Компрессорные станции обычно строятся в местах, где имеются большие запасы попутного газа. КС предназначена для сжатия низконапорного нефтяного попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с месторождения по магистральным газопроводам дальним потребителям, а также для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.
Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за счет сокращения объема рабочей полости, образованной поверхностью расточки корпуса ее задней торцевой плоскостью и винтовыми поверхностями сопряженных впадин роторов. Компрессоры малогабаритны, имеют небольшую массу. Важная особенность в том, что они способны одновременно перекачивать газонефтяную смесь с содержанием нефти до 30%. Газовые компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны, относящиеся к классу В-Iа. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные, короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, а в остальных – синхронные двигатели, продуваемые под избыточным давлением.
Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме, при откачке нефти в аварийный резервуар, так и в постоянном режиме при использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.
В состав газовой компрессорной станции входят:
- приемный вертикальный центробежный сепаратор;
- автоматизированная установка компримирования низконапорного нефтяного газа в блочно-модульном исполнении типа “ТАКАТ”;
- маслоотделитель;
- аппарат воздушного охлаждения газа;
- вертикальный центробежный сепаратор окончательной сепарации газа;
- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения свежего масла с подогревателем;
- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения отработанного масла с подогревателем;
Компрессорная установка представляет собой конструкцию, выполненную под общим укрытием. Внутри укрытия расположено следующее основное оборудование:
- компрессорный агрегат;
- блок маслоохладителей;
- местный щит управления;
- маслоотделитель для отделения масла от газа;
- колодка уровнемеров для установки прибора контроля уровня масла в маслоотделителе;
- электронасосный агрегат для закачки масла в маслоотделитель и прокачки масляной системы;
- электронагреватели;
- система пожаротушения.
2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Порядок определения расчетной электрической нагрузки по методу упорядоченных диаграмм
а) Рассчитывается групповой коэффициент использования
(2.1)
где kui - индивидуальный коэффициент использования; кbi - индивидуальный коэффициент включения; kzi - индивидуальный коэффициент загрузки; рi - номинальная мощность.
б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по активной мощности
(2.2)
В литературе приводится множество методов упрощенного определения эффективного числа ЭП, позволяющего быстро и просто подсчитать пск при больших разбросах номинальных мощностей, однако, при современных возможностях вычислительной техники расчет и по точной формуле не должен вызывать затруднений.
в) По кривым Км = f(nCKp) при заданном Ки и пСКр находится значение
группового коэффициента максимума Км.
Рис. 2.1
Зависимость коэффициента максимума нагрузки от эффективного числа ЭП при различных Ки (по данным "Указаний по определению электрических нагрузок в промышленных установках")
г) Расчетная нагрузка группы определяется
Рр = Ки.Км.Рн,кВт. (2.3)
Расчет реактивной нагрузки может вестись двумя способами. Первый из них требует знания cos φсв - средневзвешенного коэффициента мощности и cos φм - коэффициента мощности в период максимальных нагрузок. Тогда для группы ЭП с индуктивным cos φ
Qc = Рс tg φсф квар (2.4)
QM = Qc. tg φм, квар (2.5)
где tg φсв и tg φM находятся по заданным косинусам.
Второй метод расчета не требует знания двух коэффициентов мощности, однако, должны быть заданы показатели графика реактивных нагрузок.
а)Рассчитывается групповой коэффициент использования
(2.6)
где lui - индивидуальный коэффициент использования i-го ЭП по реактивной мощности;
lBi=kBi - индивидуальный коэффициент включения i-го ЭП;
lzi - индивидуальный коэффициент загрузки г-го ЭП по реактивной мощности;
q, - номинальная реактивная мощность i-го ЭП.
(2.7)
б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по реактивной мощности
(2.8)
С достаточной точностью обычно принимается nCKp=nCKq, шт.
в) По кривым LM = f(nCK) при рассчитанном Lu находится значение группового коэффициента максимума LM.
