Электроэнергетические системы и сети

юджетное учреждение высшего образования

Ханты-Мансийского автономного округа – Югры

«Сургутский государственный университет»







Институт                   Политехнический					

Кафедра                    Радиоэлектроники и электроэнергетики	



Реконструкция подстанции 35/6 кВ

(тема выпускной квалификационной работы)



ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЕ БАКАЛАВРА



Направление подготовки: «Электроэнергетика и электротехника»

Профиль: «Электроэнергетические системы и сети»



КРЭЭ.РП356КВ.         .ПЗ

(Обозначение документа)





Студент группы 603-31   __________	__________      (__________)

					(Подпись)		(Дата)		           (Ф.И.О.)





Руководитель ВКР	   __________	__________	(__________)

					(Подпись)		  (Дата) 		           (Ф.И.О.)







Допустить к защите, заведующий кафедрой    

 

 __________		__________	(__________)

	(Подпись)		            (Дата) 		           (Ф.И.О.)











Сургут, 2017

Бюджетное учреждение высшего образования

Ханты-Мансийского автономного округа – Югры

«Сургутский государственный университет»



.

УТВЕРЖДАЮ:

Заведующий кафедрой радиоэлектроники и электроэнергетики







     ___________________ В.В. Рыжаков



«____» _______________ 20 ___ г.





ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу бакалавра





Направление подготовки: «Электроэнергетика и электротехника»



Профиль: «Электроэнергетические системы и сети»



Студент:  Унгурян Михаил Радионович



Группа: 603-31



Тема работы: Реконструкция подстанции 35/6 кВ



Тема утверждена приказом по университету от ______________№  __________________





	Вид работы (производственно-технологическая, научно-исследовательская, расчетно-проектная, экспериментально-исследовательская): производственно – технологическая.



Срок сдачи законченной выпускной квалификационной работы (ВКР)____________________________________



Исходные данные: Нормальная схема электрических соединений ПС по РОЭ ЦДНГ – 3; Техническая документация на оборудование подстанции (паспортные данные); 



Содержание пояснительной записки (перечень разделов):

1 Введение

2 Краткая геолого-физическая характеристика территории подстанции

3 Технологическая часть

4 Реконструкция подстанции 35/6 кВ №80

5 Расчёт токов короткого замыкания

6 Выбор высоковольтной аппаратуры ПС №80

7 Определение экономической эффективности проекта

8 Безопасность и экологичность проекта

9 Заключение

10 Список используемой литературы





Перечень графического  (иллюстративного) материала: 

Нормальная схема электрических соединений ПС по РОЭ ЦДНГ – 3.

 	Схема географического положения подстанции № 80

 	Однолинейная схема подстанции № 80

	Преобразованная схема замещения подстанции № 80



Консультанты по ВКР (с указанием относящихся к ним разделов)____________________________________________________________





Руководитель выпускной квалификационной работы:



_____________________________________________________________________________



_____________________________________________________________________________

(ученая степень, звание)



«_____» _________________ 20___ г.                     ______________________________

									(подпись)



Задание принято к исполнению

________________________________________________________________________



________________________________________________________________________



«_____» _________________ 20___ г.                     ______________________________











Аннотация



В данной выпускной квалификационной работе был произведён расчёт электрических нагрузок, даны предложения по реконструкции подстанции и повышению надёжности системы электроснабжения, предназначенной для распределения электрической энергии по месторождению. Был произведён расчёт токов короткого замыкания, осуществлён выбор основного оборудования, применяемого при реконструкции. Проведённый технико-экономический анализ показывает, что более рационально произвести реконструкцию подстанций, установив более современное оборудование, с меньшими затратами на эксплуатацию, более удобным обслуживанием. Актуальность моей выпускной квалификационной работы заключается в том, что оборудование, которое предлагается поставить на подстанцию, приведёт к экономически – выгодной эксплуатации этой подстанции. 

По показателю ЧТС (чистая текущая стоимость) проект окупается на 4-й год реализации, по ПН (поток наличности) на 3-й год.

