|
|
|
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
сos=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 Ц16*Рне+L (1.1)
Pне=сумма номинальных мощностей всех потребителей, МВт
L - длина питающей линии, (км)
Uрасч.=4.34Ц16*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 нагрузок выполняется 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
Pном.*n
кВт Кспр COS
tg
Рмах.
кВтQмах.
квар Sмах.
кВА12500 40.9 0.9 0.48450021600 499916
Pмах.=Рном. * n * Кспр. (2.1)
Qмах.=Рмах * tg (2.2)
Sмах.=Ц(еPмах.) +(SQмах.) (2.3)
Pном. - номинальная мощность потребителя, кВт
n - число потребителей, шт.
Кспр. - коэфициент спроса
еPмах. - сумма мощностей потребителей
SQмах. - сумма реактивных мощностей потребителей
1) Зная cos, 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.=Ц45000 + 21600=49916 кВ*А
Потери мощности в трансформаторе:
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.=Ц( Ртр + Рл + SРмах.) + ( Qтр + SQмах.)
SSрасч.=Ц(998+1497.5+45000)+(4991.6+21600)=54432.9 кВ*А
Определяем средневзвешенный коэффициент мощности в ЭС
cos=PSрасч./SSрасч.=Ртр+ Рл+Р мах./Sрасч.S (2.9)
cos=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:
Марка
Sн.тр
кВ*АUном1
кВUном2
кВ Рк
кВт Рх
кВтuк
%цена К
т.руб.ТДН-3200
1 2
|
|
|
|
 |
НА САЙТЕ: |
|
Рефераты на CD →