г) Расчетная нагрузка по реактивной мощности находится
QM=LU.LM.QU, квар. (2.9)
Если в составе группы имеются ЭП с опережающим током (синхронные двигатели, конденсаторы и т.п.), их реактивная мощность принимается равной постоянной величине, определяемой из расчета потребной реактивной мощности, если нет других данных, то ее можно принять равной номинальной реактивной мощности, она вычитается из реактивной мощности остальных ЭП.
2.1. Расчет электрических нагрузок НПС
Расчет электрических нагрузок НПС представлен в таблице 2.1
Таблица 2.1
| НПС | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| СД | 0,999 | -55,9 | 0,78 | 975,0 | -43,6 | 976,0 | 53,7 | ||
| запас | |||||||||
| Кисп.гр.а | 0,78 | ||||||||
| Nср.кв.а | 4,00 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,78 | ||||||||
| Nср.кв.р | 4,00 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,999 | -209,453 | 4684,685 | 257,6 | |||||
| КТП НПС | 617,7378 | 891,6277 | |||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 90,55 | 5240,51 | 288,1532 |
2.2. Расчет электрических нагрузок ДНС
Расчет электрических нагрузок ДНС представлен в таблице 2.2
Таблица 2.2
| ДНС | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| АД | 0,84 | 387,6 | 0,75 | 450,0 | 290,7 | 535,7 | 29,5 | ||
| запасной | |||||||||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 3,00 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 3,00 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,84 | 1046,417 | 1928,571 | 106,0 | |||||
| КТП ДНС | 1397,891 | 2017,682 | |||||||
| КТП КС | 235,850 | 340,4195 | |||||||
| КТП ПС-2 | 1669,5 | 50,00 | 1670,249 | 91,83985 | |||||
| КТП ПС-3 | 50,00 | 1638,763 | 90,10859 | ||||||
| 6337,5 | 1971,42 | 6637,047 | 364,9429 | ||||||
| БСК-300 | -300 | -1500 | 82,47861 | ||||||
| БСК-100 | -100 | -400 | 21,9943 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 6337,5 | 100,00 | 6380,21 | 350,8206 |
2.3. Расчет электрических нагрузок КНС
Расчет электрических нагрузок КНС представлен в таблице 2.3
Таблица 2.3
| КНС | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| АД | 0,84 | 193,8 | 0,75 | 225,0 | 145,3 | 267,9 | 14,7 | ||
| запасной | |||||||||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 4,00 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 4,00 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,84 | 697,611 | 1285,714 | 70,7 | |||||
| КТП КНС | 738,2412 | 40,59274 | |||||||
| КТП водозабор | 970,464 | 1400,744 | |||||||
| 1477,611 | 2990,541 | 4316,474 | |||||||
| БСК-300 | -300 | -900 | 49,48717 | ||||||
| Бск-100 | -100 | -500 | 27,49287 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 100,00 | 2677,36 | 147,2166 |
2.4. Расчет электрических нагрузок БУ
Расчет электрических нагрузок БУ представлен в таблице 2.4
Таблица 2.4
| БУ | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| Буровой насос | 0,84 | 258,4 | 0,75 | 300,0 | 193,8 | 357,1 | 298,8 | ||
| Буровая лебедка | 0,84 | 406,9 | 0,75 | 472,5 | 305,2 | 562,5 | 470,7 | ||
