Электроснабжение нефтепромысла

Безопасность жизнедеятельности.doc

12 Безопасность жизнедеятельности
Целью данного раздела является предупреждение производственного травматизма пожаров и взрывов в производственных условиях а также профессиональных заболеваний и отравлений.
Рассмотрим такие вредные факторы как: взрывоопасность пожароопасность и электроопасность.
При проектировании и строительстве производственных зданий и сооружений в частности электромашинных помещений и трансформаторных подстанций необходимо учитывать категорию пожарной и взрывной опасности производства.
1 Категории производств по пожарной и взрывной опасности
На данном проектируемом предприятии в зависимости от характеристики обращающихся в производстве веществ и их количества согласно СНиП II-90-81 14 производства подразделяются по взрывной и пожарной опасности на следующие категории: А Б Г и Д.
Производства категории А (взрывоопасные и пожароопасные) – характерезуются применением либо образованием в производственном процессе горючих газов с нижним пределом взрываемости (воспламенения) 10% и менее жидкостей с температурой вспышки паров до 28°С включительно при условии что указанные газы и жидкости могут образовывать взрывоопасные смеси в объеме превышающем 5% объема помещения веществ способных взрываться и гореть при взаимодействии с водой кислородом воздуха и друг с другом. К данной категории А относятся все основные технологические объекты (блок компримирования газа установка низкотемпературной конденсации и деэтанизации газофракционирующая установка установки приема и откачки газа газораспределительные пункты).
Производства категории Б (взрывоопасные и пожароопасные) – характерезуются наличием горючих газов нижний предел воспламенения (взрываемости) которых более 10% объема воздуха жидкостей с температурой вспышки паров от 28°С до 61°С включительно; указанные газы и жидкости могут образовывать взрывоопасные смеси в объеме превышающем 5% объема помещения. К данной категории Б относятся: склады реагентов и масел материальный склад.
Производства категории Г – характерезуются наличием веществ процесс обработки которых сопровождается излучением тепла жидких и газообразных веществ которые сжигаются либо утилизируются в качестве топлива. К данной категории Г относятся: котельная трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства с выключателями и аппаратурой содержащей 60 кг и менее масла в единице электрооборудования.
Производства категории Д – характерезуются наличием только несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии. К данной категории Д отнесены все остальные здания и сооружения.
2 Категории помещений в отношении электробезопасности
В отношении опасности поражения персонала предприятия электрическим током все помещения отнесены к следующим категориям:
) Помещения с повышенной опасностью – характерезуются наличием в них одного из следующих условий создающих повышенную либо особую опасность:
а) сырость или токопроводящая пыль
б) токопроводящие полы (бетонные железобетонные металлические земляные)
в) высокая температура
г) возможность одновременного прикосновения человека с одной стороны – имеющих соединение с землей металлоконструкциям зданий механизмов аппаратов и т. п. с другой стороны – к металлическим частям электрооборудования.
) Особо опасные помещения – характерезуются наличием в них следующих условий создающих особую опасность:
б) химически активная либо органическая среда
в) более двух условий повышенной опасности.
) Помещения без повышенной опасности – характерезуются отсутствием условий создающих повышенную либо особую опасность.
Территории размещения наружных электроустановок в отношении поражения персонала предприятия электрическим током приравнены к категории особо опасных помещений.
В данном проекте предусмотрены защитные меры и мероприятия а также защитные средства направленные на избежание поражения электрическим током персонала обслуживающего электроустановки.
3 Защитные меры в электроустановках
Защитные меры в электроустановках предусмотренные данным проектом применяются отдельно или в сочетании друг с другом а именно:
) Применение малых напряжений 12 В. Данное напряжение служит для ремонтного освещения осуществляемого переносными светильниками питающихся от трансформатора 22012 В.
) Периодический контроль и профилактика повреждений изоляции – заключается в измерении ее активного сопротивления (при помощи мегомметра) с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю а также и коротких замыканий. Состояние изоляции в значительной мере определяет степень безопасности эксплуатации электроустановок. Для того чтобы предотвратить замыкания на землю и другие повреждения изоляции при которых возникает опасность поражения людей электрическим током а также выходит из строя оборудование необходимо проводить постоянный контроль изоляции который осуществляется при помощи трансформатора НТМИ трех вольтметров звуковой и световой сигнализации.
) Защитное отключение – это система защиты обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения электрическим током. Чтобы обеспечить безопасность защитное отключение должно осуществлять следующие защиты: защиту от глухих и неполных замыканий на землю (корпус) защиту от утечек автоматический контроль цепи заземления. На стороне 04 кВ применяются тепловые а также максимально-токовые реле установленные в автоматах. На стороне 110 кВ применяется максимально-токовое реле воздействующее на отключающую катушку масляного выключателя.
) Защита от случайного прикосновения – для исключения возможного прикосновения либо опасного приближения к токоведущим частям использованы следующие меры:
а) в электроустановках до 1000 В применяются изолированные провода и кабели (АПВ АВВГ и т. п.)
б) должна быть обеспечена недоступность при помощи ограждений блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте либо недоступном месте
в) сплошные ограждения применены в электроустановках 10 кВ в виде металлических ячеек. Сетчатые ограждения выполненные металлической сеткой размером 2525 мм применены по всему контуру ГПП
г) применение блокировок – применяются в электроустановках в которых часто производятся работы на ограждаемых токоведущих частях (испытательные стенды установки для испытания изоляции повышенным напряжением и т. п.). блокировки по принципу действия различают на электрические и механические. На ГПП разъединители линий и трансформаторы блокируются своими зеземляющими ножами (не включив заземляющие ножи – не включится разъединитель и наоборот) также блокируются выключатели со своими разъединителями что не позволяет оперативному персоналу ошибочно включить нагруженную линию или трансформатор разъединителями. В ОРУ-10 кВ имеется механическая блокировка в ячейках КРУН которая предохраняет от ошибочного выкатывания тележки с выключателем во включенном состоянии.
) Защитное заземление – это преднамеренное соединение с землей нетоковедущих металлических частей электрооборудования через металлические детали закладываемые в землю и называемыми заземлителями и детали прокладываемые между заземлителями и корпусами электрооборудования заземляющими проводниками. Проводники и заземлители выполняются из низкоуглеродистой стали. В соответствии с ПУЭ в электроустановках с большими токами замыкания на землю сопротивление заземлителя должно быть не выше 05 Ом. Заземление на подстанции выполняется контурным так как данное исполнение в установках выше 1000 В является обязательным. Расчет заземления представлен в пункте 12.7.
4 Организационные и технические мероприятия
Персонал для работы в электроустановках готовится специально. К работе могут быть допущены лица достигшие 18 летнего возраста прошедшие медицинскую комиссию и имеющие удостоверение на право производства работ. В удостоверении указывается группа по технике безопасности соответствующая тем работам которые могут быть доверены данному лицу.
Для персонала непосредственно работающего в электроустановках производится повторная проверка знаний раз в год.
Для безопасности работ в электроустановках осуществляются организационные и технические мероприятия.
Организационными мероприятиями являются:
-оформление работы нарядом или распоряжением;
-допуск к работе надзор во время работы оформление перерывов в работе переводов на другое рабочее место окончание работы.
Работы в установках до 1000 В могут производиться по устному или письменному распоряжению а работы со снятием напряжения специально закрепленным персоналом могут производиться единолично причем работы на высоте более 25 метров должны производиться в присутствии второго лица.
К техническим мероприятиям отнесены:
-производство необходимых отключений и принятие мер препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению;
-вывешивание плакатов и при необходимости установка ограждений проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях к которым должно быть присоединено переносное заземление;
-наложение заземлений.
Если работа выполняется без применения переносного заземления то должны быть приняты дополнительные меры по предотвращению ошибочного включения например запирание приводов аппаратов снятие рукояток рубильников и автоматов снятие предохранителей установка накладок между ножами и контактными стойками рубильников. При невозможности осуществить эти меры должны быть отсоединены провода по которым ошибочно может быть подано напряжение.
Ответственными за безопасность работ являются следующие работники электрохозяйства предприятия:
)выдающий наряд или отдающий распоряжение;
)ответственный руководитель работ;
) допускающий к работе из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала;
) производитель работ или наблюдающий;
) рабочие входящие в состав ремонтной бригады.
5 Электрозащитные средства
Электрозащитными средствами называются приборы аппараты переносные и перевозимые приспособления служащие для защиты персонала работающего на электрических установках от поражения электрическим током электрической дугой и действием электромагнитного поля.
Таблица 54 – Средства защиты на ГПП-11010 кВ
Наименьшее допустимое количество
Основные средства защиты
Изолирующая штанга (оперативная и универсальная)
на каждый класс напряжения
Указатель напряжения
по 1на каждый класс напряжения
Дополнительные средства защиты
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические боты
Переносное заземление
Временные ограждения (щиты)
Переносные плакаты и знаки безопасности
на каждого работника подстанции
Защитные средства при хранении перевозке и переноске должны быть защищены от механических повреждений увлажнения и загрязнения. Защитные средства из резины должны храниться в специальных закрытых местах например шкафах отдельно от инструментов. Они должны быть защищены от разрушительного воздействия масел бензина и других веществ а также от солнечных лучей и нагревательных приборов. Указатели напряжения и измерительные приборы должны храниться в футлярах.
Все защитные средства при приемке их в эксплуатацию должны быть испытаны независимо от заводского испытания должны подвергаться периодическим контрольным осмотрам электрическим и механическим испытаниям в сроки и по нормам предусмотренным правилами ПТЭ и ПТБ.
Все защитные средства рассчитаны на использование их в закрытом помещении или в наружных установках в сухую погоду поэтому использование их в сырую погоду запрещается. Перед каждым пользованием защитным средством необходимо проверить его исправность обтереть от пыли резиновые изделия должны быть проверены на отсутствие прокола. Пользование защитными средствами срок испытания которых истек запрещается.
6 Обеспечение пожарной безопасности на ГПП
Для обеспечения пожарной безопасности на ГПП предусматриваются следующие мероприятия:
-на территории подстанции следует регулярно скашивать и вывозить траву
-электротехническое оборудование необходимо чистить по утвержденному графику с обязательным выполнением организационных и технических мероприятий
-для очистки электротехнического оборудования от грязи и отложений должны использоваться пожаробезопасные моющие средства и препараты
-кабельные каналы должны быть постоянно закрыты несгораемыми плитами.
Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:
а) соблюдением номинальных допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ;
б) соблюдением норм качества масла и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов
в) содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения регулирования и защиты оборудования;
-маслоприемные устройства под трансформаторами маслоотводы должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения
-в пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промываться
-бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм под землей
-в местах выката трансформаторов бортовые ограждения делаются из материала легко снимаемого и восстанавливаемого.
Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом установленное оборудование.
При возникновении пожара на трансформаторе он должен быть отключен от сети всех напряжений.
Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из корпуса так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить его тушение.
В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.
Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов на подстанции если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения. На проектируемой подстанции будет установлен пожарный щит. Предусмотрены огнетушители углекислотные (ОУ) которые могут быть заменены огнетушителями порошковыми (ОП). У трансформаторов на нулевой отметке маслосистем устанавливаются ящики вместимостью 05 м³ с песком и совковыми лопатами.
7 Расчет заземления ГПП 11010 кВ
Допустимое сопротивление заземляющего устройства в установках выше 1кВ составляет:
Сопротивление искусственного заземлителя с учетом естественного заземлителя включенного параллельно составит:
где Rи -сопротивление искусственного заземлителя Ом;
Rе -сопротивление естественного заземлителя Ом;
Rз -допустимое сопротивление заземляющего устройства Ом.
Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
где ρуд -удельное сопротивление грунта (сухоглинок) Ом·м; 2
Кпг Кпв -повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов для климатической зоны (Урал). 2
Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода стержневого вида диаметром 16 мм² длиной 6 метров при погружении ниже уровня земли на 08 метра:
Рисунок 12 – Расположение вертикального заземлителя
где t = 24 м -средний уровень заложения электрода.
Определяем примерное число вертикальных электродов:
где в -предварительно принятый коффициент использования 2.
Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов выполненных из полосовой стали размером 40 х 4 мм²:
Рисунок 13 – Расположение горизонтальных электродов
где t = 082 м -средний уровень заложения горизонтальных электродов.
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных заземлителей с учетом проводимости горизонтальных заземлителей:
Уточняем число вертикальных электродов при коэффициенте использования в = 035 принятого по 2 :
Окончательно принимаем n = 76 штук вертикальных электродов расположенных на расстоянии 35 метра друг от друга за пределами наружнего периметра ГПП.
При выполнении контурного заземления внутри контура прокладывают в виде сетки горизонтальные выравнивающие полосы которые дополнительно выравнивают потенциалы внутри контура заземления.
8 Грозозащита главной понизительной подстанции 11010 кВ
Прямые удары молнии в оборудование подстанции могут вызвать тяжелые аварии связанные с возникновением коротких замыканий при перекрытии изоляции а также повреждения электрооборудования из-за больших перенапряжений. Поэтому подстанция должна быть надежно защищена от прямых ударов молнии. Защита осуществляется с помощью стержневых надежно заземленных молниеотводов которые устанавливаются на зданиях конструкциях подстанции или непосредственно на земле.
Рисунок 14 – Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода
Рисунок 15 – Зона защиты двух стержневых молниеотводов
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (rx) м (рисунок 14) определяется по формуле:
где ha – активная часть молниеотвода (превышение молниеотвода над защищаемым уровнем) м.;
h – полная высота молниеотвода м.;
Р – постоянная (при h ≤ 30 м Р = 1).
Ширина зоны защиты (bx) м определяется:
а – расстояние между молниеотводами м.
Необходимым условием защищенности всей площади подстанции на высоте hx является:
D = 8 · (h – h (162)
D = 8 · (20 – 75) · 1 = 100 м.

