Географическое положение района месторождения

      ВВЕДЕНИЕ
         
      Дожимная компрессорная станция (ДКС), входящая в структуру ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» способствует получению оптимальных технико-экономических показателей работы месторождения и газопровода и предназначена для сжатия газа поступающего из установок комплексной подготовки газа (УКПГ), до нужного давления.
      ДКС является энергоёмким производством, и решающую роль в обеспечении безаварийной работы играют бесперебойность и качество электроснабжения. Поэтому вопрос электроснабжения ДКС является  крайне ответственным и актуальным.
      В работе проведены расчеты по реконструкции системы электроснабжения ДКС Ханчейского газоконденсатного месторождения с выбором нового, более совершенного оборудования, позволяющего продолжить эксплуатацию компрессорной станции.
     Для электроснабжения ДКС в 1985 году было построено закрытое распредустройство 6 кВ, питающееся от двухтрансформаторной подстанции. Парк электрооборудования ЗРУ-6 кВ отработал установленный эталонами наименьший срок службы. Износ основных фондов составляет  90% и больше.
     Модернизация оборудования ЗРУ-6 кВ должна обеспечить бесперебойность, стабильность и безопасность  электроснабжения промплощадки ДКС, а также основывается на использовании современного оборудования и спецтехнологий. 
     При техническом  перевооружении  обязаны решаться следующие задачи: оценка вероятности последующей  эксплуатации электрооборудования с учетом экономической рациональности; замена нравственно и физически устаревшего оборудования и конструкций новыми,  более  совершенными; внедрение системы контроля состояния электрооборудования. 
      Замена основного оборудования ЗРУ-6 кВ должна решаться с учётом следующих факторов: морального износа; данных о техническом состоянии, полученных по итогам обследований; данных о источнике до полного физического износа, полученных по опыту эксплуатации аналогичного оборудования; экологичности и безопасности.
      Актуальность темы заключается в том, что разработка системы электроснабжения с применением больше идеальных способов проектирования и использованием новых разработок оборудования разрешает добиться экономии на издержках на обслуживание и издержках на потери электроэнергии. Применение резервных источников питания разрешает снизить затраты на ремонт оборудования, которое может выйти из строя при прекращении электроснабжения.
    
    
    
    
    
    
    
    
      1  ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
        
     1.1  Географическое положение района месторождения
      Ханчейское месторождение находится на территории Тарко-Салинского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. 
      2-й участок ачимовских отложений Ямбургского месторождения размещен в центральной части месторождения со смещением на юго-восток (район размещения УКПГ-2В, ЦПС-2, УКПГ-3, УКПГ-4). На территории участка городов и населённых пунктов нет.
      Район освоения месторождения характеризуется как район энергичной разработки и эксплуатации сеноманских и валанжинских залежей Ханчейского месторождения с достаточно хорошо развитой сетью автодорог, инженерных коммуникаций и общественной инфраструктурой. Ближайшим базовым населенным пунктом является город Тарко-Сале.
      В геологическом строении территории принимают участие четвертичные отложения разного возраста: верхнечетвертичные морские и ледниково-морские отложения бахтинского надгоризонта, современные болотные и аллювиальные отложения.
      Газовые отложения Ханчейского месторождения имеют следующий состав: метан - 81,833%, этан - 7,285%, пропан - 3,259%, изобутан - 0,687%, изопентан - 0,522%, н-пентан - 0,425%, С6+ - 4,038%, азот - 0,111%, Диоксид углерода - 0,449%, вода - 0,722%.
      Добычу  газа и разработку месторождения осуществляет ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ». Эффективность УКПГ по пластовому газу составляет 2,675 млрд. м3 /год (2,562 млрд. м3/год по подготовленному газу). По нестабильному конденсату - до 0,88 млн.т/год (по добыче) либо около  0,806 млн. т/год по выходу с УКПГ (по стабильному конденсату - 0,610 млн. т /год).
      Исходные резервы сухого газа в пределах участка составляют 331,941 млрд. мЗ (пластового 354 млрд. м3), конденсата - 121,677 млн. м3.