| СВП | 0,84 | 355,3 | 0,75 | 412,5 | 266,4 | 491,1 | 410,9 | ||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 3,85 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 3,85 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,840 | 1151,058 | 2121,429 | 1775,1 | |||||
| КТП БУ | 474,2362 | 684,501 | |||||||
| КТП БУ с учетом потерь | 488,0412 | 704,4268 | |||||||
| БСК-200 | -200 | -1000 | 836,7395 | ||||||
| Бск-50 | -50 | -150 | 125,5109 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 250,00 | 2270,47 | 124,8437 |
2.5. Расчет электрических нагрузок ПС-1
Расчет электрических нагрузок ПС-1 представлен в таблице 2.5
Таблица 2.5
| ПС-1 | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| АД-35кВт | 0,84 | 22,6 | 0,75 | 26,3 | 17,0 | 31,3 | 45,1 | ||
| АД-70кВт | 0,84 | 45,2 | 0,75 | 52,5 | 33,9 | 62,5 | 90,2 | ||
| АД-140кВт | 0,84 | 90,4 | 0,75 | 67,8233 | 180,422 | ||||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 12,57 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 12,57 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,84 | 691,7977 | 1840,3 | ||||||
| БСК-200 | -200 | -400 | 577,3503 | ||||||
| Бск-50 | -50 | -250 | 360,8439 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 50,00 | 1108,01 | 1599,269 |
2.6. Расчет электрических нагрузок ПС-2
Расчет электрических нагрузок ПС-2 представлен в таблице 2.6
Таблица 2.6
| ПС-2 | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| АД-35кВт | 0,84 | 22,6 | 0,75 | 26,3 | 17,0 | 31,3 | 45,1 | ||
| АД-70кВт | 0,84 | 45,2 | 0,75 | 52,5 | 33,9 | 62,5 | 90,2 | ||
| АД-140кВт | 0,84 | 90,4 | 0,75 | 67,8233 | 180,422 | ||||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 15,52 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 15,52 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,84 | 1669,5 | 1078,39 | 1987,5 | 2868,709 | ||||
| БСК-200 | -200 | -800 | 1154,701 | ||||||
| Бск-50 | -50 | -250 | 360,8439 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 1669,5 | 50,00 | 1711,36 | 2470,131 |
2.7. Расчет электрических нагрузок ПС-3
Расчет электрических нагрузок ПС-3 представлен в таблице 2.7
Таблица 2.7
| ПС-3 | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| АД-35кВт | 0,84 | 22,6 | 0,75 | 26,3 | 17,0 | 31,3 | 45,1 | ||
| АД-70кВт | 0,84 | 45,2 | 0,75 | 52,5 | 33,9 | 62,5 | 90,2 | ||
| АД-140кВт | 0,84 | 90,4 | 0,75 | 67,8233 | 180,422 | ||||
| Кисп.гр.а | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.а | 17,33 | ||||||||
| Кмакс.а | 1,2 | ||||||||
| Кисп.гр.р | 0,75 | ||||||||
| Nср.кв.р | 17,33 | ||||||||
| Кмакс.р | 1,2 | ||||||||
| Итого | 0,84 | 1058,043 | 2814,6 | ||||||
| БСК-200 | -200 | -800 | 1154,701 | ||||||
| Бск-50 | -50 | -250 | 360,8439 | ||||||
| Итого с учетом компенсации и потерь | 50,00 | 1679,09 | 2423,562 |