Пояснительная записка содержит 68 страниц печатного текста, 8 рисунков, 14 таблиц, 1 приложение.































Содержание

Введение................................................................................................................1

1  Краткая геолого-физическая характеристика территории подстанции………………………………………………………………...... …...2

1.1	Географическое и административное положение……………….... …….2

1.2	Природно-климатические условия…………………………......................2

2  Краткая характеристика месторождения и ЦДНГ-3………………...…..3

2.1	Характеристика ЦДНГ № 3………………………………..……………...3

2.2	Обеспечение надёжности электроснабжения, учёт электроэнергии…...4

3  Технологическая часть…................................................................................5

3.1	Описание технологического процесса и оборудования ДНС…..............5

3.2	Технологическое оборудование кустовой насосной станции…..............7

4  Реконструкция подстанции 35/6 кВ №80….................................................8

4.1	Основные потребители электроэнергии ПС35/6 кВ №80…….................8

4.2	Расчёт электрических нагрузок ПС №80…..............................................11

4.3	Выбор числа и мощности трансформаторов ПС №80….........................16

4.4	Выбор числа, мощности и типа трансформатора собственных нужд……………………………………………………........................................18

5 Расчёт токов короткого замыкания….........................................................20

5.1	Расчёт параметров схемы замещения…...................................................20

5.2	Расчёт сверхпереходных и ударных токов для точки К-1……..............27

5.3	Расчёт сверхпереходных и ударных токов для точки К-2………..........28

6  Выбор высоковольтной аппаратуры ПС №80……...................................31

6.1	Выбор выключателей ….............................................................................31

6.2	Выбор разъединителей…...........................................................................33

6.3	Выбор ограничителей перенапряжений…................................................34

7  Определение экономической эффективности проекта…........................35

7.1	Технико-экономическое сравнение показателей экономической эффективности проекта…....................................................................................35

7.2	Определение показателей экономической эффективности капиталовложений на реконструкцию…........................................................39

8  Безопасность и экологичность проекта…..............................................46

8.1	Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности….................46

8.2	Техника безопасности при выполнении работ

в электроустановках….....................................................................................47

8.3	Меры безопасности при возникновении ЧС…....................................49

8.4	Заземление и молниезащита…………………………………….…… 50

8.5	Экологичность проекта…......................................................................57

Заключение…..................................................................................................59

Список используемой литературы…..........................................................60

ПРИЛОЖЕНИЕ А Нормальная схема электрических соединений ПС по РОЭ ЦДНГ – 3……………………………………………………………………..62























Введение

На сегодняшний день электроэнергетика играет важнейшую роль, как в нашей жизнедеятельности, так и в развитии страны в целом. В таких крупных организациях, как: «Тюменьэнерго», «Газпром», «Сургутнефтегаз» и т.д., электроэнергетические системы и сети являются их неотъемлемой частью. Развитие нефтяной промышленности неразрывно связано с ростом энергопотребления. 

Объектом наблюдений, расчётов и анализа данной выпускной квалификационной работы является подстанция 35/6 кВ №80 Федоровское месторождения НГДУ «Федоровскнефть». Основой научно – технической политики предприятия являются мероприятия по увеличению добычи нефти и газа, выполнение геологотехнических мероприятий, а именно: ввод новых добывающих скважин, ввод новых скважин под закачку с целью поддержания пластового давления, методы повышения нефтеотдачи пластов, перевод нерентабельных скважин в бездействие, ремонтно – изоляционные работы и т.п.

Всё это невозможно без совершенствования систем электроснабжения, внедрения новых передовых методов в эти системы, реконструкции уже имеющихся систем электроснабжения. В связи с этим возникает необходимость в дополнительных мощностях для строительства, нормальной работы производственных комплексов, а также для повышения надёжности электроснабжения производственных комплексов. Актуальность данной работы заключается в необходимости внедрения рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники, установки нового оборудования на подстанции, замены старого, для более надёжного и бесперебойного электроснабжения. Реконструкция подстанции экономически эффективна для предприятия.