1.2 Природно-климатические условия  района  месторождения
      Микроклимат района резко континентальный. Средняя температура в январе составляет -23 °С, минимальная -55 °С. Высота снежного покрова в среднем  1,0 м, в пониженных участках до 1,5 м. Глубина промерзания грунтов 1,0-2,2 м. Средняя температура в июле +16 °С, максимальная +34 °С. Среднегодовое число осадков 500-550 мм, из которых наивысшее число (400 мм) выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Число дней с  осадками - 190 в году.
      Поверхность территории месторождения представляет собой сильно заболоченную равнину, изобилующую озерами. Безусловные отметки рельефа изменяются от +66 м до +80 м, возрастая к северу.
      Гидрографическая сеть представлена реками Ханчей, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также большинством мелких речек и ручьев. Реки  спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/с на плесах и  0,8-1,2 м/с на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в особенно сухое летнее время не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды подымается до 2,5-5 м. Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водоразделах).
      Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные смеси.
      Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты. Реликтовая мерзлота залегает на глубине 110-290 м в виде секций, разобщенных сквозными тальниками в долинах крупных рек и под большими озерами. 
      Из полезных ископаемых, приуроченных к поверхности, имеются песчано-гравийные смеси, строительные пески, керамзитовые и кирпичные глины.
      
      1.3 Технология подготовки газа
      Подготовка газа осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) с применением способа низкотемпературной сепарации.
      На Ханчейском месторождении принята лучевая схема сбора газа, при которой газ от кустов по подземным шлейфам подается на УКПГ. Такая схема обеспечивает благоприятный гидравлический и температурный режим транспорта газа и высокую безопасность.
      Газожидкостная смесь от кустов скважин с температурой +35 °С и давлением до 16,0 МПа по шлейфам поступает на УКПГ в ЗПА, где производится снижение давления газа до рабочего 12,258 МПа (125 кгс/см2), нужного для процесса низкотемпературной сепарации (НТС), замер поступающего газа и разделение его по технологическим линиям. 
      Затем после ЗПА потоки газа поступают в сепараторы первой ступени технологических линий. Здесь производится улавливание допустимых жидкостных пробок, чистка газа от мехпримесей и жидкости, представляющей собой «тяжелую» фракцию углеводородного конденсата, содержащего основную часть парафинистых соединений, а также метанольную воду.
      В сепараторах второй и третьей ступени также осуществляется чистка газа от жидкостей, а также снижение его давления до 6,02 МПа.
      После сепаратора третьей ступени осушенный газ направляется последовательно в теплообменники первой и второй ступени, где охлаждает встречный поток сырого газа. В теплообменнике первой ступени обратный поток сухого газа нагревается до температуры +10,4 °С и направляется на замер в торговый пункт измерения расхода газа и дальше в межпромысловый газопровод покупателям.
      Жидкость, выделившаяся при сепарации, сбрасывается в разграничитель жидкости первой ступени, где производится снижение и поддержание давления на уровне 6,1 МПа, и разделение жидкости на конденсат и метанольную воду (содержание метанола до 6-7 %).
      Газ, выделившийся из жидкости в разделителе первой ступени при снижении давления, замеряется и подается в низкотемпературный сепаратор третьей ступени через теплообменник. 
      Разделенные потоки метанольной воды и конденсата сбрасываются: конденсат - в разграничитель второй ступени, метанольная вода - на очистные сооружения УКПГ с дальнейшим сжиганием.
      В сепараторе третьей ступени производится распределение выделившейся жидкости на конденсат и насыщенный раствор метанола. Насыщенный раствор метанола по уровню в агрегате сбрасывается на узел приема и подачи метанола в промежуточный выветриватель, где давление снижается до 2,45 МПа, после чего насыщенный метанол поступает в накопительно-расходную емкость для повторного использования. Газ выветривания подается на эжектор. Конденсат от сепаратора третьего уровня по уровню сбрасывается в разграничитель жидкости второго уровня, где подогревается в разделителе за счет внутреннего нагревающего устройства до 0°С.
      После добавочного распределения жидкостей в разделителях второго уровня метанольная вода сбрасывается по уровням в агрегатах на очистные сооружения УКПГ.
      «Тяжелый» и «легкий» конденсат по отдельным трубопроводам направляется в буферные емкости, откуда он поступает на прием насосов внешнего транспорта конденсата, размещаемых в насосной конденсата внешней и внутрипарковой перекачки конденсата. От насосной конденсат направляется на замер в узел учета конденсата, позже поступает на площадку подогревателей для нагрева до нужной температуры и отправляется в конденсатопровод внешнего транспорта на УПКТ (управлене по подготовке конденсата к транспорту).
      