Определение центра электрических нагрузок.doc

6 Определение центра электрических нагрузок
Центр электрических нагрузок нефтепромысла является символическим центром потребления электрической энергии нефтепромысла где также учитывается нагрузка поселка "Толбазы". ГПП должна располагаться как можно ближе к центру нагрузок. Это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии что значительно сокращает протяженность распределительных сетей уменьшает расход проводникового материала снижает потери электрической энергии.
При определении центра электрических нагрузок (ЦЭН) используют метод суть которого заключается в том что проводят аналогию между массами и электрическими нагрузками. Нахождение ЦЭН сводится к определению центра тяжести масс по формулам используемым в теоретической механике:
Si - расчётная мощность i-го объекта кВт.
Согласно данному методу приведенному в 1 считается что нагрузки объектов которые расположены на генеральном плане нефтепромысла равномерно распределены по их площадям. Сами объекты расположены неравномерно. Следовательно центр нефтепромысла не будет совпадать с ЦЭН.
По вышеприведенным формулам (37) (38) определяем координаты ЦЭН.
Результаты определения ЦЭН сведены в таблицу 13.
Таблица 13 - Результаты определения ЦЭН.
№наименование объекта
Нефтедоб-й куст 4511
Нефтедоб-й куст 4512
Нефтедоб-й куст 5111
Нефтедоб-й куст 5112
Нефтедоб-й куст 4201
Нефтедоб-й куст 4202
По вышеприведенным формулам (37) (38) определяем координаты ЦЭН:
План нефтепромысла и ЦЭН представлен на рисунке 3.
Рисунок 3. План нефтепромысла и ЦЭН.

Заключение.doc

В данном проекте рассматривался вопрос электроснабжения нефтепромысла «Степановка». При проектировании решен ряд вопросов а именно:
) определены электрические нагрузки данного нефтепромысла;
) произведен выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП 11010 кВ ТП 1004 кВ;
) произведен расчет компенсации реактивной мощности установлены для компенсации конденсаторные установки на ГПП 11010 кВ;
) определено место расположения ГПП 11010 кВ ТП 1004 кВ;
) на ГПП 11010 кВ выбрана схема электрических соединений;
) выбраны схемы питающей и распределительной сети;
) произведен выбор оборудования и линий электропередач на ГПП 11010 кВ
) произведен расчет заземления и грозозащиты на ГПП 11010 кВ;
) произведен расчет релейной защиты силовых трансформаторов на ГПП 11010 кВ;
) на основании технико-экономических показателей выбранна схема
внутреннего электроснабжения нефтепромысла;
) рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности.

РЕЦЕНЗИЯ.doc

на дипломный проект студента
ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
требованиям к дипломному проекту.
ОСНОВНЫЕ ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ ПРОЕКТА:
Дипломный проект заслуживает оценки.
Примечание - Заявление на оплату за рецензирование должны быть представлены на кафедру не позднее 20 июня текущего года.

наклейка на записку.doc

Министерство образования и науки
Российской федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Пояснительная записка
к дипломному проекту
Министерство образования и науки

Лист отзыва.doc

Понкратов Андрей Анатольевич группа З-01Э-1
Тема: Электроснабжение нефтепромысла «Степановка»
Спец вопрос: Выбор приводных электродвигателей станков качалок.

содержание.doc

Краткое описание технологического процесса нефтепромысла «Степановка»
1 Общая характеристика предприятия
2 Основные технологические процессы
Электроснабжение нефтепромысла «Степановка»
1 Технологическая часть
2 Электроснабжение и электрооборудование
3 Определение электрических нагрузок силовых электроприёмников нефтепромысла
3.1 Определение расчётных трёхфазных нагрузок нефтепромысла напряжением до 1 кВ
4 Выбор напряжения питающей и распределительной сети
Определение электрических нагрузок нефтепромысла
Выбор числа и мощности трансформаторов
1 Выбор понижающих трансформаторов напряжением 1004 кВ
1.1 Определение потерь мощности в понижающих трансформаторах напряжением 1004 кВ
1.2 Выбор конструктивного исполнения трансформаторных подстанций напряжением 1004 кВ
2 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП 11010 кВ
Компенсация реактивной мощности
1 Окончательный выбор трансформаторов
Определение центра электрических нагрузок
Выбор схемы внешнего электроснабжения
1 Выбор главной схемы электрических соединений
Расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением
1 Определение времени к.з. для отходящей линии на стороне НН
2 Определение времени к.з. для секционного выключателя на стороне НН
3 Определение времени к.з. для выключателя ячейки ввода на стороне НН
4 Определение времени к.з. для вводного выключателя на стороне ВН
5 Определение теплового импульса
Выбор оборудования и линий электропередач на ГПП
1 Выбор оборудования на стороне ВН
1.1 Выбор и проверка питающей линии
1.2 Выбор и проверка разъединителей
1.3 Выбор и проверка вводных выключателей на стороне ВН
1.4 Выбор и проверка изоляторов
1.5 Выбор ограничителей перенапряжений
1.6 Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора
1.7 Выбор трансформаторов тока в цепях силовых трансформаторов
2 Выбор оборудования на стороне НН
2.1 Выбор типа комплектных распределительных устройств
2.2 Выбор и проверка шинного моста
2.3 Выбор опорных изоляторов шинного моста
2.4 Выбор проходных изоляторов шинного моста
2.5 Выбор и проверка сборных шин в ЗРУ
2.6 Выбор опорных изоляторов сборных шин
2.7 Выбор и проверка выключателей ячейки ввода
2.8 Выбор и проверка выключателя ячейки секционирования
2.9 Выбор и проверка трансформаторов тока ячеек ввода
2.10 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки секционирования
2.11 Выбор и проверка выключателей ячеек отходящих линий
2.12 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки отходящей линии
2.13 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
2.14 Выбор предохранителей для защиты трансформаторов напряжения
2.15 Выбор числа мощности и питания трансформаторов собственных нужд подстанции
2.16 Выбор и проверка воздушных линий
2.17 Выбор изоляторов воздушных линий
2.18 Выбор разрядников
Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП
1 Защита трансформатора ТДН-10000110
1.2 Расчет токов К.З. с учетом устройства РПН
2 Максимальная токовая защита трансформатора ТДН-10000110
3 Расчет защиты от перегрузки
4 Дифференциальная защита трансформатора ТДН-10000110
Технико-экономическое сравнение вариантов схем
внутреннего электроснабжения Введеновского нефтепромысла
1 Капитальные вложения
1.1 Первоначальные капитальные вложения
1.2 Капитальные вложения с учетом фактора времени
2 Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической
2.1 Стоимость годовых потерь электрической энергии
2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
2.3 Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала
2.4 Отчисления на социальные нужды
2.5 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое обслуживание
2.6 Затраты на ремонт строительной части
2.7 Отчисления на обязательное страхование имущества
2.8 Затраты на оплату процентов за пользование краткосрочным кредитом
2.9 Общепроизводственные затраты
2.11 Отчисления на обязательное страхование персонала от несчастных случаев
2.12 Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической энергии
3 Годовые приведенные затраты
4 Чистый дисконтированный доход
5 Индекс рентабельности
Безопасность жизнедеятельности
1 Категории производств по пожарной и взрывной опасности
2 Категории помещений в отношении электробезопасности
3 Защитные меры в электроустановках
4 Организационные и технические мероприятия
5 Электрозащитные средства
6 Обеспечение пожарной безопасности на ГПП
7 Расчет заземления ГПП 11010 кВ
8 Грозозащита главной понизительной подстанции 11010 кВ
Выбор мощности электродвигателя привода станка-качалки
2 Пример расчёта электродвигателя привода станка-качалки СК6-21-2500
Список использованных источников

Аннотация.doc

Пояснительная записка содержит 126 страниц в том числе 15 рисунков 55 таблиц 19 источников. Графическая часть выполнена на 6 листах формата А 1.
В настоящем дипломном проекте изложены основные положения и произведены расчеты электроснабжения нефтепромысла «Степановка»
Произведен расчет и проверка силового трансформатора на ГПП рассчитаны токи коротких замыканий произведён выбор и проверка защитных устройств оборудования и токоведущих частей на действие токов коротких замыканий.
Произведены необходимые мероприятия и приведены средства по защите обслуживающего и оперативного персонала согласно межотраслевым правилам по охране труда (правилам безопасности) при эксплуатации электроутсновок.
Отдельное внимание обращено на выбор электродвигателя привода станка-качалки.

Введение.doc

Электроэнергетика – отрасль промышленности занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Энергетика играет огромную роль в обеспечении нормального функционирования экономики страны. Россия занимает второе место в мире после США по производству электроэнергии действует Единая энергетическая система оставшаяся в «наследство» от СССР и несколько локальных региональных систем. Российская энергетика – это 600 тепловых 100 гидравлических 9 атомных электростанций. Общая их мощность по состоянию на октябрь 1999 года составила 210 млн. кВт. В 1998 году ими было выработано около 1 триллиона кВт.ч электроэнергии и 790 Гкал тепла. Главный потребитель электроэнергии – промышленность (около 60%). То что продукция электроэнергетики не может накапливаться а передается по линиям электропередачи значительно расширяет географию размещения предприятий. Размещение предприятий самой электроэнергетики зависит от расположения топливно-энергетических ресурсов и потребителей. Производство электроэнергии в России обладает высокой степенью централизации (доля электроэнергии производимой на электростанциях общего пользования составила 981% в 1998 году). Баланс топлива используемого на электростанциях России таков: нефть и газ составляют 73% уголь – 27%. С точки зрения мировой практики этот баланс неправилен.
Важная особенность электроэнергии в России – существование энергосистем объединенных в Единую энергосистему. Это дает возможность эффективнее распределять электроэнергию по территории страны. Еще одной особенностью размещения электроэнергетики России является высокая концентрация предприятий в районах с низкой и средней обеспеченностью топливно-энергетическими ресурсами: Поволжье Урал Центральный район и др.
На сегодняшний день отрасль находится в кризисе. Основная часть производственных фондов устарела и нуждается в замене в течении ближайших 10-15 лет. Может создаться такая ситуация что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.
В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:
Снижение энергоемкости производства;
Сохранение единой энергосистемы России;
Повышение коэффициента используемой мощности;
Скорейшее обновление парка эс;
Приведение экологических параметров эс к уровню мировых стандартов.

тит лист.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Консультанты по разделам:

Задание.doc

по дипломному проектированию
Содержание расчетно-пояснительной записки ( перечень подлежащих разработке вопросов)
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделом проекта)
Примечания:1. Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом предоставляется в ГЭК.
Кроме задания студент должен получить от руководителя календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов).

Список использованных источников.doc

Список использованных источников
Кудрин Б.И. Чиндяскин В.И. Абрамова Л.Я. Электроснабжение промышленных предприятий: Методическое пособие к курсовому проекту по курсу ЭПП. -Оренбург: ОГУ 2000.-124с.
Федоров А.А. Сербиновский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: В 2-х кн. -кн.2. -Технические сведения об оборудовании -М.: Энергия 1973.-528с.
Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3.
Производство передача и распределение электроэнергииПод общей редакцией профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др. (гл. ред. А.И.Попов). -8-е изд. испр. и доп. -М.: Издательство МЭИ 2002. -964 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов. -4 изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат 1989.-608с.
ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. - М.: 1987.-60c.
Абрамова Л.Я. Алешина С.К. Кувайцев В.И. Кулеева Л.И. Методические указания к курсовому проекту по курсу: "Электрическая часть станций и подстанций" для студентов специальности 100.400 "Электроснабжение". Часть 1. - ОГУ 1997.-95с.
Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведенийКудрин Б.И. -М.: Интермет Инжиниринг 2005.-672с.: ил.
Правила устройства электроустановок. -7-е изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат. 2005. -648с.
ГОСТ 28249-93. Расчет токов короткого замыкания. Методы расчета. - М.: 1993.-60c.
Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 2.
Технические данные электрооборудованияПод общей редакцией профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др. (гл. ред. А.И.Попов). -8-е изд. испр. и доп. -М.: Издательство МЭИ 2002. -528 с.
Абрамова Е.Я. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: учебное пособие по курсу ЭППЕ.Я. Абрамова С.К. Алешина В.И. Чиндяскин.- Оренбург: ГОУ ОГУ 2005. -103 с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных се-тей. -3 изд. перераб. и доп. - Ленинград: Энергоатомиздат 1985. -296с.
Стандарт предприятия: общие требования и правила оформления выпускных квалификационных работ курсовых проектов (работ) отчетов по РГР по УИРС по производственной практике и рефератов. -Оренбург: ОГУ 2000.-62с.
Кузнецов Ф.Д. Техническое обслуживание измерительных трансформаторов. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2005. – 134 с.
Объём и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97. 6-е изд. – «Издательство НЦ ЭНАС» 1998.
Кузнецов Ф.Д. Техническое обслуживание релейной защиты и автоматики. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 1999.
правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ М.: СПО ОРГРЭС 1996.