1 КРАТКАЯ ГЕОЛОГО – ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРРИТОРИИ  ПОДСТАНЦИИ



1.1 Географическое и административное положение

В географическом отношении ПС №80, которая входит в состав Федоровского месторождения, расположена на территории Западно – Сибирской равнины, в центральной части Среднеобской низменности. В административном отношении ПС №80 находится в центральной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области. Ближайший населенный пункт к ПС №80 п.Федоровский. Ближайшие разрабатываемые месторождения – Савуйское, Русскинское, Северо – Тончинское, Северо-Юрьевское, Конитлорское. В настоящее время они обустроены и связаны развитой сетью коммуникаций и автодорог.



1.2 Природно – климатические условия

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны – осень и весна. Поздние весенние и ранние осенние заморозки. Безморозный период очень короткий. Резкие колебания температуры в течение года и даже суток. Среднегодовая температура воздуха – минус 3,6°С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января – минус 22,7°С, а самого жаркого июля + 17,7°С. Абсолютный минимум температуры – минус 58°С, абсолютный максимум - + 36°С. Продолжительность безморозного периода 89 дней. Осадков в районе выпадает много, особенно в теплый период с апреля по октябрь – 425 мм, в холодное время с ноября по март – 160 мм, годовая сумма осадков – 585 мм. Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность меняется от 68 до 85 %. Средняя дата образования снежного покрова -16.10, дата схода – 14.05. Сохраняется снежный покров 207 дней. Средняя годовая скорость ветра – 2,6 м/с, средняя за январь – 2,3 м/с и средняя в июле – 2,4 м/с. В течение года преобладают ветры юго-западного направления, в январе также юго-западного, в июле – северного направлений. По климатическому районированию для строительства территория относится к I климатическому району, к подрайону – 1Д. Район гололедности второй. Нормативная толщина стенки гололеда 5 мм, температура воздуха при гололеде минус 5°С.



	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

		2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЦДНГ – 3

		

		2.1 Характеристика ПСпоРОЭ ЦДНГ № 3

		Для обеспечения надёжного и бесперебойного энергоснабжения объектов добычи нефти и газа, цеховых баз и объектов социально-бытовой сферы НГДУ «Комсомольскнефть» 1 марта 1987 года было создано Управление электросетевого хозяйства (УЭСХ). Изначально оно называлось Управлением эксплуатации электрооборудования (УЭЭО) и состояло из 92 человек. В эксплуатационной ответственности управления было всего пять подстанций 35/6 (10) кВ – на Савуйском и Русскинском месторождениях, ЦППН и в пос. Фёдоровский. Бурное развитие НГДУ «Комсомольскнефть» стремительно расширило системы электроснабжения. Сегодня в ведении УЭСХ две подстанции 110/35/6 кВ, 36 подстанций 35/6 (10) кВ, 753 подстанции 6 (10)/0,4 кВ, воздушные линии электропередачи 110 кВ – 93,5 км, 35 кВ – 207 км, 6 (10) кВ – 952 км, кабельные линии до и свыше 1000 В – 732 км. Количество обслуживаемых электродвигателей превысило 2700 штук. Структура УЭСХ состоит из трёх сетевых районов, четырёх производственных служб, службы релейной защиты и автоматики, группы грозозащиты и цеха пароводоснабжения (ЦПВС). 

Подстанция №138 находится в обслуживании КЦДНГ-4 Южно-Родникового месторождения, он и КЦДНГ-2 (Северо-Родниковое месторождение) находятся в оперативной ответственности сетевого района № 2 (единственный, кто обслуживает сразу два цеха). Территория его является самой отдалённой и самой обширной радиус обслуживания составляет более 100 км. В зону обслуживания входят объекты нефтедобычи: кустовые площадки, БКНС, ДНС, КНС и ППН.