      1.4 Промысловые дожимные компрессорные станции
      В процессе разработки месторождений природных газов происходит уменьшение пластового давления, что в свою очередь приводит к падению давления во всей системе пласт - скважина - промысловые газосборные сети - установки подготовки газа. Наступает момент, когда давление газа на выходе из установок подготовки газа становится недостаточным для его подачи покупателю при заданном давлении и расходе, т.е. период компрессорной эксплуатации месторождения, когда газ покупателю подается с поддержкой промысловой дожимной компрессорной станции (ПДКС). ПДКС способствует приобретению оптимальных технико-экономических показателей работы месторождения и газопровода и предназначена для сжатия газа поступающего из УКПГ, до нужного давления.
    При подачи в магистральные газопроводы давление на выходе УКПГ должно равняться 5,5 либо 7,5 МПа и оставаться непрерывным, несмотря на уменьшение давлении на приеме ПДКС. Т.о., в компрессорный период эксплуатации месторождения давление на приеме ПДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа будет нарастать, что приведет к необходимости последовательного увеличения мощности силового привода для сжатия газа и уменьшения подачи одного компрессора. При этом будет возрастать как число ступеней сжатия, т.е. число компрессоров, работающих ступенчато, так и число компрессоров работающих параллельно. Схема компоновки компрессорных аппаратов на ПДКС приведено на рисунке 1.1.

      Рисунок 1.1 – Схема компоновки компрессорных аппаратов на ПДКС
      
      В свою очередь применение ПДКС разрешает увеличить показатель газоотдачи, т.к. снижением давления на приеме ПДКС можно увеличить дебиты скважины и уменьшить число скважин.
      К компрессорным аппаратам ПДКС предъявляются определенные требования. Они обязаны обладать высоким КПД в широких диапазонах изменения сжатия и расхода, большей подачей и высокой степенью сжатия. При степенях сжатия выше 1,67 рекомендуется применять поршневые компрессоры, при более низких степенях сжатия - центробежные нагнетатели. Перспективны для применения на ПДКС винтовые компрессоры.
      Чаще всего время ввода ДКС соответствует периоду падающей добычи пластовой продукции. При эквивалентном снижении давления на входе УКПГ с уменьшением объема добычи газа ДКС может включатся в схему УКПГ как до, так и после нее.
      С падением пластового давления происходит также изменения состава добываемой продукции, что также оказывает значительное воздействие на степень конденсации углеводородов при постоянных температуре и давлении. Это обстоятельство также нужно рассматривать при выборе мест размещения ДКС.
      Давление на входе в УКПГ в процессе разработки снижается, что приводит к изменению требуемых степеней сжатия на ДКС. Эти изменения относительно легко реализовать на газомотокомпрессорах и труднее на газотурбинных установках.
      Вывод:
      - при подготовке к транспорту продукции чисто газовых месторождений и при поддержании эффективности УКПГ на проектном уровне, ДКС уместно установить перед УКПГ;
      - в случае обработки продукции газоконденсатных месторождений способом низкотемпературной сепарации в период падающей добычи, ДКС нужно обвязать таким образом, чтобы при давлении газа на входе в УКПГ 5,0 - 7,5 МПа она имела возможность работать после УКПГ, а при более низких давлениях перед ней;
      - при наличии технологических возможностей представляется рациональным также предусмотреть такую обвязку ДКС, которая обеспечила бы первую ее ступень применять перед УКПГ, а вторую ступень дожатия - после нее.
    
    
    
    
    