Выбор приводных электродвигателей станков качалок.doc

13. Выбор мощности электродвигателя привода станка-качалки
В связи со специфическим характером нагрузки и значительным количеством скважинных насосных установок в большинстве нефтегазодобывающих районов страны оптимизация режимов их работы – важный фактор эффективного использования энергетических ресурсов.
С другой стороны обусловленная кинематическими особенностями скважинных насосных установок периодически пульсирующая нагрузка приводных электродвигателей станков-качалок существенно усложняет задачу достаточно точного определения мощности двигателя степени его нагрузки и фактических энергетических показателей. Поэтому вполне понятен интерес учёных и специалистов неизменно проявляемый к решению этих вопросов буквально на всех этапах развития и совершенствования скважинного насосного оборудования.
Таким образом в 1966 году в целях повышения эффективности использования возможностей скважинных насосных установок а так же в связи с необходимостью эксплуатации глубоких скважин в Азинмаше был разработан новый размерный ряд станков-качалок состоящий из девяти базовых моделей в свою очередь включающих 20 типоразмеров с различными конструктивными и режимными параметрами. Позднее этот размерный ряд был унифицирован и на основе ГОСТа заводами нефтяного машиностроения был освоен выпуск семи типоразмеров станков-качалок серии СК.
В соответствии с ГОСТом в комплект поставки станка-качалки входит электродвигатель с блоком управления и клиноремённой передачей а так же некоторые элементы оснастки и крепления станка. Поставляемый электродвигатель – трёхфазный асинхронный короткозамкнутый с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении – обычно имеет мощность и частоту вращения соответствующие максимальной нагрузке комплектуемого типоразмера станка-качалки.
На промыслах станки одного типоразмера работают с различными нагрузками (обычно меньше максимальных) что в свою очередь обусловлено фактическими параметрами режима работы добывающих скважин (глубина и темп откачки жидкости коэффициент подачи насоса и т.д.) Использование недогруженных электродвигателей естественно связано с излишними капитальными вложениями повышенными потерями энергии и ухудшением условий работы электроустановок.
Наряду с этим изменения режима насосных скважин проводимые с целью оптимизации их работы также связаны с изменением степени загрузки приводных двигателей. Все указанные обстоятельства предопределяют актуальность многократно решаемой на практике задачи определения действительных эквивалентных нагрузок электродвигателей скважинных насосных установок и оценки фактических значений их энергетических показателей в существенной степени загрузки и коэффициента формы нагрузочной кривой.
Однако до последнего времени как в учебной так и в специальной литературе публикация формул и номограмм для расчёта мощности двигателей скважинных насосных установок сопровождается входящими в них расчётными коэффициентами численные значения которых были установлено задолго до разработки ныне действующих размерного ряда станков-качалок. Но поскольку изменились технические характеристики и конструктивные параметры станков не могли не измениться и зависящие от них расчётные коэффициенты. Следовательно расчёты не обеспечивают требуемую точность и достоверность особенно при оценке фактической степени загрузки электродвигателей и их энергетических показателей.
Для устранения этого использована формула П.А. Иванкова в виде
- относительный коэффициент формы кривой нагрузки электродвигателя
- коэффициент учитывающий влияние упругих деформаций штанг и труб на эквивалентную мощность (определяется по графику или таблице)
- диаметр скважинного насоса мм
- глубина спуска насоса м
- частота вращения кривошипа СК мин
- длина хода точки подвеса штанг м
- постоянные потери мощности в станке не зависящие от нагрузки иначе потери холостого хода
- удельные потери мощности за один цикл работы
- коэффициент соотношения соответствующих конструктивных параметров станков-качалок
- длина переднего плеча балансира
- длина заднего плеча балансира
Значения указанных конструктивных параметров согласно ГОСТ 5866-76 приведен в таблице 55
Таблица - 55 Основные параметры станков качалок по ГОСТ 5866-76
Число качаний балансира
Длина переднего плеча балансира
Длина заднего плеча балансира м
2 Пример расчёта электродвигателя привода станка-качалки СК6-21-2500
Исходя из расчёта выбираем асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором мощностью 30 кВт.

Расчёт релейной защиты.doc

10 Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП
1 Защита трансформатора ТДН-10000110
Устройства релейной защиты предназначенные для защиты силовых трансформаторов предусматривают защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах однофазных замыканий на землю в обмотках и на выводах присоединенных к сети с глухозаземлённой нейтралью витковых замыканий в обмотках токов в обмотках обусловленных внешним К.З. токов в обмотках обусловленных перегрузкой понижения уровня масла.
Для трансформаторов более 1000 кВА предусматривается максимальная токовая защита МТЗ защита от перегрузок и продольная дифференциальная защита.
1.2 Расчет токов К.З. с учетом устройства РПН
Исходя из условия что на данном трансформаторе установлено устройство РПН с нормированной системой регулирования напряжения производим расчет токов К.З. для данных пределов регулирования.
Рисунок 9 – Схема замещения для определения токов К.З.
Определяем сопротивление системы в минимальном и максимальном режимах:
где Iк min – ток К.З. в минимальном режиме кА по данным предприятия
где Iк сист max – ток К.З. в максимальном режиме кА по данным предприятия
Определяем сопротивления трансформатора:
где n – заданное число ступеней регулирования;
m – максимально возможное число ступеней регулирования.
Для данного напряжения Uн = 110 кВ принимаем U max = 126 кВ с учётом положения РПН.
Определяем минимальный возможный ток на стороне 110 кВ при К.З. на шинах 10 кВ:
Приводим полученное значение данного тока к стороне 10 кВ:
Определяем максимальный возможный ток на стороне 110 кВ при К.З. на шинах 10 кВ:
2 Максимальная токовая защита трансформатора ТДН-10000110
Секционный выключатель 10 кВ:
Отстройка от максимального тока нагрузки:
где Кн – коэффициент надежности; 11
Ксз – коэффициент самозапуска; 11
Кв – коэффициент возврата. 11
Первичные номинальные токи трансформаторов составят:
Принимаем ток срабатывания защиты – Iс.з св = 399 А.
Производим проверку чувствительности защиты:
Следовательно по чувствительности защита проходит так как Кч = 653 > 15.
Определяем ток срабатывания защиты по условию согласования с защитой секционного выключателя:
где Кс – коэффициент согласования. 11
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з = 991 А.
Следовательно по чувствительности защита проходит так как Кч = 263 > 15.
Определяем ток срабатывания реле:
Принимаем реле типа РТ 4010.
Определяем ток срабатывания защиты по условию согласования с защитой 10 кВ.
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з = 995 А.
Следовательно по чувствительности защита проходит так как Кч = 436 > 15.
3 Расчет защиты от перегрузки
Максимальная токовая защита от перегрузки трансформатора устанавливается на стороне ВН и выполняется с одной фазы с выдержкой времени и с действием на сигнал.
где Котс – коэффициент отстройки; 11
Iном.тр – номинальный ток трансформатора с учетом регулирования напряжения на стороне которой устанавливается защита А.
Кв – коэффициент возврата; 11
Принимаем реле типа РТ 406
4 Дифференциальная защита трансформатора ТДН-10000110
Для защиты трансформаторов от К.З. между фазами на землю и от замыканий витков одной фазы широкое распространение получила дифференциальная защита.
Производим расчет дифференциальной защиты трансформатора
Мощность обмоток трансформатора: Sн вн = 10000 кВА
Соединение трансформаторов тока на стороне 110 кВ – Δ;
на стороне 10 кВ – Y.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока n т:
Определяем вторичные токи в плечах защиты при номинальном первичном токе:
Определяем первичный ток срабатывания дифференциальной защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора:
Определяем первичный ток небаланса при сквозном токе К.З. на стороне 10 кВ трансформатора вызванный:
) 10% погрешностью трансформатора тока:
где Кап – коэффициент учитывающий переходной режим; 11
Кодн – коэффициент однотипности; 11
Ех – относительное значение тока намагничивания. 11
)изменением анцапфа РПН трансформатора:
Суммарный расчетный ток небаланса составит:
Определяем ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса:
Производим предварительную проверку чувствительности защиты:
Так как чувствительность защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ (Кч = 116 2) то применяем защиту с торможением.
Принимаем к установке реле ДЗТ-11. Для исключения влияния тормозной обмотки при К.З. в зоне действия защиты эту обмотку включаем со стороны 10 кВ данного трансформатора. Для обеспечения требуемой чувствительности выбирается ток срабатывания защиты отстроенный от броска тока намагничивания трансформатора и при помощи тормозной обмотки отстраиваем защиту от больших токов небаланса.
Определяем расчетное число витков для стороны 110 кВ:
Принимается Wр II = 14 витков.
Определяем ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ:
Определяем расчетное число витков на стороне 10 кВ:
Принимаем Wр I = 13 витков.
Определяем ток небаланса :
Ток небаланса с учетом составит:
Следовательно защита по чувствительности проходит так как Кч = 367 > 2.