Электроснабжение объектов на месторождении производится от 2-х головных ПС-110/35/6кВ (КУСТ и Родниковая) по линиям в двухцепном исполнении. К фидерам 35 кВ подключены подстанции: 175, 206, 225, 136, 138, 162, 240, 110, 189, 90, 90А, 137, 109. Подключение нагрузок БКНС, ДНС производится от РУ-6 кВ подстанции, нагрузки мехдобычи – от КТПН-6/0,4кВ. 



2.2 Обеспечение надёжности электроснабжения, учёт электроэнергии

Сегодня методы анализа надежности используются уже во многих отраслях техники. Однако проблема надежности в её количественной постановке при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения необыкновенно сложна. Так для рассмотрения вопросов надежности, при эксплуатации систем электроснабжения необходимо учесть как современные достижения современной теории надежности, так и специфику функционирования систем силового типа, подверженных в значительной степени влиянию неблагоприятных воздействий внешней среды и непосредственно связанных с электрической системой.

Надёжность электроснабжения потребителей достигается включенными на подстанциях 35/6 кВ АПВ и АВР.

Учёт электроэнергии осуществляется при помощи счётчиков электрической энергии: активной и реактивной мощности.























3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



3.1 Описание технологического процесса и оборудования ДНС

Площадка дожимной насосной станции (ДНС) совмещена с кустовой насосной станцией (КНС).  По мере обводнения продукции скважин на ДНС предполагается осуществлять предварительный сброс пластовой воды. С этой целью в качестве аппаратов для сброса пластовой воды предлагается использовать трехфазные нефтегазоводоотделители.

Оборудование ДНС производит:

-   сепарацию газа первой ступени;

-   нагрев и сброс попутно-добываемой воды на установке УПСВ;

-   очистку газа от капельной жидкости;

-   аварийную подачу газа в факельную систему;

-   сбор и откачку конденсата из факельной системы;

-   учет и подачу жидкости в напорный нефтепровод;

-   опорожнение аппаратов и дренаж трубопроводов в подземные емкости;

-  прием и хранение нефти в аварийном резервуаре. 

Технологические параметры работы ДНС поддерживаются в заданном

режиме контрольной и регулирующей аппаратурой и арматурой. Обводненная газонефтяная смесь от кустов скважин поступает на узел дополнительных работ (переключающих задвижек), затем направляется в сепараторы первой ступени С-1/1, С-1/2, где происходит сепарация газа. Для защиты от превышения давления сепараторы оборудованы предохранительными клапанами. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется на факел. Обводненная частично разгазированная нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды. Поступающая в аппарат нефтяная эмульсия  проходит входной  отсек установки,  где происходит первичное отделение газа. Часть выделившегося газа после дополнительной очистки в скруббере подается в качестве топлива в жаровой отсек, остальное количество газа совместно с газом Т ступени сепарации подается в газопровод.

Нефтяная эмульсия нагревается при движении вокруг жаровых труб, что вызывает коагулирование капелек и разбивает эмульсию. Нефть попадает в отстойную камеру и переливаясь через перегородку – в нефтесборник. Постоянный уровень нефти в нефтесборнике поддерживается при помощи поплавкового датчика уровня. Остаточное содержание воды в эмульсии – не более 10%. Капли воды, выделившиеся из эмульсии, выпадают на дно емкости и выводятся из аппарата. Вода из аппарата, пройдя узел замера, поступает на очистные сооружения.

Для более эффективного разделения эмульсии осуществляется подача реагента – деэмульгатора в поток жидкости перед сепараторами первой ступени.

Частично обезвоженная нефть поступает в сепараторы – буферы второй ступени С-2/1, С-2/2 и затем на прием насосов через узел учета нефти направляется в напорный нефтепровод. Часть газа I ступени сепарации используется в качестве топлива для котельной и подается на площадку подготовки топливного газа, где в газосепараторе Г-2 происходит отделение капельной жидкости и перетекание ее в конденсатосборник.