      2  РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ДКС
         
2.1 Описание существующей схемы электроснабжения

      Подстанция 35/6 кВ «Ханчей» являются понижающими подстанциями, обеспечивающими электроснабжение технологического оборудования        Ханчейского месторождения, а также источником питания для ЗРУ 6 кВ «ДКС». Основной функцией их является преобразование электроэнергии напряжением 35 кВ в напряжение 6 кВ для дальнейшей передачи её потребителям. 
      Напряжение на подстанцию 35/6кВ «Ханчей» подается по двухцепной линии электропередач ЛЭП-35кВ (фидер № 1 и фидер № 3) от подстанции 110/35/6кВ «Тарко-Сале». Существующая принципиальная электрическая схема ПС 35/6 кВ «Ханчей» приведена в приложении Б.
      По ЛЭП 35 кВ, от подстанции 110/35/6кВ «Тарко-Сале» через линейные разъединители QS1 и QS2 типа: РНДЗ-2-35/1000У1 на подстанцию «Ханчей» типа ST-7-35/6 польского производства подается напряжение, на масляные выключатели 35кВ Q1 и Q2 типа: С-35М-630-10БУ1. Выключатели предназначены для включения и отключения как в нормальных, так и в аварийных режимах трансформаторов Т1 и Т2 типа ТМН-6300/35, а также во время переключений для вывода в ремонт ЛЭП, секции шин, трансформатора и т.д. Также через секционные разъединители 35 кВ QS3 и QS4 типа РНДЗ-1-35/1000У1 напряжение подводится на шинный мост 35 кВ, предназначенный для подачи напряжения  на один из трансформаторов при аварийном отключении одной из ЛЭП 35 кВ подстанции 110/35/6 кВ  «Тарко-Сале» (работа схемы АВР), а также для секционирования при ремонтных работах на ЛЭП либо выключателях 35 кВ.
      На каждом шинопроводе до масляного выключателя установлены разрядники 35 кВ FV1, FV2 типа GZSB-40,5; и после понижающего трансформатора установлены разрядники 6 кВ FV3, FV4 типа GZSB-7,5 для защиты изоляции электрооборудования первой и второй секции шин от атмосферных и коммутационных перенапряжений. После понижения напряжения 35 кВ до 6 кВ по шинопроводам напряжение от трансформатора Т1 и Т2 подается в распределительное устройство 6кВ на вводные масляные выключатели первой и второй секции шин. 
      На каждой секции шин, до вводных масляных выключателей Q3 и Q17, через шинные разъединители QS5 и QS7 подключены трансформаторы собственных нужд  ТСН1  и ТСН2 типа TONЬ-63/10 с предохранителями WBWMI-6. Между секциями шин 0,4 кВ Т1 и Т2 установлен секционный автомат, для секционирования собственных нужд при нормальных и аварийных режимах. От трансформаторов собственных  нужд подключен обогрев РУ-6кВ (обогреватели: типа ПЭТ-4), обогрев открытого распределительного устройства 35кВ (обогрев баков Q1, Q2 – нагревательные элементы на каждый бак - 0,8 кВ, обогрев приводов Q1, Q2 – резисторы сопротивлений), освещение РУ-6кВ – светильники НСП-100 - 8 штук, освещение ОРУ-35кВ прожекторами ПЗС-500 в количестве 2 штук, цепи сигнализации, оперативные цепи, телемеханика.
      В ячейках комплектного распределительного устройства 6 кВ установлены масляные выключатели Q4, Q5, Q6, Q7, Q8, Q9, Q11, Q12, Q13, Q14, Q15, Q16, типа WMPWZ/S-12/06/16. Между первой и второй секцией шин установлен секционный масляный выключатель Q10 и секционный разъединитель QS7.
      На первой и второй секции шин установлены трансформаторы напряжения ТV1 и ТV2 типа YSKI-10, UMZ-10(для подключения измерительных приборов первой и второй секции шин), подключенные через предохранители FU2 и FU3 типа WPB-6. Группа соединения обмоток трансформаторов напряжения звезда – звезда – разомкнутый треугольник. Для выполнения ремонтных работ и переключений предусмотрен секционный автоматический выключатель без схемы АВР.
      В ячейках КРУ установлены трансформаторы тока типа АВК-10 служащие для подключения цепей релейной защиты и автоматики.
      Электроснабжение распределительного устройства 6 кВ «ДКС» осуществляется по двум кабельным линиям 6кВ от первой и второй секции шин подстанции 35/6кВ «Ханчей» от масляных выключателей Q7 и Q15 на вводные масляные выключатели распределительного устройства 6 кВ КНС-4 Q4 и Q25. Между первой и второй секцией шин установлен секционный масляный выключатель Q6 и секционный разъединитель QS1.
      С первой и второй секции шин через масляные выключатели Q7 и Q29 подключены трансформаторы Т1 и Т6 комплектной трансформаторной подстанции № 1 6/0,4 кВ 400 кВ·А; через масляные выключатели Q13 и Q21 подключены трансформаторы Т3 и Т5 комплектной трансформаторной подстанции № 2 6/0,4 кВ 400 кВ·А; через масляные выключатели Q12 и Q20 подключены трансформаторы Т2 и Т4 комплектной трансформаторной подстанции № 3 6/0,4 кВ 630 кВ·А.  
      Так как данные масляные выключатели устаревшей серии, появляется  много отказов при аварийном отключении и работе автоматического повторного включения (АПВ), что приводит к задержке подачи напряжения. Данные недочеты влияют на весь технологический процесс добычи нефти. В дальнейшем при дипломном проектировании рассмотрим замену масляных выключателей на вакуумные.
      Для защиты изоляции электрооборудования первой и второй секции шин от атмосферных перенапряжений установлены вентильные разрядники FV1 и FV2 типа РВРД-6. При установке вакуумных выключателей, с целью лучшего ограничения коммутационных перенапряжений, целесообразно заменить разрядники на ограничители перенапряжения (ОПН).
      На первой и второй секции шин РУ установлены трансформаторы напряжения ТV1 и ТV2,  подключенные через предохранители FU2 и FU3 типа: НТМИ-10 - (для подключения измерительных приборов первой и второй секции шин), группа соединения обмоток трансформатора звезда –звезда – разомкнутый треугольник.
      В ячейках ЗРУ установлены трансформаторы тока типа ТОЛ-10.
      На каждой секции шин, после вводного масляного выключателя, через выкатные ячейки с предохранителями FU1 и FU4 подключены трансформаторы собственных нужд ТСН1 и ТСН2  типа ТМ-63/10. Между секциями шин 0,4 кВ Т1 и Т2 установлен секционный автомат, для секционирования собственных нужд при нормальных и аварийных режимах. От трансформаторов собственных  нужд подключен обогрев РУ-6кВ автокалорифером типа: СФО-25 с электродвигателем для привода вентилятора типа: АИМ-71-А4-У2,5 мощностью 0,55кВт; освещение светильниками типа НСП-100 – 10 штук; цепи сигнализации и управления; телемеханика.
      От первой и второй секции шин от масляных выключателей Q8, Q9,  Q30, Q31 запитаны синхронные электродвигатели насосов М1, М2, М3, М4 КНС-4 1250 кВт; от масляных выключателей Q10 и Q28 запитаны синхронные электродвигатели насосов М5 и М6 КНС-4А 1600 кВт. Режим работы двигателей «продолжительный».
      Недостатками распределительного устройства 6кВ «КНС-4» является тот факт, что ячейки с выключателями Q1, Q2, Q3, Q5, Q11, Q14, Q15, Q16, Q17, Q18, Q19, Q22, Q23, Q24, Q26, Q27, Q32 общей численностью 17 шт. – резервные и не используются.
      Однолинейная схема электроснабжения ДКС до реконструкции приведена в приложении Б.
      