3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной нагрузки. Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подстанции.Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем исходя из 100 % резервирования электроснабжения. Мощность трансформаторов выбираем по расчетным нагрузкам с учетом компенсации реактивной составляющей исходя из условия:
(3.1)
Потери в трансформаторе можно рассчитать по формулам:
(3.2)
(3.3)
(3.4)
Тогда полная нагрузка на силовой трансформатор с учетом потерь определится по формуле:
(3.5)
Коэффициент загрузки трансформатора с учетом потерь равен:
(3.6)
Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 10%, соответственно:
Коэффициент загрузки трансформаторов представлен в таблице 3.1
| Тип трансформатора | Uтр.ном | Sтр.ном | Pхх | Pкз | Uкз | Iхх | Pнагр | Qнагр |
| ТСЗ-1600/10 | 10/0,4 | 4,2 | 1,6 | 5,5 | 1,5 | 1159,091 | 50,00 | |
| ТНЭЗ-2500/10 | 10/0,4 | 3,75 | 2,2 | 6,4 | 0,8 | 1806,818 | 50,00 | |
| ТНЭЗ-2500/10 | 10/0,4 | 3,75 | 2,2 | 6,4 | 0,8 | 1772,73 | 50,00 | |
| ТНЭЗ-2500/10 | 10/0,69 | 3,75 | 2,2 | 6,4 | 0,8 | 1928,571 | 250,00 | |
| ТСЗ-630/10 | 10/0,4 | 7,3 | 5,5 | 1,5 | 431,1238 | |||
| ТМН-4000/35-У1 | 35/10 | 6,7 | 33,5 | 7,5 | 2359,695 | 250,00 | ||
| ТМН-4000/35-У1 | 35/10 | 6,7 | 33,5 | 7,5 | 2718,673 | 100,00 | ||
| ТСЗ-1600/10 | 10/0,4 | 4,2 | 1,6 | 5,5 | 1,5 | 882,2398 | ||
| TC3-1000/10 | 10/0,4 | 11,2 | 5,5 | 1,5 | 671,1283 | |||
| ТМН-10000/35-74У1 | 35/10 | 12,5 | 0,8 | 6033,68 | 100,00 | |||
| ТСЗ-400/10 | 10/0,4 | 1,3 | 5,4 | 5,5 | 214,4087 | |||
| ТСЗ-1600/10 | 10/0,4 | 4,2 | 1,6 | 5,5 | 1,5 | 1270,81 | ||
| TC3-1000/10 | 10/0,4 | 11,2 | 5,5 | 1,5 | 561,5798 | |||
| ТРДНС-25000/35-72 У1 | 10/35 | 9,5 | 0,5 | 20089,88 | 450,00 |
Таблица 3.1
| Тип трансформатора | Sнагр | Kз | ΔP | ΔQ | SΣ | Kз' | Xтр | |
| ТСЗ-1600/10 | 1160,2 | 0,36 | 4,4 | 35,6 | 1166,6 | 0,73 | пс1 | 3,4375 |
| ТНЭЗ-2500/10 | 1807,5 | 0,36 | 4,0 | 40,9 | 1813,1 | 0,73 | пс2 | 2,56 |
| ТНЭЗ-2500/10 | 1773,4 | 0,35 | 4,0 | 40,1 | 1779,0 | 0,71 | пс3 | 2,56 |
| ТНЭЗ-2500/10 | 1944,7 | 0,39 | 4,1 | 44,2 | 1954,9 | 0,78 | БУ | 2,56 |
| ТСЗ-630/10 | 431,1 | 0,34 | 2,9 | 13,5 | 434,2 | 0,69 | КТП БУ | 8,730159 |
| ТМН-4000/35-У1 | 2372,9 | 0,30 | 9,6 | 66,4 | 2390,4 | 0,60 | БУ | 1,875 |
| ТМН-4000/35-У1 | 2720,5 | 0,34 | 10,6 | 74,7 | 2734,8 | 0,68 | КНС | 1,875 |
| ТСЗ-1600/10 | 882,2 | 0,28 | 4,3 | 30,7 | 887,1 | 0,55 | водозабор | 3,4375 |
| TC3-1000/10 | 671,1 | 0,34 | 4,3 | 21,2 | 675,7 | 0,68 | КТП КНС | 5,5 |
| ТМН-10000/35-74У1 | 6034,5 | 0,30 | 18,0 | 152,8 | 6056,9 | 0,61 | ДНС | 0,8 |
| ТСЗ-400/10 | 214,4 | 0,27 | 1,7 | 13,6 | 216,5 | 0,54 | КТП КС | 13,75 |
| ТСЗ-1600/10 | 1270,8 | 0,40 | 4,5 | 37,9 | 1275,8 | 0,80 | КТП ДНС | 3,4375 |
| TC3-1000/10 | 561,6 | 0,28 | 3,9 | 19,3 | 565,8 | 0,57 | КТП НПС | 5,5 |
| ТРДНС-25000/35-72 У1 | 20094,9 | 0,40 | 43,6 | 508,6 | 20156,3 | 0,81 | ПС 10/35 | 0,38 |
Продолжение таблицы 3.1
Коэффициент загрузки трансформаторов с учетом потерь не превышает максимально допустимое значение, следовательно, выбранные типы трансформаторов удовлетворяют нашим требованиям.