При аварийных ситуациях нефтяная эмульсия из сепараторов-буферов подается в аварийный резервуар. Газ в этом случае подается на факел. При аварии на газопроводе, в случае срабатывания предохранительных клапанов газ сбрасывается на факел.

Для защиты напорного нефтепровода от коррозии, газопровода от предотвращения гидратообразования, подачи деэмульгатора на вход ДНС проектом предусмотрена площадка разгрузки, хранения и ввода реагентов. На площадке установлены две емкости: одна для хранения деэмульгатора, другая для хранения ингибитора коррозии, в случае поставки реагентов в автоцистернах. Если реагент будет поставляться в бочках, то проектом предусмотрен склад-навес.

Для закачки реагента коррозии и деэмульгатора используется блок дозирования реагентов (БДР). Обвязка в блоке позволяет одновременно осуществлять закачку реагента и деэмульгатора. На ДНС предусмотрен пункт налива нефти в автоцистерны. Устанавливается емкость, которая периодически заполняется нефтью. Нефть из емкости через стояки налива подается в автоцистерны для использования нужд эксплуатации.

На выходном коллекторе ДНС предусмотрены отводы с отключающей арматурой для подсоединения устройства отбора свободного газа (УОСГ) и устройства взятия проб. Разгрузка гидропяты и дренаж отводятся в дренажную емкость.



3.2   Технологическое оборудование кустовой насосной станции

Сеноманская вода из водозаборных скважин насосами через узел замера поступает в три сепаратора, где происходит сепарация воды и выпадение песка, поднятого из скважины. Выделившийся газ поступает на свечу рассеивания, а вода на вход КНС. Накопившийся песок, при остановке сепаратора, размывается водой и сбрасывается в амбар. Необходимое количество насосов определялось исходя из максимального годового объема закачки (с учетом 15%) и типа установленных агрегатов.

К установке используются центробежные насосы типа ЦНС 63-1900. Давление на устье нагнетательных скважин должно быть равно 18,0 МПа, при развиваемом давлении 19,0 МПа по характеристике насоса имеет производительность 50 м /час.

Подача масла в систему осуществляется масляными насосами, из маслобака через фильтры и маслоохладитель. Обратно в баки масло сливается самотеком. Для слива отработанного масла из бака, используется безнапорная емкость У-5 м3, для свежего масла проектом предусмотрена аналогичная емкость.





4 РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 35/6 кВ №138

	

4.1 Основные потребители электроэнергии ПС 35/6 кВ №80

Таблица 4.1.1 – Установленная мощность объектов электроснабжения

ПС 35/6 кВ № 80

№

Производственные площадки

Название электроприёмника

Рабочее напр. ЭП, кВ

Число/ мощность ЭП, шт/кВт

Суммарная уст. мощность, кВт

ДНС

1

Площадка ввода реагентов

Электродвигатель насоса-дозатора



0,4

2/0,25; 1/2,2



2,7









Электродвигатель вытяжного

вентилятора



0,4



1/0,55



0,55









Освещение



0,4



6/0,2



1,2

2

Нефтенасосная

Асинхронный двигатель насосов



6

2/250; 2/315; 6/500



4130









Электродвигатель вытяжного вентилятора



0,4



2/0,75



1,5









Освещение



0,4



28/0,2



5,6

3

Операторная

Освещение, пульты управления, розетки



0,4



N/19



19

	