      
      2.2 Рекомендации по совершенствованию системы электроснабжения

      В существующем ЗРУ-6 кВ «ДКС» установлены тележки с маломасляными выключателями типа: ВК-10, которые относятся к  устаревшему электрооборудованию, требующему больших затрат на ремонт, замену масла; за время эксплуатации  нарушаются контактные соединения и герметичность, происходит подтекание трансформаторного масла, загрязнение окружающей среды, нарушение экологического режима. Также некоторые недостатки данных выключателей приведены в параграфе 2.1. Поэтому в связи со старением оборудования, в данном проекте предлагается произвести замену масляных выключателей на вакуумные с необходимыми режимами работы, защитами согласно технологических режимов объектов ДКС. Вакуумные выключатели изготовлены согласно заказа, на предприятии «Таврида Электрик» серии ВВ/ТЕL-10. Данные вакуумные выключатели изготовлены специально для  комплексных распределительных устройств с ячейками серии К-ХХ11, для существующих релейных шкафов.
      Также в связи со снижением нагрузок потребителей РУ 6 кВ «ДКС», установленные в ЗРУ ячейки оказываются неиспользуемыми. Увеличение нагрузок не предвидится. Поэтому в проекте предлагается произвести демонтаж ряда ячеек с целью экономии денежных средств на реконструкцию. На каждой секции предлагается оставить по одной резервной ячейке.
      Предложенный вариант реконструкции обосновывается технико-экономически в главе 3.
      Также, как было отмечено ранее, предлагается произвести замену вентильных разрядников на нелинейные ОПН.
      Схема ЗРУ 6 кВ «ДКС» после реконструкции приведена в              приложении В.
      Для снижения моментных и электрических нагрузок, возникающих при пуске двигателей 6 кВ предлагается установить устройства плавного пуска серии УМП, регулирующие пуск путем плавного изменения выходного напряжения. 
      Также предлагается внедрить микропроцессорные блоки релейных защит отходящих линий и систему автоматизированного контроля и учета электрической энергии.
      