Экономика.doc

11 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
внутреннего электроснабжения Введеновского нефтепромысла
Для выбора схемы внутреннего электроснабжения в данном проекте рассматриваются два варианта схем а именно:
) радиально-магистральная
Схемы сравниваемых вариантов приведены на рисунках 10 и 11.
Рисунок 10 – Радиально-магистральная схема
Рисунок 11 – Смешанная схема
1 Капитальные вложения
1.1 Первоначальные капитальные вложения
Исходные данные для расчета первоначальных капитальных вложений сведены в таблицы 36 37 38 и 39.
Таблица 36 - Исходные данные воздушных линий радиально-магистраль-ного варианта.
Марка сечение провода
Цена 1 км линии с учетом жб опор тыс.руб.
Таблица 37 - Исходные данные воздушных линий смешанного варианта.
Таблица 38 - Исходные данные ячеек с вакуумными выключателями в ЗРУ на ГПП.
Количество ячеек шт.
Цена одной ячейки с учетом выключателя тыс.руб.
радиально-магистральный
Таблица 39 - Исходные данные ТП 1004 кВ.
Марка мощность трансформатора
Цена одной ТП с учетом трансформатора тыс.руб.
Определяем капиталовложения в воздушные линии тыс.руб. по формуле:
Кп.к.- поправочный поясной коэффициент.
Определяем капиталовложения в оборудование тыс.руб. по формуле:
Определяем суммарные капиталовложения тыс.руб. по формуле:
1.2 Капитальные вложения с учетом фактора времени
Результаты распределения капиталовложений по годам сведены в таблицу 40.
Таблица 40 - Результаты распределения капиталовложений по годам.
Определяем капиталовложения с учетом фактора времени тыс.руб. по формуле:
где Кt. порядковый год строительства;
T - срок строительства в годах.
2 Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической
2.1 Стоимость годовых потерь электрической энергии
Определяем потери мощности в воздушных линиях по участкам кВт по формуле:
где: - мощность кВА;
- напряжение сети кВ;
- сопротивление участка Ом.
Учитывая формулу 128 определяем суммарные потери мощности в воздушных линиях кВт по формуле:
Суммарные потери мощности в трансформаторах одинаковы для сравниваемых вариантов:
Определяем годовое время максимальных потерь ч по формуле:
где Тм - время использования максимальной загрузки определяемое в разделе 10 час.
Определяем годовые потери активной мощности МВтч по формуле:
Определяем действующий тариф за электроэнергиюруб.(кВтч) по формуле:
где - основная ставка двухставочного тарифа (по договору с энергоснабжающей организацией) руб.кВт в месяц;
- дополнительная ставка двухставочного тарифа (по договору с энергоснабжающей организацией) руб.(кВт×час).
Определяем стоимость годовых потерь электроэнергии тыс.руб. по
2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
Определяем амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов по формуле:
Нв.л. и Нобор.- соответственно норма амортизационных отчислений на полное восстановление воздушных линий и оборудования (Нв.л.=3% Нобор.=44%).
2.3 Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала
Определяем численность обслуживающего персонала чел. по формуле:
Fд - действительный фонд рабочего времени ч;
Кв.н. - коэффициент выполнения норм для данной категории рабочих принимаем равным 1.
Для определения величины ТΣ необходимо составить график ППР электрооборудования и воздушных линий.
График ППР строится исходя из структуры циклов технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования продолжительность и трудоемкость которых сведены в таблицы 41 42.
Таблица 41 - Цикличность мероприятий ППР.
Энергетическое оборудование
Вакуумный выключатель
Таблица 42 - Нормы трудоемкости ремонта.
Норма трудоемкости ремонта челч
Таблица 43 - График ППР трансформаторов.
Вид ремонтатрудоемкость
Суммарная трудоемкость челч.
Таблица 44 - График ППР воздушных линий (1 вариант).
Таблица 45 - График ППР воздушных линий (2 вариант).
Таблица 46 - График ППР вакуумных выключателей.
Вариантмарка выключателя
Определяем численность обслуживающего персонала чел. по формуле 135:
Определяем фонд основной заработной платы обслуживающего персонала тыс.руб. по формуле:
Fд- действительный фонд времени одного рабочего в год ч.
Определяем доплату до часового фонда заработной платы тыс.руб. по формуле:
Определяем доплату до дневного фонда заработной платы тыс. руб. по формуле:
Определяем доплату до месячного фонда заработной платы тыс.руб. по формуле:
Определяем годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала тыс.руб. по формуле:
2.4 Отчисления на социальные нужды
Определяем отчисления на социальные нужды тыс.руб. по формуле:
2.5 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое обслуживание
Материальные затраты на все виды ремонта оборудования и техническое обслуживание тыс.руб. рассчитываются по формуле:
Сз.ик.и.i- стоимость запасных частей и комплектующих изделий тыс.руб.
Расчет стоимости материалов для ремонта оборудования а также стоимос-
ти запасных частей и комплектующих изделий сведены в таблицы 47 48 49 50.
Таблица 47 - Расчет стоимости материалов для ремонта ТП 1004 кВ.
тируемого оборудования
Наименование материала
Норма расхода материала
Расход мате-риалов на проект
Стоимость материалов руб.
Трансформаторные под-
Масло трансформаторное
Таблица 48 - Расчет стоимости материалов для ремонта воздушных линий и вакуумных выключателей.
Расход материалов на проект
Радиально-магистральный вариант
Провод неизолированный
Проволока стальная мягкая
Вакуумные выключатели
Продолжение таблицы 48.
Стоимость материалов тыс.руб.
Таблица 49 - Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий
Наименование запасных частей
Количество узлов по проекту
Закупочная цена руб. ед.
Таблица 50 - Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий воздушных линий и вакуумных выключателей.
Продолжение таблицы 50.
Определяем материальные затраты на все виды ремонта оборудования и техническое обслуживание по формуле 142:
2.6 Затраты на ремонт строительной части
Определяем затраты на ремонт строительной части тыс.руб. по формуле:
2.7 Отчисления на обязательное страхование имущества
Определяем отчисления на обязательное страхование имущества тыс.руб. по формуле:
2.8 Затраты на оплату процентов за пользование краткосрочным кредитом
Определяем затраты на оплату процентов за пользование краткосрочным кредитом тыс.руб. по формуле:
где Ер- банковская ставка рефинансирования.
2.9 Общепроизводственные затраты
Определяем общепроизводственные затраты тыс.руб. по формуле:
Определяем прочие затраты тыс.руб. по формуле:
2.11 Отчисления на обязательное страхование персонала от несчастных случаев
Определяем отчисления на обязательное страхование персонала от несчастных случаев тыс.руб. по формуле:
2.12 Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической энергии
Определяем ежегодные издержки на передачу и распределение электрической энергии тыс.руб. по формуле:
3 Годовые приведенные затраты
Определяем годовые приведенные затраты тыс.руб. по формуле:
где - нормативный коэффициент экономической эффективности;
- годовой ущерб от перерывов в электроснабжении тыс.руб.
При расчете годовых приведенных затрат учитываем что сравниваемые варианты схем равнонадежны. Следовательно годовой ущерб от перерывов в электроснабжении будет одинаковым.
4 Чистый дисконтированный доход
Результаты расчета окупаемости по вариантам сводим в таблицу 51 52.
Таблица 51 - Результаты расчета окупаемости радиально-магистрального варианта.
Годы инвестиционного периода
Объем продаж или выручка от реализации
Текущие годовые затраты (без амортизации)
Прибыль предприятия П1-П2
Прибыль в распоряжении предприятия П3-П4
Поток наличности (доход) П5-П6
Таблица 52 - Результаты расчета окупаемости смешанного варианта.
Определяем чистый дисконтированный доход тыс.руб. по формуле:
где - доход определяемый по таблицам 68 69 тыс.руб.;
- срок окупаемости определяемый по таблицам 68 69 г.
5 Индекс рентабельности
Определяем индекс рентабельности % по формуле:
где - прибыль в распоряжении предприятия определяемая по таблицам 51 52 тыс.руб.
Составляем сводную таблицу технико-экономических итоговых и натуральных показателей по вариантам представленную в таблице 53.
Сравнивая показатели сводной таблицы делаем вывод что радиально-магистральный вариант схемы электроснабжения является наиболее экономичным.
Наименование показателей единицы измерения
I Технико-экономические показатели
Первоначальные капитальные вложения тыс.руб
Капитальные вложения с учетом фактора времени тыс.руб
Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической энергии. Всего; тыс.руб
1 Стоимость годовых потерь электроэнергии тыс.руб
2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов тыс.руб
3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала тыс.руб
4 Отчисление на социальные нужды тыс.руб
5 Материальные затраты на все виды ремонта и технического обслуживания оборудования тыс.руб
6 Затраты на ремонт строительной части тыс.руб
7 Отчисления на обязательное страхование имущества тыс.руб
8 Затраты на оплату процентов по краткосрочным судам тыс.руб
9 Общепроизводственные расходы тыс.руб
10 Прочие расходы тыс.руб
11 Страхование персонала тыс.руб
Годовые приведенные затраты по вариантам тыс.руб
Чистый дисконтированный доход тыс.руб
Срок окупаемости инвестиций лет
Индекс рентабельности проценты
II Натуральные показатели
Общая протяженность ВЛ км
Одно цепные линии км
Число и мощность трансформаторов шткВА
Потери электроэнергии кВтч
Численность обслуживающего персонала челстав
Таблица 53 - Сводная таблица технико-экономических итоговых и натуральных показателей по вариантам.

Таблица 3.doc

Таблица 3 - Расчет трехфазных нагрузок силовых ЭП напряжением до 1 кВ нефтедобывающих кустов.
Эффективное число ЭП
Коэффициент расчетной нагрузки Кр
Номинальная мощность ЭП кВт
Коэффициент использования Ки
Коэффициент реактивной мощности
Qр=11*Ки*Рн*tgφ при nэ≤10 Qр=Ки*Рн*tgφ при nэ>10
Таблица 3 – продолжение

2.1.Технологическая часть.doc

2 Электроснабжение нефтепромысла «Степановка».
1 Технологическая часть.
Промысловое оборудование нефтепромысла расположено с учётом технологического процесса и пожарной безопасности так же установка подготовки нефти снабжена системой пожарной сигнализации и системой автоматического пожаротушения. Технологическое оборудование нефтепромысла «Степановка» приведено в таблице 1.
Таблица 1 – Технологическое оборудование нефтепромысла «Степановка»
Наименование электроприемника
Компрессорная станция
Вентиляторы охлаждения газа
Установка подготовки нефти
Лаборатория нефти и газа
Пункт приёма привозной нефти
Установка очистки жидкости
Авто транспортный цех
Так же к нефтепромыслу относятся семь нефтедобывающих кустов в состав которых входит 47 скважин оборудованных станками качалками привод которых приводится в движение асинхронными электродвигателями с коротко-замкнутым ротором мощностью от 17 до 30 кВт в зависимости от глубины скважины.
2 Электроснабжение и электрооборудование.
В состав нефтепромысла входят:
) нефтедобывающие кусты;
Нефтедобывающие кусты представляют собою группу нефтяных скважин состоящие из станков-качалок.
Средняя мощность приводов станков-качалок нефтяных скважин колеблется от 185 до 30 кВт. Режим работы станков-качалок продолжительный. В качестве привода станков-качалок применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Нагрузка создаваемая станками-качалками равномерная и симметричная. По степени бесперебойности электроснабжения станки-качалки относятся к третьей категории.
В состав нефтедобывающих кустов входят замерные установки (АГЗУ) где добытая нефть проходит систему контроля и учета. В качестве обеспечения газобезопасности применяется вытяжная вентиляция. Мощность приводов вентиляторов составляет 5 кВт. Двигатели вентиляторов работают в продолжительном режиме. Питание двигателей производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Нагрузка создаваемая вентиляторами равномерная и симметричная. Также в состав замерных установок входят электрозадвижки параметры двигателей которых аналогичны с двигателями вентиляторов. По степени бесперебойности электроснабжения электроприемники замерных установок относятся к третьей категории.
) дожимные насосные станции;
Дожимные насосные станции состоят из нефтенасосов. Средняя мощность приводов нефтенасосов колеблется от 30 до 45 кВт. На данных насосных станциях применяются привода мощностью 45 кВт. Режим работы нефтенасосов продолжительный. По степени бесперебойности электроснабжения нефтенасосы относятся к третьей категории.
) установка подготовки нефти (УПН);
В УПН установлены нефтенасосы водяные насосы насосы ЕУ ЕД ЕА
Мощность приводов нефтенасосов составляет 250 кВт. Режим работы нефтенасосов продолжительный. В качестве привода нефтенасосов применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 10 кВ. Нагрузка создаваемая нефтенасосами равномерная и симметричная. По степени бесперебойности электроснабжения нефтенасосы относятся ко второй категории.
Средняя мощность приводов водяных насосов насосов ЕУ ЕД ЕА ЕП колеблется от 15 до 185 кВт. Режим работы насосов продолжительный. В качестве привода насосов применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Нагрузка создаваемая насосами равномерная и симметричная. По степени бесперебойности электроснабжения насосы относятся ко второй категории.
) компрессорная станция (КС);
На КС установлены газокомпрессоры маслонасосы вытяжные вентиляторы вентиляторы для обдува масляных радиаторов.
Мощность приводов газокомпрессоров составляет 320 кВт. Режим работы газокомпрессоров продолжительный. В качестве привода газокомпрессоров применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 10 кВ. Нагрузка создаваемая газокомпрессорами равномерная и симметричная. По степени бесперебойности электроснабжения газокомпрессоры относятся ко второй категории.
Средняя мощность приводов маслонасосов вытяжных вентиляторов вентиляторов для обдува масляных радиаторов колеблется от 22 до 22 кВт. Режим работы продолжительный. В качестве привода маслонасосов и вентиляторов применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Нагрузка создаваемая маслонасосами и вентиляторами равномерная и симметричная. По степени бесперебойности электроснабжения насосы и вентиляторы относятся ко второй категории.
) автотранспортный цех;
В автотранспортном цехе установлены вулканизаторы кран-балки компрессоры приточные вентиляторы. В качестве привода применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Все вышеперечисленные электроприемники работают в продолжительном режиме работы кроме кран-балок (повторно-кратковременный режим). По степени бесперебойности электроснабжения электроприемники относятся к третьей категории.
) механическая мастерская;
В механической мастерской установлены сверлильный станок токарный станок кран-балки сварочный трансформатор сушильная печь. В качестве привода станков и кран-балок применяются асинхронные двигатели питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. Сварочный трансформатор и сушильная печь представляют собой
однофазную нагрузку и работают на промышленной частоте тока (50 Гц) с напряжением питания 380-220 В. Все вышеперечисленные электроприемники работают в продолжительном режиме работы кроме кран-балок и сварочного трансформатора (повторно-кратковременный режим). По степени бесперебойности электроснабжения электроприемники относятся к третьей категории.
В котельной установлены водяные насосы. В качестве привода применяются асинхронные двигатели мощностью 11 кВт питание которых производится трехфазным током промышленной частоты (50 Гц) напряжением 038 кВ. По степени бесперебойности электроснабжения насосы относятся ко второй категории.
) столовая здание связи административное здание;
В вышеперечисленных объектах установлены бытовые потребители. По степени бесперебойности электроснабжения бытовые потребители относятся к третьей категории.
) осветительные установки (в целом по нефтепромыслу).
Электроосветительные установки представляют собой однофазную нагрузку но при рациональном расположении и группировке достигается достаточно равномерная нагрузка по фазам (с несимметрией не более 5-10%).
В качестве электрических источников света применяются: лампы накаливания на КС и УПН (так как существует вероятность взрыва) в автотранспортном цехе механической мастерской котельной; люминесцентные лампы в столовой здании связи административном здании ртутные лампы для освещения территории базы. Мощность ламп колеблется в широких пределах от 30 до 250 Вт.
При проектировании также учитывается нагрузка поселка городского типа "Толбазы" так как запитан совместно с нефтепромыслом от одного источника питания. По степени бесперебойности электроснабжения потребители которые являются бытовыми относятся к третьей категории.
Результаты распределения потребителей электроэнергии по группам надежности электроснабжения сведены в таблицу 2.
Таблица 2 - Результаты распределения потребителей электроэнергии по группам надежности электроснабжения.
Наименование объектов в которых установлены потребители
Нефтедобывающие кусты
Дожимные насосные станции
Установка подготовки нефти (УПН)
Компрессорная станция (КС)
Автотранспортный цех
Столовая здание связи административное здание
Поселок городского типа "Толбазы
3 Определение электрических нагрузок силовых электроприёмников нефтепромысла.
3.1 Определение расчётных трёхфазных нагрузок нефтепромысла напряжением до 1 кВ.
Для данного расчета воспользуемся методом определения электрических нагрузок по коэффициенту расчетной нагрузки. Расчет электрических нагрузок электроприемников (ЭП) напряжением до 1 кВ производится для каждого нефтедобывающего куста а так же для куста № 389 в целом.
Определим нагрузку КТПН 1004 кВ нефтедобывающего куста № 389 в соответствии со следующими данными ЭП:
) станок-качалка ; Ки = 06; cosφ = 089; tgφ = 0512; рн = 300 кВт;
) станок-качалка ; Ки = 08; cosφ = 08; tgφ = 075; рн = 220 кВт;
) станок-качалка ; Ки = 05; cosφ = 089; tgφ = 0512; рн = 300 кВт;
) станок-качалка ; Ки = 07; cosφ = 089; tgφ = 0512; рн = 300 кВт;
Данные Ки взяты из 2 таблица 24.2.
Расчет выполняется по форме Ф636-92 (таблица Ж.1) согласно 1.
Порядок расчета рассматривается на примере ТП-389
-станки-качалки - 4Ки =0639; cosφ = 089; tgφ = 0512; рн = 1120 кВт.
Определяем нагрузки за наиболее загруженную смену по формулам:
где Pсм Qсм - соответственно активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену соответственно кВт кВар;
Ки - коэффициент использования;
n - количество электроприемников;
tgφ - коэффициент расчетной мощности.
Рсм = 0639·1120= 716 кВт
Qсм = 716·0512 = 40865 кВар.
Определяем групповой коэффициент использования по формуле:
Для определения эффективного числа ЭП nэ определяем величину по формуле:
Определяем эффективное число ЭП по формуле:
Принимаем целое число nэ=3.
По 1 таблица Ж.2 находим коэффициент расчетной нагрузки Кр = 122 в зависимости от Киг = 064 и nэ = 3.
Находим расчетную активную мощность Рр кВт по формуле:
Находим расчетную реактивную нагрузку Qр кВар по формуле:
Определяем полную расчетную мощность Sp кВА по формуле:
Определяем значение расчетной токовой нагрузки Ip:
Расчет трехфазных нагрузок силовых ЭП напряжением до 1 кВ сведен в таблицу 3. Однофазная нагрузка на нефтедобывающих кустах отсутствует.
4 Выбор напряжения питающей и распределительной сети
Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели так и на технические характеристики. Так например при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии то есть снижаются эксплуатационные расходы уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий растут предельные мощности передаваемые по линиям облегчается будущее развитие сети но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует наоборот меньших капитальных затрат но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и кроме того обладает меньшей пропускной способностью.
При выборе напряжения питающей сети следует учитывать что для питания ГПП применяется напряжение 110 кВ. Так как данное напряжение является напряжением питания ГПП 11010 кВ "Грачи" и "Салават" от которых в свою очередь запитана ГПП нефтепромысла.
При выборе напряжения распределительной сети следует учитывать что напряжение 10 кВ является предпочтительным по сравнению с напряжением 6 кВ. Так как согласно 8 не рекомендуется использование напряжения 6 кВ на вновь строящихся объектах. Также следует учитывать что высоковольтные электродвигатели установленные на компрессорной станции и в концевой совмещенной сепарационной установке будут заменены на новые. Так как истек их срок службы.
Питающее напряжение для электроприёмников может быть 127220 В 220380 В 380660 В. Но так как на вновь сооружаемых объектах не рекомендуется применять напряжение 127220 В (так как считается устаревшим и ликвидируемым) рассмотрим возможность применения напряжения 220380 В и 380660 В.
Напряжение 380660 В позволяет применить более мощные двигатели и уменьшить потери мощности в 3 раза по сравнению с напряжением 220380 В. Однако тогда для питания осветительной сети требуется понизительный трансформатор т.е. отсутствует возможность питания от одной ТП силовой и осветительной нагрузки. Использование же напряжения 220380 В позволяет обойтись без дополнительного трансформатора.
Напряжение 660 В целесообразно использовать для предприятий с большой удельной плотностью электрических нагрузок при необходимости по технологическим условиям отдаления ТП 1004 кВ и наличии большого количества двигателей в диапазоне свыше 100 до 630 кВт.
Напряжение 220380 В является более выгодным и с точки зрения электробезопасности так как напряжение между фазой и землёй относительно низкое.