	Продолжение таблицы 4.1.1

4

Насосная пожарного водоснабжения

Электродвигатель насосов



0,4



6/110



660









Освещение



0,4



4/0,4 8/0,2











Электродвигатель задвижек



0,4



12/1,5



15

5

Наружное освещение

Прожектор

мачты



0,4



8/2,4



19,2

Объекты инженерного обеспечения

1

Насосная станция над артскважиной

Электродвигатель насоса



0,4



2/4



8

2

Котельная

Электродвигатель вентиляции



0,4



2/15



15









Электродвигатель насоса сетевого



0,4



4/30



60









Электродвигатель подпиточного насоса



0,4



14/4



48

3

Наружное освещение

Фонарные опоры

0,4

9/0,25

2,25



	Продолжение таблицы 4.1.1







Опорный пункт бригады

1

Общежитие на 40 мест

Освещение, розетки

0,4

N/25

25

2

Столовая, 25 мест

Освещение, оборудование

0,4

N/130

130

3

АБК

Освещение, оборудование

0,4

N/32

32



Кустовые площадки

1

Насос нефтяной скважины

Электродвигатель насоса 

0,4

44/45

1980









Электродвигатель насоса 

0,4

38/30

1140

2 









Замерные установки

Электродвигатель замерных установок

0,4

6/0,37

1,48









Электродвигатель вентиляции

0,4

6/0,37

1,48









Светильники в замерных установках

0,4

12/0,1

1,2

3



Освещение

Прожекторные мачты

0,4

18/0,5

9









4.2 Расчет электрических нагрузок ПС № 80

Правильное определение электрических нагрузок служит основой рационального построения и эксплуатации систем электроснабжения предприятий нефтяной и газовой промышленности. Электрические нагрузки определяются для выбора и проверки силовых трансформаторов, коммутационных аппаратов, сечений шин, проводов и кабелей, а также для выбора устройств защиты и компенсирующих устройств.

В проектируемой СЭС потребителями электроэнергии являются электродвигатели основных насосных агрегатов, электродвигатели вспомогательных насосов и вентиляторов, объектов водоснабжения, канализации, электрифицированных  задвижек, внутреннее и наружное освещение,  прочие

	электроприёмники. Все потребители можно разделить на потребители напряжением до и выше 1 кВ. Потребителем электроэнергии напряжением выше 1 кВ являются асинхронные двигатели. Расчетную мощность асинхронных двигателей определим по методике разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз. В основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой кратчайшей функции.

Расчётная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу определяется следующим образом:



,  при С < 0,75 М;                      		      (4.2.1)

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        

             (4.2.2)



Здесь Кв — коэффициент включения, для двигателей работающих в длительном режиме,  Кв  ~ 1; Кз – коэффициент загрузки двигателя,  КЗ = 0,76-0,84, принимаем 0,8.

	Определим расчётную мощность для группы высоковольтных двигателей, установленных на ДНС:

	

	Так как отношение С/М> 0,75, то РР = М = 250 кВт.

	

	

	Расчёт нагрузок для асинхронных двигателей, насосов даёт результат, приведённый в таблице 4.2.1

Таблица 4.2.1 – Расчётные нагрузки высоковольтных электроприёмников

Наименование установки

С,

кВт

М,

кВт

С/М

Рр, кВт

Qp, квар

Sp,

кВт

АД, S = 250 кВт

400

500

0,8

500

105,5

511

АД, S = 315 кВт

504

630

0,8

630

127,9

642,9

АД, S – 500 кВт

1600

2000

0,8

2000

406,1

2040

	

	Для расчёта электрических нагрузок для потребителей напряжением до 1 кВ воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. Расчётная максимальная мощность потребителей определяется

					(4.2.3)

где Км – коэффициент максимума нагрузки;

Ки   -   коэффициент   использования   активной   мощности   группы электроприемников;

Рном — суммарная номинальная мощность всех работающих электроприемников;

Рср,м – средняя мощность группы приемников за максимально загруженную смену.

	Значение коэффициента использования Ки приводиться в справочниках. Коэффициент максимума определяется в зависимости от эффективного числа электроприемников  пэ  и величины коэффициента использования.

	Эффективным числом электроприемников называют такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которые дают ту же величину расчетного максимума, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы

	 

	                                                                                               (4.2.4)

где Pноmi – номинальная активная мощность единичного электроприемника.

