Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения. Дипломная (ВКР). Физика.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
.1 Краткая характеристика
проектируемого объекта
.2 Выбор схемы электроснабжения и
напряжения
.3 Расчет и выбор мощности
трансформаторов
.4 Расчет токов короткого замыкания
.6 Релейная защита силового
трансформатора
.1 Определение численности
обслуживающего персонала и фонда заработной платы
.2 Расчет потребности
эксплуатационного запаса электрооборудования
.3 Расчет себестоимости 1 кВт·ч
потребляемой электроэнергии
.1 Действие электрического тока на
организм человека
5.1 Грозозащита
линий электропередачи
В топливно-энергетическом и сырьевом комплексе
страны, ведущая роль принадлежит нефтяной и газовой промышленности. В последнее
время значительно увеличились объемы и темпы добычи нефти, за счет привлечения
иностранных инвестиций. Разработка шельфа Каспийского моря позволит к 2010 году
добывать 60-65 млн. тонн нефти, что потребует создания эффективных и надёжных
систем электроснабжения (СЭС).
Выход экономики Республики Казахстан на
международный рынок, изменения в отношениях между поставщиком электроэнергии и
потребителями, потребление электроэнергии совместными предприятиями и
зарубежными фирмами предъявляет жесткие требования к качеству электроснабжения
и качеством электроэнергии. Этим и вызван повышенный интерес к проблеме
надёжности систем электроснабжения.
Электроэнергетика является интегральной частью
мирового энергетического хозяйства. Ее состояние и перспективы во многом
определяются состоянием и перспективами развития всей мировой энергетики и ее
ресурсной обеспеченности.
Электроэнергетика в Прикаспии начиналась с нуля.
До Октябрьской революции 1917 г. в г. Атырау (г. Гурьев) не было ни одного
источника электроснабжения.
Первый дизельный с электроагрегатом мощностью
всего в десять киловатт появился в Атырау в 1922 г. Он обслуживал открывшийся в
городе кинотеатр.
Единственной электростанцией на территории
Атырауской (бывшей Гурьевской) области до Октябрьской революции была Доссорская
дизельная станция, где были установлены два двигателя по 200 лошадиных сил.
Она-то и являлась «энергетической» базой области в первые годы советской
власти. Гражданская война, интервенция, разруха на транспорте и на производстве
не давали возможности для развития энергетики. Это сдерживало добычу нефти,
тогда как бывший Союз остро нуждался в топливе. В то время заводы не
производили энергетического оборудования. Вопросы электрификации нефтяных
промыслов Эмбы решались за счет устаревшего импортного оборудования. Так, на
нефтепромысле Макат, на 42 участке была создана первая электростанция мощностью
80 л. с. с генератором постоянного тока.
Развитие энергетики края началось одновременно с
реконструкцией всей нефтяной промышленности в годы первых пятилеток.
В июне 1926 г. в Макате была пущена
электростанция мощностью 220 л. с. с генератором переменного тока напряжением
2000 вольт.
В 1927 г. здесь была введена новая дизельная
электростанция, состоявшая из четырех генераторов английской фирмы «Рустон
Горнсби» общей мощностью 1050 л. с. В то время эта станция была самой мощной.
Одновременно со строительством Макатской была расширена Доссорская ДЭС путем
установки двух дизелей общей мощностью 700 л.с. Эти электростанции позволили
электрифицировать нефтедобычу на основных нефтяных промыслах Эмбы - в Доссоре,
Макате - и осветить жилища нефтяников. По мере открытия новых месторождений
нефти производилось строительство электростанции на новых нефтепромыслах. Были
построены дизельные электростанции в Сагизе, Байчунасе, Искине, Комсомольске,
Кошкаре, Косчагыле, Каратоне, Индере и Гурьеве. Общая мощность этих
электростанций составила 15 тыс. кВт. Все они работали раздельно, обслуживая
лишь тот промысел, на котором находились. Это было большое и сложное
энергохозяйство, которое подчинялось руководителям нефтепромыслов, хотя в
Атырау тогда уже (с 1941 по 1944 гг.) существовала контора «Электроток»,
которая была организована приказом Народного Комиссара «Нефтепрома» № 239 от 20
мая 1941 г. в Атырау и находилась в составе «Казнефтекомбината» Наркомнефти
СССР. На нее возлагались производство и передача электроэнергии и сбыт ее. При
организации в ее состав вошли дизельные электростанции в Атырау, Искине,
Косчагыле, Байчунасе, центральная энерголаборатория и ремонтные мастерские в
Атырау, стройотдел «Казнефтекомбината», электромантаж и контора электросвязи.