3.1. Расчет потерь в шинах
Расчет потерь в шинах с учетом потерь в трансформаторах представлен в таблице 3.2
Таблица 3.2
| Наименование потребителя | Pрасч | Qрасч | Sрасч | cosj |
| ПС-3 | ||||
| Шины 0,4 кВ | 50,00 | 1638,8 | 1,0 | |
| Потери в тр-ре | 4,0 | 40,1 | 40,3 | |
| Итого: | 1642,0 | 90,1 | 1644,5 | 1,00 |
| ПС-2 | ||||
| Шины 0,4 кВ | 1669,5 | 50,0 | 1670,2 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 4,0 | 40,9 | 41,1 | |
| Итого: | 1673,5 | 90,9 | 1676,0 | 1,00 |
| ПС-1 | ||||
| Шины 0,4 кВ | 1071,0 | 50,0 | 1072,2 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 4,4 | 35,6 | 35,8 | |
| Итого: | 1075,4 | 85,6 | 1078,8 | 1,00 |
| БУ | ||||
| Шины 0,69 кВ | 2212,0 | 250,0 | 2226,1 | 0,99 |
| Потери в тр-ре 10/0,69 | 4,1 | 44,2 | 44,4 | |
| Шины 0,4 кВ | 200,00 | 474,2 | 0,91 | |
| Потери в тр-ре 10/0,4 | 2,9 | 13,5 | 13,8 | |
| Итого: | 2648,9 | 507,7 | 2697,2 | 0,98 |
| КНС | ||||
| Шины 10кВ | 2600,0 | 100,0 | 2601,9 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 10,6 | 74,7 | 75,4 | |
| Итого: | 2610,6 | 174,7 | 2616,4 | 1,00 |
| ДНС | ||||
| Шины 10кВ | 6337,5 | 100,0 | 6338,3 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 18,0 | 37,9 | 41,9 | |
| Итого: | 6355,5 | 137,9 | 6357,0 | 1,00 |
| НПС | ||||
| Шины 10кВ | 5220,0 | 90,5 | 5220,8 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 3,9 | 19,3 | 19,7 | |
| Итого: | 5223,9 | 109,9 | 5225,0 | 1,00 |
| ПС 10/35 | ||||
| Шины 10кВ | 11149,5 | 450,0 | 11158,6 | 1,00 |
| Потери в тр-ре | 43,6 | 508,6 | 510,5 | |
| Итого: | 11193,1 | 958,6 | 11234,0 | 1,00 |
4. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ГТЭС
Расчет электрических нагрузок ГТЭС, производится суммированием ранее расчетных нагрузок потребителей и представлен в таблице 4.1
Таблица 4.1
| ГТЭС | |||||||||
| Потребитель | Кол-во | Pном | cos | Qном | Kисп | Pрасч | Qрасч | Sрасч | Iрасч |
| НПС | 90,55 | 5220,785261 | 287,0687 | ||||||
| ПС 1 | 50,00 | 1072,166 | 58,95387 | ||||||
| КНС | 100,00 | 2601,922 | 143,0686 | ||||||
| ДНС | 6337,5 | 100,00 | 6338,289 | 348,5155 | |||||
| БУ | 250,00 | 2226,083 | 122,4028 | ||||||
| КТП ГТЭС | 410,00 | 837,257 | 46,03722 | ||||||
| Итого | 18170,5 | 1000,55 | 18198,02639 | 1000,632 | |||||
| С учетом потерь | 19021,06 | 1045,887 |
ыбор генераторов
Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.
Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 12 МВА.
Тип и характеристики выбранного генератора представлены в таблице 4.2
Таблица 4.2
| Генератор | Кол-во | Pном | Kисп | Xd'' | Xдв |
| ГТЭС-12 ПС-90ГП | 0,83 | 0,11 | 0,9 | ||
| запасной |
5. ВЫБОР ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ
Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Провода, кабели и шины выбирать с учетом экономически эффективной плотности тока сечения:
(5.1)
Проверка выбранного по экономически целесообразному сечению провода производится из условия нагрева:
(5.2)
Максимальный расчетный ток потребителей (ток послеаварийного режима) не превышает значений максимально допустимого длительного тока выбранных проводов и кабелей, следовательно, выбранные провода и кабели удовлетворяют предъявляемым требованиям.