	Для электроприемников длительного режима работы практически с постоянным графиком нагрузки коэффициент максимума принимается равным единице. Расчетная максимальная мощность для этих потребителей

	                                 (4.2.5)

	Наибольшая реактивная мощность группы электроприемников

	                                                                      (4.2.6)

	где tg — значение, соответствующее средневзвешенному cos .

	Полная мощность                                                           (4.2.7)

Для силовых электроприемников (насосов и компрессоров) принимаем        Ки = 0,7, cos ср = 0,8; для освещения Ки= 0,85, cos ср = 0,95, Км — 1. Исходные данные для силовых электроприемников представлены в таблице 4.2.2





Таблица 4.2.2 – Исходные данные для силовых электроприемников

Отделения

U, кВ

Установленная мощность (без резерва), кВТ

Коэффициент мощности

Коэффициент использования

Освещение, кВт

Площадка ввода реагентов

0,4

3,25

0,8

0,7

1,2

Нефтенасосная

0,4

0,75

0,8

0,7

5,6

Замерные установки

0,4

2,96

0,8

0,7

-

Насосная нефтяной скважины

0,4

3 120

0,8

0,7

-

Котельная

0,4

125

0,8

0,7

2,25

Насосная станция над артскважиной

0,4

8

0,8

0,7

-

Насосная пожарного водоснабжения

0,4

229

0,8

0,7

3,2

	

	Определяем максимальную расчётную нагрузку за наиболее загруженную смену на площадке ввода реагентов:

	                                                 

	             

	                

	              

	Определяем максимальную расчётную нагрузку за наиболее загруженную смену для электродвигателя вытяжного вентилятора:

Рн.см = 1•0,55 = 0,55 кВт,

Рр.см = 1•0,7•0,55•0,385 кВт,

Qр.см = 0385 • tg(arccos0,8) = 0,289 квар,

Sp. см = ?((0,385)2 + (0,289)2)= 0,481 кВА.

 Определяем нагрузку освещения потребителей:

Рн.см=1,2 кВт

Росв= 1•0,85• 1,2 =1,02 кВт,

Qoce = 1,02 • tg(arccos 0,95) = 0,34 кВАр,

	Sосв = ?((1,02)2 + (0,34)2)= 1,075 кВА

Таблица 4.2.3 – Результаты расчёта нагрузок производства

Потребители

Рн, кВт

Рр ,кВт

Qр ,квар

Sp,kB-A

Площадка ввода реагентов

3,8

2,66

1,995

3,321

Освещение

1,2

1,02

0,34

1,075

Нефтенасосная

0,75

0,525

0,394

0,656

Освещение

5,6

4,76

1,564

5

Освещение КП

10,2

8,67

2,85

9,13

Наружное освещение

ОИО

19,2

16,32

5,36

17,18

Котельная

123

86,1

64,575

107,6

Освещение

2,25

1,91

1,43

2,39

Насосная станция над артскважиной

8

5,6

4,2

7

Наружное освещение

ДНС

2,25

1,91

1,43

2,39

Насосная пожарного водоснабжения

455

318,5

238,9

398,1

Освещение

3,2

2,72

0,89

2,86

Общежитие на 40 мест

25

21,25

6,98

22,37

Продолжение таблицы 4.2.3

Столовая, 25 мест

130

110,5

36,3

116,3

АБК

32

27,2

8,9

28,6

Насос нефтяной скважины

3120

2184

1638

2730

Замерные установки

2,96

2,072

1,554

2,59

Всего по ПС







6650,5





4.3 Выбор числа и мощности трансформаторов ПС 35/6 кВ №80

	Для обеспечения необходимой надежности питания потребителей имеющих электроприемники I и II категорий, в связи с требованиями норм технологического контроля, на подстанции устанавливаются 2 трансформатора. При установке 2-х трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям низшего напряжения, мощность каждого из них выбирается с учетом нагрузки трансформатора не более 70% суммарной максимальной нагрузки подстанции. 