В 50-х гг. основным источником электроэнергии
для города и ряда пригородных колхозов была Гурьевская ДЭС. На ней быдо
установлено четыре дизель-генератора: первый и второй марки БМБ по 400 кВт.
Этой электростанции хватало только для города, а когда приходилось
останавливать дизели на ремонт, то вводились большие ограничения потребителей.
С 1945 г. начался новый этап в развитии
энергетики области -сооружение паротурбинных электростанций. В этом году на
Гурьевском нефтеперерабатывающем заводе была введена ТЭЦ.
На станции было установлено 6 паровых
вертикально-водотрубных 2-барабанных котлов фирмы «Рейли-Стоккер»
паропроизводительностью по 34 т/ч на параметры пара 40 кгс/см2 и 315 °С и 2
паровые турбины типа АПТ-6 фирмы «Дженералэлектрик» номинальной электрической
мощностью по 6 МВт, тепловой отбор турбин - по 47,1 Гкал/ч. Оборудование
станции изготовлено в США и получено по ленд-лизу в годы Великой Отечественной
войны.
В следующем, 1946 г., было начато строительство
Кульсаринской центральной электростанции.
Одновременно с Кульсаринской велось
строительство второй тепловой электростанции - на промысле Доссор. в 1949 г.
здесь были введены уже два турбоагрегата.
В 1955 г. по Кульсаринской ЦЭС вводятся в
эксплуатацию второй и третий турбоагрегаты по 1,5 МВт каждый, в 1957 г. -
четвертый турбоагрегат, в 1958 г. - пятый, по 6 МВт каждый. Общая мощность
Кулъсаринской ЦЭС достигла 16,2 МВт. В 1958 г. первый турбоагрегат был
поставлен на консервацию.
В 1960 г. на ТЭЦ НПЗ был поставлен под нагрузку
турбоагрегат №3.
С ростом тепловых нагрузок завода и города
(станция и в то время частично обеспечивала электроэнергией и теплом
коммунально-бытовые потребности города) ТЭЦ была расширена за счет ввода в
эксплуатацию двух паровых котлов типа ТМ-35 Белгородского котлостроительного
завода паропроизводительностью по 35 т/ч и одной паровой турбины типа АК-4
электрической мощностью 4 МВт. Мощность станции достигла 16 МВт.
Возникла необходимость транспортировки
электроэнергии потребителям на дальние расстояния, и в пятидесятые годы ведется
интенсивное строительство линий электропередачи напряжением 35-110 кВ,
связавших отдельные и паротурбинные и наиболее крупные ДЭС в единую
энергосистему.
Наращивание паротурбинных генерирующих мощностей
и строительство линий электропередачи, связавших между собой нефтедобывающие
промыслы, позволило постепенно выводить из работы маломощные дизельные
электростанции.
Продолжали работать первая очередь Кульсаринской
ЦЭС, Доссорская ЦЭС, строилась вторая очередь Кульсаринской ЦЭС. А
энергетической мощности в области все не хватало.
И в 1957 г. трестом «Казэнергонефть» был
заключен договор с трестом «Передвижных электростанций» Министерства энергетики
СССР на предмет аренды энергопоезда № 317 чехословацкого производства. Мощность
его была 2500 кВт. Установлен он был на территории Гурьевской дизельной
станции. Из ее здания были убраны два дизель-генератора марки МАН и на их место
установили два вагона с котлами от энергопоезда и вагон водоподготовки. В целом
энергопоезд состоял из одиннадцати вагонов.
Энергопоезд был смонтирован, пущен в
эксплуатацию в 1958 г. и проработал до пуска Атырауской ТЭЦ (1963 г.)
Кроме энергопоезда, ДЭС и ТЭЦ нефтеперерабатывающего
завода, других источников электроснабжения в 50-х гг. не было.
В то время для строящегося завода «Синтезспирт»
(в дальнейшем до 1995 г. АО «Полипропилен») строили ТЭС. Руководством треста
«Казэнергонефть» было предложено не продолжать строить ТЭС, а на ее базе прейти
на строительство районной ТЭЦ с отделением ее от завода «Синтезспирт» и
передачей в ведение треста «Казэнергонефть».