Расчет и выбор кабелей и проводов представлен в таблице 5.1
| Наименование потребителя | Uном | Sрасч | Iрасч.м. | Iрасч.норм | Jэк | Fэк | Наименование провода/кабеля | Iдоп | l | r0 | x0 | R | X | Xd'' | Xдв |
| ЭД ПС 35 кВТ | 0,4 | 41,7 | 60,1 | 60,1 | 2,7 | 22,3 | ВББШВ(3x25) | 0,8 | 0,066 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 480,0 | ||
| ЭД ПС 70 кВт | 0,4 | 83,3 | 120,3 | 120,3 | 2,7 | 44,5 | ВББШВ(3x50) | 0,4 | 0,062 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 240,0 | ||
| ЭД ПС 140 кВт | 0,4 | 166,7 | 240,6 | 240,6 | 2,7 | 89,1 | ВББШВ(3x95) | 0,21 | 0,06 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 120,0 | ||
| ЭД БН 400 кВт | 0,69 | 476,2 | 398,4 | 398,4 | 2,7 | 147,6 | ВББШВ(3x150) | 0,13 | 0,06 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 42,0 | ||
| ЭД БЛ 630 кВт | 0,69 | 750,0 | 627,6 | 627,6 | 2,7 | 232,4 | 2xВББШВ(3x120) | 0,17 | 0,06 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 26,7 | ||
| ЭД СВП 550 кВт | 0,69 | 654,8 | 547,9 | 547,9 | 2,7 | 202,9 | 2xВББШВ(3x120) | 0,17 | 0,06 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 30,5 | ||
| ЭД КНС 300 кВт | 10,5 | 357,1 | 19,6 | 19,6 | 2,7 | 7,3 | ВББШВ(3x10) | 1,78 | 0,073 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 56,0 | ||
| ЭД ДНС 600 кВт | 10,5 | 714,3 | 39,3 | 39,3 | 2,7 | 14,5 | ВББШВ(3x16) | 1,25 | 0,067 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 28,0 | ||
| ЭД НПС 1250 кВт | 10,5 | 1251,3 | 68,8 | 68,8 | 2,7 | 25,5 | ВББШВ(3x25) | 0,8 | 0,066 | 0,0000 | 0,0000 | 0,2 | 16,0 | ||
| КТП КНС | 10,5 | 738,2 | 40,6 | 40,6 | 1,0 | 40,6 | ВББШВ(3x50) | 0,25 | 0,4 | 0,062 | 0,09 | 0,01 | |||
| КТП водозабор | 10,5 | 970,5 | 53,4 | 53,4 | 1,0 | 53,4 | ВББШВ(3x50) | 0,25 | 0,4 | 0,062 | 0,09 | 0,01 | |||
| КТП КС | 10,5 | 235,8 | 13,0 | 13,0 | 1,0 | 13,0 | ВББШВ(3x16) | 0,2 | 1,25 | 0,067 | 0,23 | 0,01 | |||
| КТП НПС | 10,5 | 617,7 | 34,0 | 34,0 | 1,0 | 34,0 | ВББШВ(3x50) | 0,3 | 0,4 | 0,062 | 0,11 | 0,02 | |||
| КТП ГТЭС | 10,5 | 837,3 | 46,0 | 46,0 | 1,0 | 46,0 | ВББШВ(3x50) | 0,1 | 0,4 | 0,062 | 0,04 | 0,01 | |||
| КТП ДНС | 10,5 | 1397,9 | 76,9 | 76,9 | 1,0 | 76,9 | ВББШВ(3x95) | 0,25 | 0,21 | 0,06 | 0,05 | 0,01 | |||
| КТП БУ ЭД | 10,5 | 2121,4 | 116,6 | 116,6 | 1,0 | 116,6 | ВББШВ(3x120) | 0,1 | 0,17 | 0,06 | 0,02 | 0,01 | |||
| КТП БУ СН | 10,5 | 474,2 | 26,1 | 26,1 | 1,0 | 26,1 | ВББШВ(3x25) | 0,1 | 0,8 | 0,066 | 0,07 | 0,01 | |||
| ВЛ ПС-3 | 10,5 | 1679,1 | 92,3 | 46,2 | 1,0 | 46,2 | АС-50/8 | 0,65 | 0,292 | 8,25 | 3,71 | ||||
| ВЛ ПС-2 | 10,5 | 1711,4 | 94,1 | 47,1 | 1,0 | 47,1 | АС-50/8 | 0,65 | 0,292 | 7,07 | 3,18 | ||||
| ВЛ ПС-1 | 10,5 | 1108,0 | 60,9 | 30,5 | 1,0 | 30,5 | АС-35/6,2 | 0,85 | 0,301 | 7,71 | 2,73 | ||||
| ВЛ БУ | 2270,5 | 37,5 | 18,7 | 1,0 | 18,7 | АС-25/4,2 | 1,38 | 0,316 | 1,69 | 0,39 | |||||