      
      
2.3 Расчет электрических нагрузок потребителей

      На реконструируемой ДКС потребителями электроэнергии являются электродвигатели основных компрессорных агрегатов, электродвигатели вспомогательных насосов, объектов водоснабжения, канализации, электрифицированных задвижек, внутреннее и наружное освещение и прочие электроприемники. Перечень оборудования приведен в таблице 2.1.
      По обеспечению надежности электроснабжения согласно «Положению по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири» электроприемники КНС относятся к I категории, электроснабжение которых должно производиться со стопроцентным резервированием
      Все потребители можно разделить на потребители напряжением до 1 кВ и потребители 6 кВ. Расчетная мощность потребителей определяется при коэффициенте мощности, задаваемом энергосистемой cos ? = 0,94 (при учете уже установленных КУ).
      Потребляемая электроприемниками активная мощность с учетом реально существующих электрических нагрузок:
      
,                                       (2.1)

      Реактивная мощность определяется из выражения:
      
,                                          (2.2)

      Полная расчетная мощность, в соответствии с формулой:
      
,                                                 (2.3)
      
      
      Таблица 2.1 - Потребители электроэнергии, подключенные к ячейкам РУ 6 кВ «ДКС»
№ ячейки
Подключенные потребители
1
   Резерв
2
   Резерв
3
   Резерв
4
   ТСН-2 63 кВА
5
   Ввод 2 от яч. №17 ПС  35/6 кВ «ДНС-4»
6
   Резерв
7
   АСМВ
8
   КТП1-Т2-400
9
   РВРД-2
10
   НТМИ-2
11
   СД-3-1250
12
   СД-4-1250
13
   СД-6-1600
14
   Резерв
15
   КТП3-Т2-630
16
   КТП2-Т2-400
17
   Резерв
18
   Резерв
19
   Резерв
20
   Резерв
21
   СД-1-1250
22
   СД-2-1250
23
   КТП1-Т1-400
24
   СД-5-1600
25
   Резерв
26
   Резерв
27
   Ввод 1 от яч. №5 ПС  35/6 кВ «ДНС-4»
28
   ТСН-1 63 кВА
29
   Резерв
30
   НТМИ-1
31
   РВРД-2
32
   Резерв
33
   СР
34
   Резерв
35
   КТП2-Т1-400
36
   КТП3-Т1-630
37
   Резерв
38
   Резерв
39
   Резерв
      Низковольтные потребители ДКС распределены равномерно на обе секции КТП, при этом коэффициент загрузки всех трансформаторов КТП составляет 45 – 50 % (в зависимости от режима работы потребителей).
      Характерной особенностью проектируемого производства является наличие высоковольтных электродвигателей мощностью 1250 и 1600 кВт.
      Расчет электрических нагрузок потребителей напряжением 6 кВ произведен по методике, разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз. В основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой кратчайшей функции.
      Для высоковольтных двигателей расчетная нагрузка определяется из выражений:
      
	 при С ? 0,75.М,	(2.4)
	Рр = М при С > 0,75.М,	(2.5)

где С = Рс – средняя мощность;
    М = Рном = ? Рном.i – номинальная мощность группы высоковольтных двигателей.
      
	                                    (2.6)

где kв.i = 0,84 – коэффициент включения;
    kз.i = 0,76 ? 0,84 – коэффициент загрузки.
      Коэффициент загрузки для высоковольтных двигателей компрессорных установок может быть найден по формуле:
      
                                            (2.7)
где Q – заданная производительность компрессорной установки, м3/с;
    ?Н – разность напора на входе и выходе компрессоров, м;
    ?н = 0,73 – КПД компрессора по паспортной характеристике.
      Коэффициенты загрузки электродвигателей при заданных технологических условиях составит
      



      Для рассматриваемой ДКС
      
С = Рс = 2 . 0,73 . 0,752 . 1600 + 4 . 0,73 . 0,705 . 1250 = 4320 кВт,
М = ? Рном.i = 2 . 1600 + 4 . 1250 = 8200 кВт.
      Отношение

      Следовательно, расчетную нагрузку высоковольтных электродвигателей определяем по (2.4)
      
кВт.

      Коэффициент мощности синхронных двигателей из расчета компенсации мощности до рекомендуемых значений принят cos ? = 0,99
      
                                                (2.8)

                                                   (2.8)


      Результаты расчета электрических нагрузок представлены в таблице 2.2. В расчете установлено, что синхронные двигатели работают с опережающим коэффициентом мощности. В режиме перевозбуждения происходит компенсация реактивной мощности, на что указывает знак «минус» при вычислении реактивной мощности двигателей.
      
