проводник по экономической плотности тока:

Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения

S = ,

Г де I – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы выбираемых по таблице 1.3.36. стр.36./3./

S = = 151,7 А

Выбранный проводник марки АС-50 имеет длительный допустимый ток нагрузки согласно /3/ =251 А , отсюда следует , что он подходит по параметрам экономической плотности тока с учетом дальнейшего увеличения нагрузки на перспективу.

2 .8 Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП

Расчет произведен в относительных единицах /4/, так как мощность питающей системы неизвестна и неизвестно сопротивление системы, принимаем, что мощность системы не ограничена Sс =, точка короткого замыкания значительно удалена от источника питания, сопротивление системы до точки соединения потребителей принимаем равным нулю.

Параметры необходимые для расчета приведены на рис.2.3.

Составляем схему замещения рис.2.4.

За базисную мощность принимаем номинальную мощность трансформатора:

Sб=6,3(MBA) за базисное напряжение

Uбв.н=37(KB); Uбн.н=6,3(кВ)

Рассчитываем величину базисного тока

Определяем сопротивление элементов схемы в базисных единицах:

Воздушные линии электропередач:

где

- удельное активное и индуктивное сопротивление линии (Ом/км);

L- длина линии (км) Трансформатор:

где,

Характеристики

Список файлов ВКР