февраля 1959 г. была организована дирекция
строящейся Гурьевской райТЭЦ. Было рассмотрено три варианта перепрофилирования
ТЭС. Последний вариант предусматривал встроить в существующее здание два котла
(120 т/час) и две турбины по 12 МВт. Это была первая очередь.
Суммарная мощность электростанций энергосистемы
в год образования составила 27,3 МВт, годовая выработка электроэнергии -118,6
млн кВт.ч, отпуск тепловой энергии - 109, 2 тыс. Ккал.
В конце 1962 г. в основном было завершено
строительство объектов первой очереди ТЭЦ. 31 декабря был осуществлен пуск
первых агрегатов, и 28 января 1963 г. считается датой ввода ТЭЦ в эксплуатацию.
При монтаже второй очереди ТЭЦ построили новый
современный железобетонный корпус. Установили еще три котла по 160 т/ч и две
турбины по 25 МВт. С момента пуска первой и второй очередей ТЭЦ стала
создаваться система теплофикации города.
В 1976 г. ТЭЦ вышла на проектную мощность 249
МВт.
В настоящее время в Атыраускую энергосистему
входят Атырауская ТЭЦ (249 МВт) с параллельно работающей блок-станцией ТЭЦ
Атырауского НПЗ (12 МВт) и Тенгизская ГТС (144 МВт).
Строительство линий электропередачи в Атырауской
области началось при освоении нефтяных месторождений. Первые линии
электропередачи напряжением 2кВ трансформаторные пункты и низковольтные ЛЭП
были построены на нефтепромыслах Доссор и Макат в 20-х гг. и предназначались
для передачи электроэнергии от дизельных электростанций к объектам нефтедобычи
и жилого сектора. В дальнейшем на вновь открываемых месторождениях
электроснабжение от дизельных электростанций осуществлялось по ЛЭП-6 кВ.
В 40-х гг. электронагрузки на нефтепромыслах
возросли настолько, что дизельные электростанции уже не смогли покрывать их.
Расширять их было нецелесообразно, и развитие энергетики пошло по пути
централизации выработки электроэнергии на тепловых паротурбинных
электростанциях и строительства линий электропередачи от ЦЭС до нефтепромыслов.
Первая ЛЭП напряжением 35 кВ была построена от Искинской ДЭС до Байчунаса.
Вторая - от Кульсаринской ЦЭС до Косчагыла - была построена уже после окончания
войны и уже по заказу треста «Казэнергонефть». К этому времени ДЭС и
электросети 6 кВ были переданы нефтепромыслами на баланс этого треста, и
началось планомерное строительство воздушных электролиний. Для передачи
электроэнергии с Доссорской ЦЭС к потребителям были построены ЛЭП-35 кВ
Доссор-Байчунас, Доссор-Сагиз, Доссор-Макат, Макат-Сагиз, Сагиз-Кошкар,
Кошкар-Комсомольск. Это позволило снять дефицит в электроснабжении
нефтепромыслов Макатского района, повысить надежность, качество
электроснабжения, вывести из работы дизельные электростанции с изношенным
оборудованием. Доссорская ЦЭС работала на угле (впоследствии была переведена на
нефть), а Кульсаринская - на попутном газе и нефти. Так как мощности этих ЦЭС
были к тому времени исчерпаны, встал вопрос об их расширении, который решился в
пользу Кульсаринской ЦЭС. Для передачи электроэнергии от нее потребителям
необходимо было строительство ВЛ, но уже с более высоким напряжением.
Так как ощущался дефицит металла, в качестве
материала для опор ЛЭП были использованы бурильные трубы.
Когда решился вопрос с конструкцией опор, из
труб были запроектированы ЛЭП-110 кВ Кульсары-Комсомольск и Кульсары-Каратон.
Первая такая в области ЛЭП была построена в 1956 году, она соединяла
Кульсаринскую ЦЭС с Доссорской и давала возможность передавать мощность с
раширяемой Кульсаринской ЦЭС и бесперебойно снабжать потребителей при ремонте
ЛЭП-35 кВ от Кульсары до Доссора и ремонте оборудования на Доссорской ЦЭС. А
вторая - решала вопрос покрытия нагрузок Каратонского узла, так как Каратонская
ДЭС уже не покрывала возрастающие нагрузки.