7. Выбор схемы внешнего электроснабжения.doc

7 Выбор схемы внешнего электроснабжения
Прием электроэнергии на данном проектируемом нефтепромысле осуществляется от энергосистемы по ВЛ-110 кВ. преобразование электроэнергии в напряжение 10 кВ для питания ТП-1004 кВ осуществляется при помощи ГПП.
Схема ГПП выбирается с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия.
В данном проекте ГПП включает в себя два понизительных трансформатора (установленных открыто) с раздельной работой и РУ высшего и низшего напряжений.
1 Выбор главной схемы электрических соединений
Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части подстанций а именно - надежность экономичность ремонтопригодность безопасность обслуживания и. т. д.
Согласно 6 для подстанций с двумя напряжениями проектирование схемы сводится к выбору уже существующих типов схем.
По 6 в данном проекте принимаем схему с выключателями.
Данный тип схемы обеспечивает при повреждении на одной линии и отключении соответствующего трансформатора возможность подключения ко второй линии при помощи секционного выключателя.
Данный тип схемы более надежной если сравнивать со схемой на отделителях и короткозамыкателях так как питающая линия не отключается при повреждении в трансформаторе. Также следует учитывать то что в данный момент времени схема на отделителях и короткозамыкателях не применяется согласно 8.
Главная схема электрических соединений подстанции показана на рисунке 4.
Рисунок 4 - Главная схема электрических соединений подстанции.