      Таблица 2.2 - Мощность, потребляемая электроприемниками                        ЗРУ 6 кВ «ДКС»
Название
РР, кВт
QР, кВ.Ар
SР, кВ.А
КТП-1
376
136
400
КТП-2
376
136
400
КТП-3
593
214
630
Электродвигатели 6 кВ
6684
-949
6751
Итого:
8019
-463
8032
    
    
      2.4 Разработка схемы питания и распределения электроэнергии по месторождению при напряжении 35 и 6 кВ

      Головным источником питания цеха ЗРУ 6 кВ «ДКС» Ханчейского месторождения является подстанция ПС 35/6 кВ «Ханчей». Согласно техническим условиям ОАО «ННП» подключение ЗРУ 6 кВ возможно осуществить от существующего РУ 6 кВ  при помощи двух кабельных ЛЭП от ПС 35/6 кВ «Ханчей».
      
      При выборе схемы распределения электроэнергии, необходимо учитывать наличие электроприемников первой категории. Так как мощность, потребляемая электроприемниками месторождения меньше 25 МВ.А, то со стороны низкого напряжения необходимо применить схему одиночной секционированной системы шин с установкой АВР [5].
      Распредустройство для питания потребителей ДКС предполагается оставить вынесенным в центр электрических нагрузок установленный согласно типового расположения электроприемников. Схема выносного РУ 6 кВ «ДКС» после реконструкции показана в приложении В. От РУ 6 кВ получают питание ЛЭП распределительной сети.
      Место установки трансформаторных подстанций на вторичное напряжение ниже 1 кВ, определяется центром электрических нагрузок площадок, установленных согласно типовой схемы размещения электрооборудования.
      Распределение энергии внутри производственных площадок осуществляется по радиальным схемам.
      Трасса ЛЭП высокого напряжения и распределительных сетей месторождения выбрана с учетом нанесения минимального ущерба окружающей среде.
      РУ 6 кВ и КТП 6/0,4 кВ планируется оставить без изменений в части схемного решения, но провести проверку оборудования по существующим эксплуатационным условиям. При этом предполагается демонтировать в                  РУ 6 кВ 15 неиспользуемых выключателей.
      Перечень оборудования после реконструкции приведен в таблице 2.2.
      






      Таблица 2.2 - Потребители электроэнергии, подключенные к ячейкам РУ 6 кВ «ДКС» после реконструкции
№ ячейки
Подключенные потребители
1
   Резерв
2
   ТСН-2 63 кВА
3
   Ввод 2 от яч. №17 ПС  35/6 кВ «ДНС-4»
4
   АСВВ
5
   КТП1-Т2-400
6
   НТМИ-1, ОПН-1
7
   СД-3-1250
8
   СД-4-1250
9
   СД-6-1600
10
   КТП3-Т2-630
11
   КТП2-Т2-400
12
   Резерв
13
   СД-1-1250
14
   СД-2-1250
15
   КТП1-Т1-400
16
   СД-5-1600
17
   Ввод 1 от яч. №5 ПС  35/6 кВ «ДНС-4»
18
   ТСН-1 63 кВА
19
   НТМИ-2, ОПН-2
20
   СР
21
   КТП2-Т1-400
22
   КТП3-Т1-630
    
    
      2.5 Выбор сечения кабелей 6 кВ
      Выбор кабелей, питающих ЗРУ 6 кВ «ДКС», а также кабелей, идущим к КТП 1, 2, 3 и высоковольтным электродвигателям осуществляется по длительному допустимому току нагрева.
      Выбор сечения производят по расчетному току. Поскольку в большинстве потребители нефтяной и газовой промышленности относятся к I категории, то за расчетные токи потребителей принимают токи послеаварийного режима.
                                                (2.9)

      Для электродвигателей номинальный ток определяется по формуле
      
                                      (2.10)

где cos ?ном = 0,86 – коэффициент мощности двигателя при номинальном режиме.
      Для понижающих трансформаторов, установленных на КТП
      
                                              (2.11)

где Sном.т – номинальная мощность силового трансформатора.
      Произведем предварительный выбор сечения проводов по нагреву. Проверка удовлетворительна если выполняется условие:
      
Iрасч ? Iдоп,                                                  (2.12)

      При расчете допустимых токов кабелей необходимо учитывать поправочные коэффициенты (k), значение которых приведено в ПУЭ, в зависимости от условий прокладки.
      
Iдоп = Iнорм . k,                                              (2.13)

где Iнорм – нормированный допустимый ток кабеля, взятый из ПУЭ.
      Так как система уже функционировала ранее, и кабельные трассы с кабелями также уже были построены предлагается проверить уже существующие кабели по допустимому току и падению напряжения.
      Дл параллельно работающих линий, питающих ЗРУ, рассчитаем ток послеаварийного режима


      Ввиду большого значения тока предлагается каждую питающую линию выполнить из двух параллельно проложенных кабелей марки ААБлГУ. Т.о. ЗРУ запитано по четырем КЛЭП.
      Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 2.3.
      