Строительство ЛЭП-110 кВ Кульсары - Комсомольск
велось подрядной организацией СМУ-7 Московского треста № 8. Так как подрядчик
уже не мог выполнять всевозрастающие объемы сетевого строительства, в 1956 г.
при тресте «Казэнергонефть» был создан электромонтажный участок по строительству
ЛЭП и подстанций. И уже ЛЭП Кульсаринская ЦЭС - Кульсары строилась хозспособом
трестом «Казэнергонефть».
И для эксплуатации электросетей приказом
совнархоза от 16 декабря 1960 г. было создано предприятие «Управление
высоковольтных сетей» с передачей ему на баланс всех высоковольтных
электросетей и ДЭС.
Чтобы решить вопрос о соединении Атырауской ТЭЦ
с образовавшимся энергоузлом Доссорской и Кульсаринской ЦЭС, необходимо было
построить ВЛ-110 кВ Гурьев-Доссор и Атырау-Карсак.
Первой включили в план строительства ВЛ-110 кВ
Атырау-Доссор.
Ввод в эксплуатацию ВЛ-110 кВ
Атырау-Доссор-Кошкар и перевод ЛЭП-35 кВ Кошкар-Комсомольск на напряжение 110
кВ создали условия для параллельной работы всех электростанций, перевода
энергетическиих нагрузок на Атыраускую ТЭЦ и вывода из эксплуатации менее
экономичных Доссорской и Кульсаринской ЦЭС.
В Гурьеве был создан участок треста
«Казсельэлектросетьстрой», и его мехколонны начали строить электросети на селе.
Были построены подстанции Орлик, Махамбет,
Сорочинка, Птицефабрика, Новобогатинская, Чертомбай, Ганюшкино, Дашино, Миялы,
Райгородок, Карабау, Амангельды и другие. А также ЛЭП-110 кВ
Бузан-Чертомбай-Ганюшкино, Баскунчак-Суюндук, Суюндук-Асан; ЛЭП-35 кВ
Ганюшкино-Дашино, Ганюшкино-Ногайбай, Суюндук-Балкудук для электроснабжения
потребителей Тенгизского района; ЛЭП-110 кВ Индер-Райгородок; ЛЭП-35 кВ
Райгородок-Карабау, Райгородок-Миялы, Уил-Миялы для электроснабжения
потребителей Кзылкогинского района; подстанция 110/35/10 кВ в Махамбете и ВЛ-35
кВ Махамбет-Тандай, Махамбет-Егизгуль, Махамбет-Сорочинка для электроснабжения
потребителей Махамбетского района. Тысячи километров ЛЭП пролегли по степным
просторам Атырауской области, позволив подключить к государственной
энергосистеме не только районные центры, центральные усадьбы совхозов, но и
отдаленные отделения и чабанские зимовки.
В 1972 г. управление высоковольтных сетей было
переименовано в Атырауское предприятие электросетей с передачей ему на баланс
коммунальных электросетей.
До 1976 г. Атырауская энергосистема электрической
связи с другими энергосистемами СССР не имела и работала изолированно.
С вводом в эксплуатацию в 1976 г. линии
электропередачи Атырау-
Уральск (Атырау-Индер-Уральск-Кинель)
протяженностью 475,8 км появилась межсистемная связь с объединенной
энергосистемой Средней Волги.
В 1979 г. после завершения строительства
двухценой ЛЭП-110 кВ Кульсары-Опорная-Бейнеу появилась связь между Атырауским и
Мангышлакским энергоузлами, что повысило надежность электроснабжения
потребителей Атырауской области.
Для электроснабжения месторождения Тенгиз в 1985
г. построена ВЛ-110 кВ Тенгиз-Прорва.
В 1988 г. введена в эксплуатацию транзитная
ВЛ-220 кВ Актау-Бейнеу-Тенгиз, что позволило связать Мангышлакский
атомно-энергетический комбинат с энергетическими системами Атырауской и Западно-Казахстанской
областей и ОДУ Средней Волги.
В 1997 г. Управление «Атырауэнерго» было
преобразовано в Атыраускую распределительную электросетевую компанию (АРЭК) с
филиалами - городские электрические сети и высоковольтные электрические сети.
В 1998 г. эл. сети с подстанциями и ВЛ 220 кВ
были переданы в Западный филиал магистральных электрических сетей (3 МЭС) ОАО
КЕGОС (Казахстанская
компания по управлению электрическими сетями).