Выбор оборудования.doc

9 Выбор оборудования и линий электропередач на ГПП
1 Выбор оборудования на стороне ВН
1.1 Выбор и проверка питающей линии
Сечение питающей линии выбирается:
) по экономической плотности тока;
) по длительно-допустимому току.
Питающая линия проверяется :
) по условиям короны;
) на электродинамическую стойкость (схлестывание проводов);
) на термическую стойкость;
) по потере напряжения.
Экономическое сечение Fэк мм² определяется по формуле:
где Iраб - рабочий ток на стороне ВН А;
jэк - экономическая плотность тока определяемая по 8 материалом проводника конструкцией сети числом часов использования максимальной нагрузки (Тм). Для Тм = 686212 ч - jэк = 1 Амм².
Рабочий ток Iраб А определяется по формуле:
где Sрасч - расчетная мощность кВА;
Принимаем стандартное сечение линии 70 мм² так как согласно 8 минимальное сечение ВЛ-110 кВ составляет 70 мм².
Выбираем по 4 таблица 7.35 провод марки АС-7011 мм² (Iдоп = 210 А).
Выбираем провод по длительно-допустимому току Iдоп А когда одна из линий отключена. При этом должно выполняться условие:
Iав = 4236 А Iдоп = 210 А
Выбранное сечение удовлетворяет условиям выбора принимаем провод марки АС (3 х 70 мм²).
Перемычка на ГПП со стороны 110 кВ выполняется тем же проводом что и ВЛ.
На ГПП многопроволочные провода должны быть проверены на коронирование поскольку на подстанции расстояния между проводами значительно меньше чем на линии.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля Еокр кВсм которая определяется по формуле:
где m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности (m = 082);
r0 - радиус провода см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода Еmax кВсм составит:
где U - линейное напряжение кВ;
Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при горизонтальном расположении фаз см.
где D - расстояние между соседними фазами (D = 250 см).
При проверке по условиям короны должно выполняться условие:
Выбранное сечение удовлетворяет условиям проверки.
На электродинамическую стойкость провода питающей линии на ГПП не проверяются так как расстояние между проводами позволяет этого не делать.
На термическую стойкость провода питающей линии на ГПП не проверяются так как располагаются на открытом воздухе.
Результаты выбора и проверки питающей линии сведены в таблицу 16.
Таблица 16 - Результаты выбора и проверки питающей линии.
Условия выбора и проверки
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранная
питающая линия удовлетворяет условиям выбора и проверки.
1.2 Выбор и проверка разъединителей
В ОРУ применяются разъединители типа SGF наружной установки двухколонковые со стационарными заземляющими ножами поворотного типа.
Разъединители выбираются:
) по роду установки - наружный;
) по конструктивному исполнению;
) по номинальному напряжению сети;
) по расчетному току.
Разъединители проверяются на:
) электродинамическую стойкость:
) термическую стойкость:
где Iпр.т. - предельный ток термической стойкости по каталогу кА;
tт - длительность протекания данного тока сек;
- установившийся ток к.з. кА;
tф - фиктивное время к.з. сек.
Принимаем к установке по 4 таблица 1 SGF-123n-100-2E У1 с приводом главных ножей MT-50 и заземляющих ножей HA 31-80.
При проверке всех разъединителей на термическую стойкость будем считать что = 072 кА²·с чтобы не увеличивать объем расчетов.
Результаты выбора и проверки разъединителей сведены в таблицу 17.
Таблица 17 - Результаты выбора и проверки разъединителей.
Iпр.тtт = 2500 кА²·с
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные разъединители удовлетворяют условиям выбора и проверки.
1.3 Выбор и проверка вводных выключателей на стороне ВН
Выключатели выбираются:
) по расчетному току;
) по отключающей способности.
Выключатели проверяются на:
) электродинамическую стойкость;
) термическую стойкость.
Выбираем по 4 таблица 5.2 элегазовые выключатели типа ВЭК-110-402000У1 с электромагнитным приводом типа ПЭ-37.
Результаты выбора и проверки выключателей сведены в таблицу 18.
Таблица 18 - Результаты выбора и проверки вводных выключателей.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные вводные выключатели удовлетворяют условиям выбора и проверки.
1.4 Выбор и проверка изоляторов
Изоляторы выбираются:
) по номинальному напряжению сети.
Изоляторы проверяются:
) на механическую прочность.
Изоляторы предназначены для изоляции токоведущей части от земли и других частей установки находящихся под иным потенциалом а так же для поддержания токоведущих частей. В ОРУ для крепления гибких проводов применяются подвесные и натяжные гирлянды изоляторов. На механическую прочность подвесные изоляторы на высокой стороне можно не проверять так как расстояния между фазами принимаются большими и при выборе количества изоляторов в гирлянде механические нагрузки уже учтены (вес провода ветер гололед и т. д.). В установках напряжением 110 кВ в подвесной гирлянде 7 изоляторов но учитывая загрязненность окружающей среды окончательно принимаем 8 изоляторов. В натяжной гирлянде количество изоляторов увеличивается на один следовательно принимаем 8 изоляторов.
Выбираем по 10 таблица 21.11 изолятор типа ПСС-210Б (подвесной стеклянный изолятор тарельчатого типа со сферической формой тарелки).
1.5 Выбор ограничителей перенапряжений
В данном проекте для защиты от перенапряжений применяются ограничители перенапряжений типа ОПН которые выбираются в зависимости от напряжения установки.
ОПН предназначены для защиты от перенапряжений электрооборудования
сетей с заземленной и изолированной нейтралью и могут быть использованы взамен вентильных разрядников типа РВС и РВМГ. По всем основным показателям ОПН превосходят указанные аппараты. Также они могут быть использованы во всех точках сети где предусмотрено применение разрядников РВС и РВМГ.
На ГПП на стороне 110 кВ для защиты электрооборудования от перенапряжений принимаются к установке ограничители перенапряжений типа EXLIM R123. ОПН выбраны по 4 таблица 1.
1.6 Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора
В нейтрали силовых трансформаторов используются заземлители которые выбираются по:
Заземлители проверяются на:
По 4 таблица 5.6 принимаем заземлитель типа ЗОН-110М-IУ1 с приводом главных ножей типа ПР-11У1.
Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 19.
Таблица 19 - Результаты выбора и проверки заземлителей.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные заземлители удовлетворяют условиям выбора и проверки.
Для защиты нейтрали силовых трансформаторов ГПП от перенапряжений предусматривается установка разрядников на напряжение сети равное 1102 = 55 кВ.
Разрядники выбираются:
Выбираются по 4 таблица 5.20 разрядники вентильные типа РВС-60У1.
1.7 Выбор трансформаторов тока в цепях силовых трансформаторов
На подстанциях выполненных по упрощенным схемам без сборных шин на высокой стороне обычно не предусматривается установка контрольно-измерительных приборов на стороне высокого напряжения поэтому нет необходимости в трансформаторах напряжения и тока за исключением трансформаторов тока встроенных во вводы силовых трансформаторов. Такие трансформаторы тока идут в комплекте с основным аппаратом и предназначены лишь для цепей релейной защиты. Выбор их сводится к выбору тока первичной обмотки ближайшего к расчетному току:
где I1ном - номинальный ток первичной обмотки трансформатора А.
I1ном = 100 А > Iрасч = 4236 А.
Принимаем по 4 таблица 5.11 трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор ТВТ-110-1-1005.
2 Выбор оборудования на стороне НН
2.1 Выбор типа комплектных распределительных устройств
Учитывая влажность и агрессивность окружающей среды согласно 8 распределительное устройство на стороне низкого напряжения является закрытым (ЗРУ).
Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для эксплуатации в климатических районах с умеренным климатом в помещениях с естественной вентиляцией и в помещениях с искусственным климатом.
Наиболее надежной и удобной к эксплуатации конструкцией является КРУ с наличием выдвижных элементов так как они обеспечивают удобство обслуживания и ремонта в необходимых случаях позволяют производить замену поврежденных выдвижных элементов.
Принимаем по 3 таблица 41.4 КРУ типа К-104М (для отходящих линий трансформаторов напряжения трансформаторов собственных нужд конденсаторных установок резерва) и К-105 (для ввода и секционирования) параметры которых отличаются габаритами шкафа.
Каталожные данные КРУ сведены в таблицу 20 .
Таблица 20 - Каталожные данные КРУ типа К-104М и К-105.
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток шкафов А
Номинальный ток отключения выключателей кА
Номинальный ток электродинамической стойкости кА
Термическая стойкость кАсек.
Тип привода к выключателю
Трансформатор напряжения
Максимальное число и сечение отходящих линий мм²
ширина м (К-104МК-105)
глубина м (К-104МК-105)
высота м (К-104МК-105)
2.2 Выбор и проверка шинного моста
Шинный мост представляет собой соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения.
Шинный мост выбирается:
Шинный мост проверяется:
) на электродинамическую стойкость (на изгиб);
) на термическую стойкость.
где Iраб - рабочий ток на стороне НН А;
jэк - экономическая плотность тока определяемая по 8 материалом
проводника конструкцией сети числом часов использования максимальной нагрузки (Тм). Для Тм = 686212 ч - jэк = 1 Амм².
Выбираем по 4 таблица 7.3 жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АДО Fст = 250 мм² Iдоп = 1180 А. Шины располагаем вертикально относительно изоляторов.
Выбираем шины по длительно-допустимому току Iдоп А когда одна из линий отключена. При этом должно выполняться условие:
Iав = 4658 А Iдоп = 1180 А
Выбранное сечение удовлетворяет условиям выбора.
Определяем силу действующую на шины при возникновении к.з. F Н по формуле:
где - ударный ток при трехфазном к.з.;
- длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции м ();
- расстояние между фазами м (м).
Определяем изгибающий момент действующий на шины при возникновении к.з. М Нм по формуле:
Определяем момент сопротивления шин относительно оси перпендикулярной действию силы W см3 по формуле:
где Н - высота шины поперечного сечения мм;
В - ширина шины поперечного сечения мм.
Определяем напряжение в материале шин МПа по формуле:
Проверяем выбранные шины на электродинамическую стойкость при этом должно выполняться условие:
где - допустимое механическое напряжение в материале шин определяемое по 6 МПа - для алюминия.
= 003 МПа 40 МПа = .
Условие выполняется при проверке выбранных шин на электродинамическую стойкость.
Определяем минимальное сечение отвечающее термической стойкости мм2 по формуле:
где с - постоянная для алюминиевых шин определяемая по 6 с = 91.
Проверяем выбранные шины на термическую стойкость при этом должно выполняться условие:
= 1962 мм2 = 160 мм2.
Условие выполняется при проверке выбранных шин на термическую стойкость.
Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 21.
Таблица 21 - Результаты выбора и проверки шинного моста.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранный шинный мост удовлетворяет условиям выбора и проверки.
2.3 Выбор опорных изоляторов шинного моста
Опорные изоляторы выбираются:
) по номинальному напряжению сети;
) по допустимой нагрузке.
Выбираем по 10 таблица 21.7 опорно-стержневые изоляторы из фарфора типа ИОС10-300 УХЛ1 с минимальной разрушающей силой на изгиб Fразр= 4 кН.
При выборе опорных изоляторов по номинальному напряжению Uиз ном кВ должно выполняться условие:
Uиз ном = 110 кВ = 110 кВ = Uном.
Условие выполняется при выборе опорных изоляторов по номинальному напряжению.
Определяем расчетную силу действующую на опорный изолятор при возникновении к.з. Fрасч Н по формуле:
- расстояние между фазами м (м);
- поправочный коэффициент на высоту шины.
Определяем поправочный коэффициент на высоту шины по формуле:
где Низ - высота изолятора м;
H - расстояние от середины шины до опорной конструкции на которой установлен изолятор м.
H = Hиз + b + h2 (74)
где b - расстояние от головки изолятора до начала шины м;
H = 0295 + 0005 + 0042 = 032 м.
При выборе опорных изоляторов по допустимой нагрузке должно выполняться условие:
Fрасч ≤ 06 Fразр (75)
Fрасч = 757 Н 2400 Н = 06 Fразр.
Условие выполняется при выборе опорных изоляторов по допустимой нагрузке.
Результаты выбора сведены в таблицу 22.
Таблица 22 - Результаты выбора опорных изоляторов.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные опорные изоляторы удовлетворяют условиям выбора.
2.4 Выбор проходных изоляторов шинного моста
Проходные изоляторы выбираются:
Выбираем по 10 таблица 21.10 проходные изоляторы из фарфора типа ИП-10630-75 УХЛ1 с минимальной разрушающей силой на изгиб Fразр= 75 кН.
При выборе проходных изоляторов по допустимой нагрузке учитываем данные расчета пункта 9.2.3
Результаты выбора сведены в таблицу 23.
Таблица 23 - Результаты выбора проходных изоляторов.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные проходные изоляторы удовлетворяют условиям выбора.
2.5 Выбор и проверка сборных шин в ЗРУ
По таким же условиям которые указаны в пункте 9.2.2 выбираем по 4 таблица 7.3 жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АДО Fст = 250 мм² Iдоп = 1180 А. Шины располагаем вертикально относительно изоляторов.
Выбранные шины не проверяем так как проверка производилась в пункте 9.2.2
2.6 Выбор опорных изоляторов сборных шин
По таким же условиям которые указаны в пункте 9.2.3 выбираем по 10 таблица 21.6 опорные ребристые изоляторы из фарфора типа ИОР-10-75 УХЛ с минимальной разрушающей силой на изгиб Fразр= 75 кН.
При выборе опорных изоляторов по допустимой нагрузке учитываем данные расчета пункта 9.2.3
Результаты выбора сведены в таблицу 24.
Таблица 24 - Результаты выбора опорных изоляторов.
2.7 Выбор и проверка выключателей ячейки ввода
По таким же условиям которые указаны в пункте 9.1.3 выбираем по 10 таблица 32.6 вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-20У3 с электромагнитным приводом ПЭ-11.
Результаты выбора и проверки выключателей ячейки ввода сведены в таблицу 25.
Таблица 25 - Результаты выбора и проверки выключателей ячейки ввода.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные выключатели ячейки ввода удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.8 Выбор и проверка выключателя ячейки секционирования
Выбираем по 10 таблица 32.6 вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-20У3 с электромагнитным приводом ПЭ-11.
Результаты выбора и проверки выключателя ячейки секционирования сведены в таблицу 26.
Таблица 26 - Результаты выбора и проверки выключателя ячейки секционирования.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранный выключатель ячейки секционирования удовлетворяет условиям выбора и проверки.
2.9 Выбор и проверка трансформаторов тока ячеек ввода
Трансформаторы тока выбираются:
) по роду установки - внутренний;
) по току (первичному и вторичному).
Трансформаторы тока проверяются:
) на электродинамическую стойкость;
) по вторичной нагрузке.
Выбор и проверка трансформаторов тока производится аналогично выбору и проверке представленным в пункте 9.1.3
Выбираем по 10 таблица 33.3 трансформаторы тока типа ТЛ-10-6005-0510Р с двумя вторичными обмотками: для измерительных приборов и релейной защиты.
Рассмотрим проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке на примере вторичной обмотки для измерительных приборов.
Определяются нагрузки на трансформатор тока от измерительных приборов данные сводятся в таблицу 27. Данные приборов взяты из 6 таблица 6.9
Таблица 27 - Нагрузки на трансформатор тока от измерительных приборов.
Наименование прибора
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивний мощности
Измерительные обмотки трансформаторов тока соединяем в неполную звезду. Схема соединения приборов ячейки ввода представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 - Схема соединения приборов ячейки ввода.
Определяем мощность теряемую в контактах Sконт ВА по формуле:
где I2 - ток во вторичной обмотке А;
rк - сопротивление контактов Ом.
Определяем сопротивление соединительных проводов rпров Ом длиной 5
где - удельное сопротивление меди Омм·мм2;
q - сечение проводов q = 25 мм2.
Определяем мощность теряемую в проводах Sпров ВА по формуле (78):
Определяем суммарную расчетную мощность S2 расч ВА по формуле:
S2 расч = Sприб + Sконт + Sпров (79)
S2 расч = 41 + 25 + 1525 = 8125 ВА.
При проверке трансформаторов тока по вторичной нагрузке должно выполняться условие:
S2 расч = 8125 ВА 10 ВА = S2н
Условие выполняется при проверке трансформаторов тока по вторичной нагрузке.
Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячеек ввода сведены в таблицу 28.
Таблица 28 - Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячеек ввода.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные трансформаторы тока ячейки ввода удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.10 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки секционирования
Выбираем по 10 таблица 33.3 трансформаторы тока типа ТЛ-10-3005-0510Р с двумя вторичными обмотками: для измерительных приборов и релейной защиты.
Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячейки секционирования сведены в таблицу 29.
Таблица 29 - Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячейки секционирования.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные трансформаторы тока ячейки секционирования удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.11 Выбор и проверка выключателей ячеек отходящих линий
Выбор и проверку выключателя произведем на примере ячейки питающей ТП-13.
Результаты выбора и проверки выключателя ячейки отходящей линии питающей ТП-13 сведены в таблицу 30.
Таблица 30 - Результаты выбора и проверки выключателя ячейки отходящей линии питающей ТП-13.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранный выключатель ячейки отходящей линии удовлетворяет условиям выбора и проверки.
2.12 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки отходящей линии
Выбираем по 10 таблица 33.3 трансформаторы тока типа ТЛ-10-505-0510Р с двумя вторичными обмотками: для измерительных приборов и релейной защиты.
Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячейки отходящей линии сведены в таблицу 31.
Таблица 31 - Результаты выбора и проверки трансформаторов тока ячейки отходящей линии.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные трансформаторы тока ячейки отходящей линии удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.13 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
) по конструкции и схеме соединения обмоток;
) по классу точности (в зависимости от классов точности подключаемых приборов);
Трансформаторы напряжения проверяются:
) по вторичной нагрузке:
где S2Σ - суммарная мощность приборов подключенных к трансформатору напряжения ВА;
Sн - номинальная мощность трансформатора напряжения в выбранном классе точности ВА
Учитываем что от первой секции шин запитано шесть отходящих линий а от второй три отходящих линии. Произведем выбор трансформатора напряжения на примере для первой секции.
Определяются нагрузки на трансформатор напряжения от измерительных приборов данные сводятся в таблицу 32. Данные приборов взяты из 6 таблица 6.10
Таблица 32 - Нагрузки на трансформатор напряжения от измерительных приборов.
Потребляемая мощность
Таблица 32 - продолжение
Счетчик активной энергии
Ввод 10 кВ от трансформатора
Счетчик реактивной энергии
Выбираем по 10 таблица 33.6 трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66 с соединением вторичных обмоток в звезду и в неполный треугольник Sн.=120 ВА класс точности 05.
Полная мощность всех установленных на первой секции шин приборов составит:
Sн = 120 ВА > = 1089 ВА = S2Σ
Условие выполняется следовательно выбранный трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 05
Для второй секции шин выбираем аналогичный трансформатор напряжения.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель КВРГ с сечением жил 15 мм².
Схема подключения измерительных приборов к трансформатору напряжения представлена на рисунке 8.
Рисунок 8 - Схема подключения измерительных приборов к трансформатору напряжения.
Результаты выбора и проверки трансформаторов напряжения сведены в таблицу 33.
Таблица 33 - Результаты выбора и проверки трансформаторов напряжения.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные трансформаторы напряжения удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.14 Выбор предохранителей для защиты трансформаторов напряжения
Предохранители для защиты трансформаторов напряжения выбираются:
Принимаем к установке по 10 таблица 32.9 предохранитель типа ПКН 001-10У3
2.15 Выбор числа мощности и питания трансформаторов собственных нужд подстанции
Приемники собственных нужд подстанции делятся на три групп по степени надежности.
К приемникам первой группы относятся оперативные цепи электродвигатели системы охлаждения трансформаторов аппаратура связи и телемеханики.
К приемникам второй группы относятся электродвигатели компрессоров освещение электроотопление помещения.
Так как есть в наличии приемники первой и второй группы то к установке принимаем два трансформатора собственных нужд.
При расчетах мощность расходуемая на собственные нужды подстанции составляет приблизительно один процент от полной мощности подстанции:
где - мощность собственных нужд подстанции кВА;
S ГПП - полная мощность подстанции кВА.
Мощность трансформаторов собственных нужд с учетом коэффициента спроса составит:
где kc - коэффициент спроса kc = 07.
Выбираем по 10 таблица 24.4 два трансформаторов собственных нужд типа ТМ-6310
Присоединение трансформаторов собственных нужд к сети зависит от системы оперативного тока. Питание оперативных цепей предусматривается переменным током. Исходя из этого трансформаторы собственных нужд подключаются непосредственно к выводам низшего напряжения главных трансформаторов.
Такое подключение обеспечивает питание сети оперативного тока и производство операций выключателями при отключении шин 6-10 кВ.
2.16 Выбор и проверка воздушных линий
Сечение воздушных линий выбирается:
) по экономической плотности тока по формулам;
) по длительно-допустимому току по формулам.
) по условиям механической прочности (от собственного веса гололеда ветра и т. д.);
При проектировании воздушных линий учитываются нормативные условия (для данного района где находится нефтепромысел) определяемые по 3 таблица 50.1:
-район по толщине стенки гололеда (р. Башкортостан) -
-район по ветровому давлению - II
Нормативная толщина стенки гололеда для района по толщине стенки гололеда - II составляет 10 мм.
Нормативный скоростной напор для района по ветровому давлению - II составляет 400 Па при 25 мс.
Учитывая вышеприведенные нормы по3таблица 50.5 определяем минимальное сечение алюминиевого провода марки А которое составляет 35 мм².
Выбираем по 10 таблица 20.2 провода марки А.
Результаты выбора и проверки воздушных линий сведены в таблицу 34.
Таблица 34 - Результаты выбора и проверки воздушных линий для радиально-магистрального варианта схемы электроснабжения.
Наименование объектаучасток ВЛ
Таблица 34 - продолжение
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные воздушные линии удовлетворяют условиям выбора и проверки.
2.17 Выбор изоляторов воздушных линий
Изоляторы воздушных линий выбираются:
Выбираем по 3 таблица 50.14 штыревые изоляторы из стекла типа ШС-10А с минимальной разрушающей силой на изгиб Fразр= 10 кН.
При выборе изоляторов воздушных линий по допустимой нагрузке учитываем данные расчета пункта 9.2.3
Результаты выбора сведены в таблицу 35.
Таблица 35 - Результаты выбора изоляторов воздушных линий.
Сравнивая расчетные и каталожные данные делаем вывод что выбранные изоляторы воздушных линий удовлетворяют условиям выбора.
2.18 Выбор разрядников
Для защиты силовых трансформаторов оборудования ЗРУ от перенапряжений предусматривается установка разрядников которые располагаются на первых опорах отходящих воздушных линий
Выбираются по 4 таблица 5.20 вентильные разрядники типа РВО-10У1.