      Таблица 2.3 - Выбор сечений и марки силовых кабелей
Название
SР,
кВ.А
Iрасч,
А
Iдоп,
А
Сечение жилы, мм2
Марка кабеля
Трансформатор ТМ-400 (КТП-1, КТП-2)
400
38,5
207
95
ААБлГУ
Трансформатор ТМ-630 (КТП-3)
630
60,6
207
95
ААБлГУ
Эл.двигатель СТД-1600
1860
179
207
95
ААБлГУ
Эл.двигатель СТД-1250
1453
140
207
95
ААБлГУ
КЛ питающие ЗРУ-6 кВ
(8032)
4016
(773)
387

390

240
ААБлГУ (по 2 кабеля на ввод)
Шинопровод ЗРУ-6 кВ
8032
773
870
60х6
Алюминий
    
      Как видно из приведенной таблицы все кабели работают не перегружаясь, что соответствует (2.12). Но при этом в кабелях питающих             ЗРУ-6 кВ расчетные токи близки к допустимым. Однако учитывая то, что при расчетах нагрузки обычно оказываются выше реальных предлагается эти КЛ также оставить без изменения.
      Шинопровод внутри ЗРУ 6 кВ при замене всего РУ предлагается выбрать заново. Его выбор по допустимому току также приведен в таблице 2.3. Проверка по термической и электродинамической стойкости будет произведена после расчетов токов короткого замыкания в главе 4.
      Проверим правильность выбора кабелей по падению напряжения в концах КЛ. Допустимое падение напряжения в нормальном режиме составляет 5%.
      Потери напряжения, в процентах от номинального напряжения, для участка КЛЭП определяются по формуле:
      
               (2.14)

где r0 – удельное активное сопротивление, Ом/км.
    х0 – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.
       l – длина участка, км.
      Данные для расчета проводов и сопротивлений ЛЭП, а также результаты расчетов сведем в таблицу 2.4. При определении ?U? у электроприемников учитывалось падение напряжения как в КЛ, питающих непосредственно их, так и падение напряжения в КЛ питающей ЗРУ-6 кВ.
      
      Таблица 2.4 - Проверка сечения КЛЭП 6 кВ по падению напряжения
Название линии
l, км
Iрасч, А
R0, Ом
X0, Ом
cos ?
?U, %
?U?, %
КЛ питающие ЗРУ-6 кВ
0,28
193,5
1,125
0,071
0,998
1,76
1,76
ЗРУ – КТП-1
0,095
19,3
0,31
0,078
0,94
0,02
1,78
ЗРУ – КТП-2
0,075
19,3
0,31
0,078
0,94
0,01
1,78
ЗРУ – КТП-3
0,075
30,3
0,31
0,078
0,94
0,02
1,78
ЗРУ – СД1, ЗРУ – СД3, ЗРУ – СД4
0,065
70
0,31
0,078
0,86
0,04
1,80
ЗРУ – СД2
0,07
70
0,31
0,078
0,86
0,04
1,81
ЗРУ – СД5, ЗРУ – СД6
0,095
89,5
0,31
0,078
0,86
0,08
1,84

      Как видно из таблицы 2.4. все кабели работают с допустимым падением напряжения.
     
      3   РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

      Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или с землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к точке КЗ, резко возрастают, превышая расчетные значения нормального режима.
      Расчеты токов КЗ для выборов аппаратов и проводников, их проверки по условиям термической  и электродинамической стойкости при КЗ производятся приближенным, так называемым практическим методом, многолетний опыт применения которого доказал его технико-экономическую целесообразность. При выполнении расчетов не учитывают:
      - сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных машин;
      - ток намагничивания трансформаторов;
      - насыщение магнитных систем трансформаторов, генераторов и электродвигателей;
      - емкостную проводимость воздушных и кабельных линий;
      - различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;
      - возможную несимметрию трехфазной системы;
      - влияние недвигательной нагрузки на токи КЗ;
      - подпитку места КЗ со стороны электродвигателей напряжением до             1 кВ при расчете токов КЗ в сети напряжением выше 1 кВ.
       Расчетным является трехфахное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальное значение. 
      Расчет токов КЗ будем вести в относительных единицах при базисных условиях.
    
          3.1   Схема замещения

      По расчетной схеме (приложение В), определяе.......................