.1 Краткая
характеристика проектируемого объекта
Заданием дипломного проекта является
проектирование электроснабжение нефтяного месторождения. Источниками питания
являются шины 110 кВ районной подстанции.
Удаленность от подстанции до проектируемого
объекта составляют 25 км. Общая потребляемая мощность потребителей составляет
6795 кВА. На основе технико-экономических сравнений по капитальным затратам и
годовым потерям электроэнергии напряжение внешнего электроснабжения принято
равным 110 кВ. Питание осуществляются двухцепной воздушной линии с проводом
АС-70 . Единичная мощность трансформаторов подстанции составляет 6300 кВА.
В соответствии с типовыми проектными решениями
и, учитывая количество присоединений приняты, следующее принципиальные схемы
распределительных устройств. На стороне высшего напряжения - два блока с
отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны питающих линии. В
качестве перемычек взято разъединители типа РНДЗ. Для создания искусственного
короткого замыкания выбран однополюсной короткозамыкатель, который включается
автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании привода
релейной защиты. На высшей стороне также установлены заземлители, включаемые в
нейтраль трансформаторов.
На стороне низшего напряжения -10 кВ с одним
секционированием выключателем системы шин установлены : трансформаторы тока и
напряжения предназначенные для питания токовых катушек измерительных приборов и
реле, а также для катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты,
измерения и контроля за напряжением. Для защиты оборудования распределительных
устройств от электромагнитных волн перенапряжения, приходящих по линиям
электропередачи выбран разрядники. Для питания собственных нужд подстанции
предусмотрена установка трансформаторов мощностью по 40 кВА на напряжение
10/0,4-0,23 кВ. Распределительное устройство принято открытыми, компоновка
типовая РУ-10 кВ принимаемая КП1П5 с установкой шкафов КРУН серии К-49 .
На подстанции предусмотрена релейная защита и
автоматика в объеме с требованиями ПУЭ. Для защиты обслуживающего персонала
предусмотрено в проекте техника безопасности и противопожарные мероприятия .
Кроме этого в проекте рассмотрены вопросы по экономике определено численность
обслуживающего персонала и фонд заработной платы , определен экономический
эффективность выбранного варианта .
Источник питания - шины 110 и 35 кВ узловой
подстанции.
Мощность КЗ на шинах 110 кВ источника - 2000
МВА.
Таблица 1.1 - Электрические нагрузки нефтяного
месторождения
электрический напряжение замыкание
заземление
При проектировании силовых электрических сетей
большое значение имеет правильное определение расчетных электрических нагрузок
от которых зависят капитальные затраты, расход проводникового материала,
величина потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы.
Потребителями электроэнергии
нефтеперерабатывающего завода являются:
·
Насосные
установки по перекачке нефти;
·
Установки
по вентиляции и кондиционирования;
По надёжности электроснабжения согласно
классификации и требованиям Правил Устройствами Электроустановок основные
технологические производства относятся к 1 и 2 категории потребителей электроэнергии.
Основой рационального решения комплекса
технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного
промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых
электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым
этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических
нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели
проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок
зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла,
потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении
электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей
промышленного предприятия.
Электрическая нагрузка характеризует потребление
электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе.
При проектировании и эксплуатации систем
электроснабжения промышленных предприятии основными являются три вида нагрузок:
активная Р, реактивная мощность Q
и ток I.
В системе электроснабжения используется много
разных методов определение электрических нагрузок:
3. Метод
удельных плотностей нагрузок;
4. Метод
удельного потребления энергии на единицу времени;
5. Метод
определения электрических нагрузок однофазных приемников.
В данном дипломном проекте используется метод
коэффициента спроса. Коэффициенты спроса учитывают графики нагрузок
определенных групп потребителей.
Расчетная активная мощность определяется
формулой:
где Ру- установленная активная мощность, кВт.
Зная, ориентировочно значение средневзвешенного
коэффициента мощности отдельных потребителей, можно определить расчетную
активную мощность:
где tg
φ-находится по
таблицам тригонометрических функции для
средневзвешенного коэффициента мощности cos
φср.
Полная расчетная мощность определяется как:
Принимая табличные значения Кс
составляем таблицу 2.1 расчетных нагрузок для нефтяного месторождения.
Таблица 2.1 - Расчет нагрузок
месторождения
Наименование потребителей Установл.