	В этом случае мощность трансформаторов рассчитывается по условию

	                                            			(4.3.1)

	                                      

По этой расчетной мощности подбирается трансформатор на соответствующие уровни напряжений. Принимаем к установке трансформаторы номинальной мощностью ТМН-6300/35/6,3 кВА, параметры которого сведены в таблицу 4.3.1







Таблица 4.3.1 – Параметры трансформатора

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Pх.x, кВт

РК, кВт

UK, %

Ix.x,

%

ТМН – 6300

35/6,3

9,4

46,5

7,5

0,9

	

Проверяется загруженность трансформаторов в нормальном и послеаварийном (утяжелённом – при отключении одного трансформатора) режимах.

	- в нормальном режиме

	                                                            (4.3.2)

где Su1 max – мощность на стороне ВН, МВ-А.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

	Sном.Т  - номинальная мощность трансформатора, МВ-А.

	                                            

	 -в послеаварийном режиме: в аварийных случаях, если коэффициент начальной загрузки не более 0,93, трансформаторы с системой охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускают в течение не более 5 суток подряд перегрузку на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

	                                                                    (4.3.3)

	                                    

1,05 < 1,4 – соответствует условию.

При более длительной продолжительности перегрузки (более 6 часов или более 5 суток) возможна разгрузка трансформатора путем отключения электроприемников III категории (40%), а при необходимости электроприемников II категории (20%), причем перерыв электроснабжения не должен превышать I суток.

	Выбранный тип трансформатора ТМН-6300/35/6,3  кВ соответствует требуемым условиям.

	

4.4 Выбор числа, мощности и типа трансформатора собственных нужд

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ необходимо устанавливать не менее 2-х трансформаторов собственных нужд.

Мощность ТСН должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициента одновременности и загрузки, а так же перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.

	На подстанции с ежедневным обходом:

	                             		(4.4.1)

	где Кп - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1,4;

	 Spacч — расчётная нагрузка на ТСН, кВ? А.

	                                     		(4.4.2)

где Кс - коэффициент спроса ~ 0,8;

Sсн - мощность механизмов собственных нужд, кВ-А. 

Эта мощность принимается для подстанции 35/6 кВ равной 200 кВ-А.

Spacч = 0,8 ? 200 = 160 кВ-А.

Sтсн > 160 /1,4=114,3 кВ-А.

Принимаем к установке два ТСН типа ТМ - 160/6/0,4 кВ-А с параметрами, сведёнными в таблицу 4.4.1

Таблица 4.4.1 - Параметры трансформатора ТМ - 160/6/0,4.

Номинальная мощность, кВА

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

%

Ix,

%





ВН

НН

Рх.x

РК









160

6

0.4

0.54

2.56

6.5

2.4













































5 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ПС №80



5.1 Расчёт параметров схемы замещения

	На основании однолинейной схемы подстанции вычерчивается расчетная схема установки, рисунок 5.1.1

	

	                         Рисунок 5.1.1 - Схема замещения ПС №138

1. Составляем эквивалентную схему замещения.

Все элементы подстанции и электрической сети представлены в виде сопротивлений. Расчет ведется в именованных единицах, приведенных к базисному напряжению Uq = 38,5 кВ. Величины сопротивлений указываются на схеме замещения на рисунке 5.1.2.

-  сопротивления систем:

	для системы С1

	                                                                                  (5.1.1)

	где Х*с - индуктивное сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах работы, относит, ед.

Uб - базовое напряжение, кВ.

	SH0M - номинальная мощность системы в максимальном и минимальном режимах работы, МВ ? А.

	   Рисунок 5.1.2 - Промежуточная схема замещения

	

Сопротивление системы в максимальном и минимальном режиме работы известно из технической документации ПС 110/35/6 кВ «КНС-4» и равно:                                                                                                                                                                                                                                              Х1мах= Х2тах = 6,10 Ом,  X1min = x2min = 10,85 Ом.

	- индуктивные сопротивления линий

	                                                                            (5.1.2)

где худ - 0,4 Ом/км - удельное сопротивление л.......................