1 Краткое описание технологического процесса нефтепромысла.doc

1 Краткое описание технологического процесса
нефтепромысла «Степановка»
1Общая характеристика предприятия
Нефтедобывающая промышленность является ключевой сырьевой отраслью играющей особо важную роль в российской экономике. На ее долю приходится значительная часть поступлений в государственный бюджет и российского экспорта.
Основными проблемами нефтяной отрасли по - прежнему остаются:
- высокая зависимость нефтяного сектора России и как следствие доходов государства от состояния конъюнктуры мирового энергетического рынка;
- невосполняемость текущей добычи приростом годовых запасов нефти и газа;
- высокий удельный вес неработающего фонда скважин;
- отсутствие четкой системы лицензирования пользования недрами государственной программы воспроизводства минерально-сырьевой базы;
- недостаточный объем инвестиций в отрасль.
Положение Общества в отрасли:
Компания проводит работу по повышению эффективности добычи нефти на основе использования новых современных технологий строительства скважин и методов увеличения нефтеотдачи пластов на разрабатываемых месторождениях оптимизации управления производством снижении затрат повышения производительности труда на всех этапах производства.
2 Основные технологические процессы
Технологический процесс нефтепромысла поэтапно представляет собой:
) сбор нефти и попутного газа на площадях месторождений вблизи устья скважин;
) прохождение нефти и попутного газа через замерные установки (АГЗУ);
) создание давления в коллекторе при помощи дожимных насосных станций (ДНС);
) разделение эмульсии на нефть воду газ и частичная очистка нефти от минеральных солей на установке подготовки нефти (УПН) для последующей транспортировки;
) очистка газа от пластовых примесей от конденсата и создание давления на компрессорной станции (КС) для последующей транспортировки;
) возврат воды в пласт.

Таблица 4.doc

Таблица 4 - Расчет электрических нагрузок КС УПН и Базы нефтепромысла
Наименование электроприемника
Компрессорная станция
Вентиляторы охлаждения газа
Установка подготовки нефти
Лаборатория нефти и газа
Пункт приёма привозной нефти
Установка очистки жидкости
Авто транспортный цех
Итого по нагрузкам КС УПН и Бызы

3 Определение электрических нагрузок нефтепромысла.doc

3 Определение электрических нагрузок нефтепромысла
Первым этапом проектирования электроснабжения нефтепромысла является определение электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки трансформаторов компенсирующих устройств проводников электрической энергии и т. д. От правильного определения электрических нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы и надежность работы электрооборудования.
Для данного проектируемого нефтепромысла установленная мощность задается по объектам (таблица 4).
Для данного расчета воспользуемся методом определения электрических нагрузок - по коэффициенту спроса. Расчет нагрузок проведен на основании данных о суммарной установленной мощности объектов нефтепромысла включая их освещение. Также учитывается коэффициент спроса коэффициент мощности.
Для групп однородных по режиму работы электроприемников расчетная нагрузка определяется по формулам:
где Pр - расчетная активная мощность кВт;
Kc - коэффициент спроса;
Pуст - установленная активная мощность группы электроприемников кВт;
Qр - расчетная реактивная мощность кВар;
tgφ - коэффициент реактивной мощности;
Sр - расчетная полная мощность для соответствующей группы электроприемников кВА.
Kc и cosφ определяются согласно 2 таблица 24.2.
Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения нефтепромысла (ГПП) Sр определяется как сумма всех расчетных нагрузок объектов входящих в данный узел по формуле:
Расчет электрических нагрузок по нефтепромыслу приведен в таблице 4.

5. Компенсация реактивной мощности.doc

5 Компенсация реактивной мощности
Реактивная мощность существенно влияет на такие параметры систем электроснабжения как потери мощности и энергии и напряжения в узлах сети. Поэтому вопрос компенсации реактивной мощности относится к числу важнейших при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения предприятий.
Также учитывается что в настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Для данного проектируемого нефтепромысла значение нормативного коэффициента реактивной мощности tgφэ.н. = 044 определяемое по 6.
Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства.
Производим расчет экономического значения реактивной мощности Qэ кВар потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети по формуле:
где Рр - суммарная расчетная активная нагрузка предприятия без учета потерь в трансформаторах кВт.
Pр = Pтп + Pдв +Pпос (30)
где Pдв - расчетная активная нагрузка ТП 1004 кВ без учета потерь в трансформаторах кВт;
Pдв - расчетная активная нагрузка высоковольтных электродвигателей кВт;
Pпос - расчетная активная нагрузка поселка городского типа "Зирган" кВт.
Pр =156634 + 1024 + 4278 = 686834 кВт.
где Qр - суммарная расчетная реактивная нагрузка предприятия с учетом потерь в трансформаторах кВар.
Qр = Qтп + Qдв +Qпос (31)
где Qтп - расчетная реактивная нагрузка ТП 1004 кВ с учетом потерь в трансформаторах кВар;
Qдв - расчетная реактивная нагрузка высоковольтных электродвигателей кВар;
Qпос - расчетная реактивная нагрузка поселка городского типа "Зирган" кВар.
Qр =111687 + 553 + 2521 = 41909 кВар
Согласно вышеприведенного условия в сетях нефтепромысла требуется компенсация реактивной мощности.
Определяем реактивную нагрузку предприятия Qр кВар на границе балансовой принадлежности (вводы 110 кВ на ГПП):
где ΔQт - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП кВар;
В данном проекте для компенсации реактивной мощности используем батареи конденсаторов которые устанавливаем на шинах 10 кВ ГПП.
Конденсаторные установки по сравнению с другими источниками реактивной мощности преобладают рядом преимуществ а именно:
) малые потери активной мощности;
) простота эксплуатации (ввиду отсутствия вращающихся и трущихся частей - синхронные двигатели и компенсаторы);
) простота производства монтажных работ (малая масса отсутствие фундамента);
) возможность использования для установки конденсаторов любого сухого помещения;
) сравнительно дешевле в цене с синхронным двигателем либо синхронным компенсатором.
Определяем суммарную мощность НБК и ВБК из условия баланса реактивной мощности:
На основании значения Qбк = 104335 кВар принимаем суммарную мощность конденсаторных батарей Qбк = 1100 кВар.
Распределяем суммарную мощность конденсаторных установок пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам Qбк iкВар по формуле:
Qр - расчетная суммарная реактивная нагрузка объектов где будут установлены конденсаторные установки кВар.
Расчет произведем на примере ТП-462:
Результаты распределения мощности конденсаторных установок сведем в таблицу 11.
Таблица 11 - Результаты распределения мощности конденсаторных установок.
Наименование объектаномер секции на ГПП от которой запитан данный объект
ТП-11 1 и 2 секция ГПП
ТП-12 1 и 2 секция ГПП
Таблица 11 - продолжение
ТП-4511 1 секция ГПП
ТП-4512 1 секция ГПП
ТП-5111 1 секция ГПП
ТП-5112 1 секция ГПП
ТП-4201 1 секция ГПП
ТП-4202 2 секция ГПП
высоковольтные двигатели1секция ГПП
высоковольтные двигатели2секция ГПП
поселок "Толбазы"1 секция ГПП
поселок "Толбазы"2 секция ГПП
Таблица 12 - Результаты распределения мощности конденсаторных установок с учетом потерь в трансформаторах.
Наименование объектаномер секции на ГПП от которой объект запитан
Таблица 12 - продолжение
Учитывая данные таблицы 12 устанавливаем конденсаторные установки согласно 10 таблица 23.13:
На ГПП - 4 х УК-105-300У3.
1 Окончательный выбор трансформаторов
Расчетная мощность трансформаторов на ГПП с учетом компенсации реактивной мощности составит:
-активная мощность PГПП кВт составит:
-реактивная мощность QГПП кВар составит:
-полная мощность SГПП кВА составит:
Суммарная мощность с учетом коэффициента разновременности (Крм = 09) составит:
С учетом перспективного развития нефтепромысла окончательно выбираем трансформаторы мощностью 10000 кВА.