мощность Коэфф. спроса Расчетная мощность
2.2 Выбор схемы
электроснабжения и напряжения
Основные принципы построения схем
электроснабжения промышленных предприятий:
а) максимальное приближение источников высокого
напряжения 35-330 кВ (районных и. узловых подстанций системы УРП) к
электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ),
размещаемых рядом с энергоемкими производственными корпусами;
б) резервирование питания для отдельных
категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для
этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в нормальном режиме
постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных
участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом
допустимых для этих элементов перегрузок;
в) секционирование всех звеньев системы
электроснабжения начиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них
системы автоматического ввода резерватом, гл. 10) для повышения надежности
питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную
работу элементов системы электроснабжения, что снижает токи КЗ, облегчает и
удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.
Систему электроснабжения можно подразделить на
систему внешнего электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых
подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ЦРП) и систему внутреннего
электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых
трансформаторных подстанций).
Существует следующая классификация сетей электроснабжения:
а) сети внешнего электроснабжения-от места
присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на
предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП);
б) сети внутреннего; электроснабжения -
внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.
Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения
выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей
дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.
Электроснабжение промышленного объекта может
осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы,
а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции (при
этом последняя имеет связь с системой и работает с ней параллельно).
Трансформаторные подстанции по типу аппарата
установленного на стороне высшего напряжения делятся на следующие:
а) с короткозамыкателем и отделителями;
Схема с короткозамыкателями и отделителями на
стороне высшего напряжения рекомендуется как более дешевая в исполнении и не
менее надёжная в эксплуатации, чем схема с масляным выключателем.
Однако применение схемы с короткозамыкателем и
отделителями возможно только для тех случаев, когда операция по включению и
отключению трансформаторов не проводится ежедневно по причине соблюдения экономической
целесообразного режима работы.
Если включения и отключения трансформаторов
происходит ежедневно, то следует выбрать схему с масляным выключателем.
В данном дипломном проектировании принимаем
схему с отделителем и короткозамыкателем.
При проектировании систем электроснабжения
промышленных предприятии важным вопросом является выбор рациональных напряжении
для схемы, поскольку их значения определяют параметры линии электропередачи и
выбираемого электрооборудования подстанции и сетей, а следовательно, размеры
капиталовложения, расход цветного металла, потери электроэнергии и
эксплуатационные расходы.
Для электроснабжения нефтяного промысла намечаем
главную понизительную подстанцию для присоединения к ней промышленных
распределительных сетей. Так как, нефтяной промысел относится в основном ко 1 и
2 категории по надёжности электроснабжения, то на ГПП намечаем установку двух
силовых трансформаторов.
Питание ГПП намечаем по двум воздушным линиям.
Источник питания ПС 110/10 кВ удалён на расстоянии 25 км. С учетом расчетной
нагрузки и удалённости объекта от источника электроэнергии предварительно
определяем величину рационального напряжения из формулу:
Для технико-экономического
обоснования рассматриваем два варианта по уровню напряжения:
Первую схему принимаем с отделителем
и короткозамыкателем, вторую схему с масляным выключателем.
Площадь сечения проводов ЛЭП
определяем по экономической плотности тока:
где jэк.= 1,4 А/мм2- экономическая
плотность тока, по табл. 4.2 [2].
Принимаем две линии с проводом марки
АС и сечением Fст=70 мм2 на
железобетонных опорах, т.к. для проводов напряжением 110 кВ минимальная площадь
сечения составляет 70 мм2. Стоимость воздушной линии с проводом АС-70 на
железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей составляет 1350
т.тенге (Таблица 2.2).
Произведем поверку АС-70 на условия
нагрева:
условие соблюдается так как Iдоп=265 >
Iрасч= 35,7 А
Таблица 2.2 - Технико-экономические
данные ЛЭП
Потери
мощности на одну цепь (кВт/км)
Длительно-допустимая
токовая нагрузка на одну цепь (А)
Площадь сечения проводов ЛЭП
определяем по экономической плотности тока:
Принимаем ближайшее меньшее
стандартное сечение провода АС-95 с допускаемой нагрузкой 330 А.
Произведем проверку провода АС-95 на
условие нагрева условие соблюдается так как Iдоп=330 >
Iрасч=112 А
Составляем таблицы 2.3 - 2.4 затрат
для обеих вариантов.
Таблица 2.3 - Вариант 1 - 110/10 кВ
Определяем эксплуатационные расходы.