| ВЛ КНС | 2677,4 | 44,2 | 22,1 | 1,0 | 22,1 | АС-25/4,2 | 1,38 | 0,316 | 1,35 | 0,31 | |||||
| ВЛ ДНС | 6380,2 | 105,2 | 52,6 | 1,0 | 52,6 | АС-50/8 | 0,65 | 0,292 | 0,80 | 0,36 | |||||
| ВЛ НПС | 10,5 | 5240,5 | 288,2 | 144,1 | 1,0 | 144,1 | ВББШВ(3x150) | 0,3 | 0,13 | 0,06 | 0,04 | 0,02 |
Таблица 5.1
6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОДКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчиво к токам короткого замыкания (КЗ) и выбираться с учетом этих токов. При проектировании систем электроснабжения определяют максимально возможные и минимальные токи КЗ. Максимальные токи КЗ рассчитываются для проверки токоведущих частей электрических аппаратов на термическую и динамическую стойкость, для выбора устройств по ограничению токов КЗ или времени их действия. Минимальные значения токов КЗ необходимы для оценки чувствительности релейных защит.
Для получения максимального значения тока КЗ расчетным является трехфазное короткое замыкание. Расчетное место КЗ выбирают так, чтобы ток, проходящий через проверяемый аппарат, оказался максимально возможным, т.е. точка КЗ принимается непосредственно за проверяемым аппаратом. Все нормально работающие источники питания в том числе и двигатели, которые в момент короткого замыкания переходят в режим генератора, считаются включенными.
Расчетным для минимально возможного тока КЗ является одно- или двухфазное КЗ в конце рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.
При расчетах максимальных и минимальных значений токов КЗ принимаются допущения:
- все источники схемы электроснабжения, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
- расчетное напряжение каждой ступени принимается при расчете максимального тока КЗ на 5% выше номинального значения, а при расчете минимального тока КЗ – равным номинальному напряжению сети;
- короткое замыкание происходит в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
- сопротивление места КЗ считается равным нулю;
- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;
- не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание. Расчетная схема процесса приведена в Приложении 1. Расчетная схема замещения приведена на Приложении 2.
В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на разные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой. Этот режим и принят за расчетный.
Сопротивления линий можно определить по формуле:
(6.1)
(6.2)
Сопротивления трансформаторов определяется по формуле:
(6.3)
Сопротивление высоковольтных двигателей и генераторов определим по формуле:
(6.4)
Рассчитаем сопротивления трансформаторов:
(6.5)
где Z∑ - общее сопротивление до точки короткого замыкания;
Iб – базисный ток для данной ступени трансформации.
Ударный ток КЗ равен:
(6.6)
где Куд – ударный коэффициент, зависящий от отношения (Х∑/ R∑).
Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:
(6.7)
&n