Расчёт токов короткого замыкания.doc

8 Расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением
Для выбора электрооборудования аппаратов шин воздушных линий кабелей необходимо знать токи короткого замыкания.
По расчетной схеме представленной на рисунке 5 составляем схему замещения (рисунок 6). Расчетная схема - это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров которые влияют на значение тока короткого замыкания и поэтому должны учитываться при выполнении расчетов.
Рисунок 5 - Расчетная схема.
В нормальном положении разъединитель-110 кВ и СВ 10 кВ отключен для уменьшения тока КЗ.
Расчет ведем по методу типовых кривых который представлен в 9. При расчете токов к.з. принимают определенные базисные условия. За базисное значение мощности принимают суммарное значение мощности всех источников питания либо круглую цифру кратную 10. За базисное значение напряжения принимают напряжение той ступени на которой произошло к.з.
На примере произведем расчет тока к.з. для точки К1.
Принимаем базисные условия: кВ; МВА.
Определяем базисный ток Iб кА по формуле:
Рисунок 6 - Схема замещения.
Сопротивление системы приведенное к базисным условиям принимаем
Определяем сопротивление воздушной линии приведенное к базисным условиям по формуле:
где Ом на 100 км - погонное сопротивление сталеалюминевых проводов сечением (пункт 14);
- длина воздушной линии.
Определяем суммарное сопротивление короткозамнутой цепи:
По 4 рисунок 1.6 определяем переодическую составляющую тока к.з. в момент времени t = 0 по типовым кривым: I"*t=0 = 147.
Осуществляем переход от относительных единиц к именованным по формуле:
I"К1 t= 0 = Iб I"*t= 0 (41)
I"К1 t= 0 = 0502 147 = 074 кА.
Мощность к.з. Sкз МВА определаем по формуле:
Sкз = I"К1 t= 0 Sб (42)
Sкз = 147 100 = 1470 МВА.
Ударный ток к.з. iуд кА определаем по формуле:
iуд = 255 I"К1 t= 0 (43)
iуд = 255 074 = 1887 кА.
Результаты расчета сводим в таблицу 14.
Таблица 14. Результаты расчета токов к.з.
Наименование точки к.з.
1 Определение времени к.з. для отходящей линии на стороне НН
Время к.з. для отходящей линии сек определяется по формуле:
где - время срабатывания релейной защиты сек;
- действительное время срабатывания выключателя сек;
- постоянная времени цепи к.з. учитывает что тепловое действие начинается не в момент времени t = 0 .
Будем считать что у нас стоят быстродействующие выключатели и их время срабатывания меньше 01 сек.
Примем для расчета время срабатывания выключателя равным .
2 Определение времени к.з. для секционного выключателя на стороне НН
Время к.з. для секционного выключателя сек определяется по формуле:
где - время ступени селективности добавляется чтобы секционный выключатель не сработал раньше выключателя линии сек.
3 Определение времени к.з. для выключателя ячейки ввода на стороне НН
Время к.з. для выключателя ячейки ввода сек определяется по формуле:
4 Определение времени к.з. для вводного выключателя на стороне ВН
Время к.з. для вводного выключателя на стороне ВН сек определяется по формуле:
5 Определение теплового импульса
Тепловой импульс короткого замыкания кА2сек определяется по формуле:
где - значение периодической составляющей тока к.з. при кА;
- время к.з. зависящее от уровня (места) на котором рассматривается к.з. сек.
Определяем тепловой импульс для отходящей линии стороны НН:
Вк (линии)= 382 017 = 245 кА2сек.
Определяем тепловой импульс для секционного выключателя стороны НН:
Вк (с.в.)= 382 047 = 678 кА2сек.
Определяем тепловой импульс для выключателя ячейки ввода стороны НН:
Вк (я.в.)= 382 077 = 1112 кА2сек.
Определяем тепловой импульс для вводного выключателя стороны ВН:
Вк (в.в. вн)= 0752 107 = 081 кА2сек.
Результаты расчета сводим в таблицу 15.
Таблица 15 - Результаты расчета времени к.з. и теплового импульса.
Секционный выключатель
Ячейка ввода стороны НН

4. Выбор числа и мощности трансформаторов.doc

4 Выбор числа и мощности трансформаторов
1 Выбор понижающих трансформаторов напряжением 1004 кВ
Выбор трансформаторов производится согласно 5.
Выбор числа трансформаторных подстанций а следовательно и трансформаторов производится на основании числа объектов запитанных от данных трансформаторных подстанций. Выбор числа трансформаторов также зависит от категорийности потребителей.
Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной нагрузки соответствующего узла питания коэффициента загрузки числа трансформаторов.
Распределим расчетную нагрузку по проектируемым ТП (таблица 5).
Таблица 5 - Расчетная нагрузка для проектируемых ТП.
узла питания объектов нефтепромысла
Нефтедобывающий куст № 389
Нефтедобывающий куст № 462
Нефтедобывающий куст № 388
Нефтедобывающий куст № 451
Нефтедобывающий куст № 416
Нефтедобывающий куст № 511
Нефтедобывающий куст № 420
Таблицы 5 - продолжение
Компрессорная станция
ИТОГО по нагрузкам всех ТП
Производим выбор числа и мощности трансформаторов на примере ТП-462:
) Число трансформаторов устанавливаемых на данной ТП как было сказано выше определяется с точки зрения бесперебойности электроснабжения объектов входящих в данный узел. Нагрузкой для данного узла являются потребители III категории (таблица 5) то к установке принимаем один трансформатор.
) Ориентировочная мощность трансформатора Sор.тр. определяется согласно 1 по формуле:
где Sр - расчетная мощность ТП-1 кВА;
n - число трансформаторов шт.;
Кз - коэффициент загрузки трансформатора согласно 1 раздел 8.
) Предварительно выбираем трансформатор типа ТМЗ-16010 (n = 1 шт.) по 2 таблица 24.4.
) Определяем реальный коэффициент загрузки по формуле:
где Sст.тр. - стандартная мощность трансформатора.
) При выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос о целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением 04 кВ.
Наибольшее значение реактивной мощности Qmax.т. кВар которая может быть передана через трансформаторы в сеть 04 кВ при данном К'з = 069 определяем согласно 1 раздел 10 по формуле:
где 11 - коэффициент учитывающий что данные трансформаторы имеют загрузку непревышающую 09 и коэффициент сменности по энергоиспользованию имеет значение 09 поэтому для масляных трансформаторов согласно 5 может быть допущена систематическая перегрузка 10% в течение одной смены.
Данное значение показывает что выбранные трансформаторы способны передать в сеть 04 кВ необходимое количество реактивной мощности если выполняется условие:
) В данном проекте на всех ТП установлено по одному трансформатору кроме ТП-11 и ТП-12. Необходимо произвести проверку данных трансформаторов на систематическую перегрузку.
Проверяем выбранные трансформаторы на систематическую перегрузку по 5 в соответствии с графиком электрических нагрузок данного вида промышленности (рисунок 1).
Дополнительная перегрузка Sав.т. кВА трансформатора с учетом номинальной перегрузки составит:
где Кдоп - допустимый коэффициент систематической перегрузки определяемый по 4 таблица 1.36 и зависящий от коэффициента начальной загрузки (Кн.) температуры окружающей среды (tокр.ср. = + 183°С) времени перегрузки (Н) вида охлаждения трансформатора (М).
Так как номинальная мощность трансформатора превышает мощность данного узла то есть выполняется условие:
Sн.т. = 160 кВА > 11112 кВА = Sр
Следовательно если выполняется данное условие то трансформаторы на систематическую перегрузку не проверяются.
На данной ТП-462 устанавливаем ТМ-16010. Каталожные данные трансформаторов взяты из 10 таблица 24.4 и сведены в таблицу 7.
Так как на ТП-11 и ТП-12 установлены два трансформатора то один из трансформаторов проверяется в режиме аварийной перегрузки.
Аналогично производим выбор числа и мощности трансформаторов для остальных ТП. Результаты расчетов сведены в таблицу 6.
Таблица 7 - Каталожные данные трансформаторов.
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t час
Рисунок 1 - Суточный график нагрузки нефтедобывающей промышленности.
Таблица 6 - Результаты выбора числа и мощности трансформаторов на ТП.
Трансформаторная подстанция
1.1 Определение потерь мощности в понижающих трансформаторах
Определяем потери мощности в трансформаторах на примере ТП-462:
-определяем потери активной энергии ΔPт кВт по формуле:
где ΔPхх ΔPкз - соответственно потери холостого хода и короткого замыкания кВт.
-определяем потери реактивной энергии ΔQт кВар по формуле:
где Uкз Iхх - соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания %.
Определяем мощность ТП-1 с учетом потерь в трансформаторах:
-определяем активную мощность Pтп кВт по формуле:
Ртп = 9512 + 178 = 969 кВт.
-определяем реактивную мощность Qтп кВар по формуле:
Qтп = 5745 + 106 = 6805 кВар.
Определяем полную мощность Sтп кВА по формуле:
Аналогично производится расчет для остальных ТП результаты расчетов сведены в таблицу 8.
Таблица 8 - Расчетная нагрузка с учетом потерь в трансформаторах.
1.2 Выбор конструктивного исполнения трансформаторных
подстанций напряжением 1004 кВ
В данном проекте принимаются комплектные трансформаторные подстанции внутренней и наружной установки (КТП-1004 и КТПН-1004) по 10 таблица 53.7 и 53.8
Каталожные данные принятых КТП сведены в таблицу 9
Таблица 9 - Каталожные данные КТП.
Номинальная мощность трансформатора кВА
Тип силового трансформатора
Тип коммутационного аппарата:
на вводах и секционных 04 кВ
на отходящих линиях 04 кВ
2 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП 11010 кВ
Выбор мощности трансформаторов производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резер-вирования в аварийном режиме.
Число трансформаторов устанавливаемых на ГПП определяется с точки зрения бесперебойности электроснабжения объектов входящих в данный узел. Так как основную нагрузку составляют потребители II и III категории то к уста-новке принимаем два трансформатора.
Выбор мощности трансформаторов на ГПП производится аналогично вышеприведенным расчетам в пункте 4.1 и 4.1.1.
Определяем расчетную суммарную мощность Sр кВA приведенную к шинам ГПП по формуле:
Sр = Sтп + Sдв +Sпос (23)
где Sдв - расчетная нагрузка высоковольтных электродвигателей кВA;
Sпос - расчетная нагрузка поселка городского типа "Толбазы".
Sр =19399 + 1169 + 4951 = 80599 кВА.
Определяем ориентировочную мощность трансформатора Sор.тркВA по формуле:
Учитывая перспективное развитие нефтепромысла в отношении нагрузок предварительно выбираем трансформатор по 10 таблица 24.9 типа ТДН-10000110 (n = 2 шт.).
Определяем реальный коэффициент загрузки трансформатора К'з по формуле:
Проверяем выбранные трансформаторы на перегрузочную способность в аварийном режиме по 5 в соответствии с графиком электрических нагрузок (рисунок 2).
Дополнительная перегрузка трансформатора с учетом номинальной перегрузки составит:
где Кдоп - допустимый коэффициент аварийной перегрузки определяемый по 4 таблица 1.36 и зависящий от коэффициента начальной загрузки (Кн = 08) от температуры окружающей среды ( tокр.ср. = +183°С) времени перегрузки (Н = 2 часа) вида охлаждения трансформатора( Д ).
Sав.т. = 1110000 = 11000 кВА
Sав.т. = 11000 кВА > 80599 кВА = Sр
Условие проверки выполняется. Окончательно на ГПП устанавливаем 2xТДН-1000010. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице 10.
Таблица 10. Каталожные данные трансформатора ТДН-1000010.
Определяем потери мощности в трансформаторах ГПП:
-определяем потери активной энергии:
-определяем потери реактивной энергии:
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t (час)
Рисунок 2 - Совмещенный суточный график нагрузки.

Схема 110 кВ.cdw

Отпайка от ВЛ 110 кВ
Бекетово - Ново-Стерлитамакская ТЭЦ
ГОУ ОГУ 140211.14 07.04
Электроснабжение нефтепромысла
кВ (4 отходящих линии)
кВ (5 отходящих линии)

Вид подстанции.cdw

ГОУ ОГУ 140211.1407.04
Главная понизительная
Вводной разъединитель 110 кВ
Разъединитель 110 кВ
Ограничитель перенапряжения
Силовой трансформатор

Экономическая часть.cdw

Наименование показателей
I Технико-экономические показатели.
Первоначальные капитальные вложения
Капитальные вложения с учетом фактора времени
Ежегодные издержки на передачу и распределение электрической энергии. Всего; тыс.руб.
1 стоимость годовых потерь электроэнергии
2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
4 Отчисления на социальные нужды
5 Материальные затраты на все виды ремонта и технического обслуживания оборудования
6 Затраты на ремонт строительной части
7 Отчисления на обязательное страхование имущества
8 Оплата процентов за пользование краткосрочным кредитом
9 Общепроизводственные расходы
11 Отчисления на обязательное страхование персонала от несчастных случаев
II Итоговые экономические показатели
Годовые приведённые затраты
Чистый дисконтированный доход
Индекс рентабельности
III Натуральные показатели
Общая протяжённость ВЛ
Число и мощьность трансформаторов
Потери электроэнергии
Численность обслуживающего персонала
Сводная таблица технико-экономических
итоговых и натуральных
показателей по вариантам
Сводная таблица технико
натуральных показателей по вариантам
ГОУ ОГУ 140211.1407.04
Электроснабжение нефтепромысла

Расположение нефтепромысла.cdw

Технологическое оборудование
установленное на улице
ГОУ ОГУ 140211.1407.04
Ген план нефтепромысла
Электроснабжение нефтепромысла

Спец вопрос.cdw

Для расчёта мощности электродвигателя привода станка качалки
применяются формулы:
- относительный коэффициент формы кривой нагрузки электродвигателя
- коэффициент учитывающий влияние упругих деформаций штанг и труб на
эквивалентную мощность (определяется по графику или таблице)
- диаметр скважинного насоса
Н - глубина спуска насоса
n - частота вращения кривошипа СК
S - длина хода точки подвеса штанг
- постоянные потери мощности в станке не зависящие от нагрузки
потери холостого хода P
p - удельные потери мощности за один цикл работы
- коэффициент соотношения соответствующих конструктивных
параметров станков-качалок
k1 - длина переднего плеча балансира
k - длина заднего плеча балансира
ГОУ ОГУ 140211.1407.04
Электроснабжение нефтепромысла
Кинематическая схема
Кинематическая схема станка-качалки

Защита силового трансформатора.cdw

Схема 10 кВ.cdw

ГОУ ОГУ 140211.14 07.04
электроснабжения 10 кВ
нефтепромысла "Степановка
Распределительно устройство 10 кВ "Копрессорная станция
Распределительно устройство 10 кВ "УПН