Таблица 2.5 - Технико-экономические данные
трансформаторов
Потери электрической энергии в линиях:
∆Эл = n ∙ Р · ℓ
· кз2 ·
τ
[кВт ч] (2.5)
где Iдоп.-
допустимый ток для провода АС-70.
∆Э= 2 · 125 · 25 ·
0,132 · 2800 = 295750 кВт ч
Этр.= n (∆Рхх
+ )∙Т+n кз2 ∙
(∆Ркз + ) τ, [кВт ч] (2.6)
Ркз- потери при коротком замыкании;
Sн-
номинальная мощность трансформатора;
Т- фактическое время работы в часах.
Этр=2(15+ )8760+2·0,332(58+ )·2800
= 395887 кВтч
Сп= 4 (295750 + 395887) = 2766548 =
2766 т.тенге
где С0- стоимость 1 кВт ч
электрической энергии.
где Рл,Ртр.,Роб.- соответственно
нормы амортизации линии, трансформаторов и оборудование;
кл,ктр,коб - соответственно стоимости линии,
трансформаторов и оборудования
З= 0,125 · 41149 + 4613 = 9756 т.тенге
к = кл+коб+ктр= 33750 + 99,6 +7300 = 41149
т.тенге
Аналогично производим расчет варианта 2 и все
полученные данные расчетов заносим в таблицу 2.6.
Таблица 2.6 - Сравнение технико-экономических
показателей
Эксплуатационные
расходы всего: в том числе: а) стоимость потерь б) амортизац. отчислен.
Из таблицы 2.6 видно, что Вариант-1 110/10 кВ с
отделителем и короткозамыкателем выгоднее и дешевле чем вариант 35/10 кВ.
2.3 Расчет и выбор
мощности трансформаторов
Выбор числа трансформаторов, типа и схемы
питания подстанций обусловлен величиной и характером электрических нагрузок,
размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также
производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.
Должны учитываться, кроме того, конфигурация производственных помещений,
расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия
охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы
применяемого электрооборудования.
Следует широко применять КТП и КРУ.
Выкатные тележки КРУ рекомендуется применять:
а) в крупных и ответственных установках, в
которых необходима быстрая взаимозаменяемость при повреждении основного
аппарата - выключателя;
б) в машинных залах металлургических и химических
предприятии; компрессорных, насосных и других электромашинных помещениях;
в) в электроустановках с числом камер более
15-20, когда по условиям общей компоновки подстанции возможно двустороннее
обслуживание камер.
Камеры типа КСО рекомендуется применять: для
подстанций, на которых возможно применение выключателей типа ВМП или
выключателей нагрузки типа ВНП; для временных подстанций, строительных площадок
и т. п.
Трансформаторные подстанции должны размещаться
как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться
внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к
нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.
Трансформаторные подстанции должны размещаться
вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении
части нагрузок вне цеха.
Выбранная подстанция должна занимать минимум
полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной
безопасности и не должна создавать помех производственному процессу. Ограждение
КТП следует применять в цехах, насыщенных оборудованием, или в цехах
Похожие работы на - Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения Дипломная (ВКР). Физика.
Краткое Сочинения О Молчалине
Реферат: Договор: сущность, содержание и место в предпринимательских правоотношениях. Скачать бесплатно и без регистрации
Направления Сочинения 11 Класс 2022 Года
Курсовая работа по теме Стратегии изменений
Как Писать Сочинение Рассуждение
Контрольная Работа На Тему Понятие И Обязанности Резидентов
Ене Сыры Эссе
Реферат по теме Проблеми методології формування категоріально-понятійного апарату юридичної науки
Контрольная Работа По Сольфеджио 4 Класс
Клише Для Сочинения Егэ По Русскому
Универсальный Список Для Итогового Сочинения
Курсовая работа: Планирование новой продукции
Реферат: Фискальная политика Республики Казахстан 2
Курс Лекций На Тему Інноваційна Політика Підприємства
Сочинение По Бел Литу 9 Класс
Реферат По Астрономии На Тему Законы Кеплера
Курсовая работа: Проектирование железобетонных конструкций многоэтажного здания
Заявление Курсовая Работа
Реферат: Познание
Контрольная работа: Психология группового внушения
Реферат: Формы деятельности таможенных органов
Доклад: Одаренные дети и компьютеры
Курсовая работа: Психология музыкальных способностей