Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
Министерство образования РБ Ишимбайский нефтяной колледж ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ Зам. директора по УР ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТООБОРУДОВАНИЕ
ЦЕХА ПРЦЭиЭ ООО УУБР
РАЗРАБОТКОЙ СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ МОСТОВОГО КРАНА.
Дипломный проект Пояснительная записка 140613 ЭП11-1-04 Дипломник / Р.М. Галимов / Руководитель проекта /А.У. Шангареев/ Консультант по экономической части / Г.Я. Ишбаева / Ст.консультант / Л.П. Мохова / Нормоконтроль / С.И Журавлева / Рецензент / / 2007 Ишимбайский нефтяной колледж Дата выдачи задания «…..»…………2007 г. УТВЕРЖДАЮ: Дата окончания проекта «….»…….2007 г. Зам. директора по учебной работе “……..”…………………………………………………………………….г. Задание
на дипломный проект
Студент Галимов Руслан Мисхатович Отделение дневное группа ЭП11-1-04 Специальность: 140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт электрического и электромеханического оборудования» Тема: Электроснабжение и электрооборудование цеха ПРЦЭиЭ ООО УУБР с разработкой схемы управления и защиты электродвигателей мостового крана Исходные данные: Мостовой кран Р=27,2 кВт, Токарный станок Р=18,5 кВт, Токарный станок Р=8,9 кВт, Станок сверлильный Р=3,7 Станок шлифовальный Р= 7,125кВт, Станок шлифовальный Р=3,38 кВт, Токарный станок Р=11 кВт, Токарный станок Р=3 кВт, Токарный станок Р= 14 кВт, Токарный станок Р= 21 кВт, сварочный полуавтомат Р=21 кВт. Содержание проекта
ВВЕДЕНИЕ 1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Описание технологического процесса 1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого электрооборудования 2 РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Выбор насоса 2.2 Расчёт мощности и выбора электродвигателя 2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа эл.двигателя 2.4 Расчет электрических нагрузок 2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности 2.6 Выбор числа и мощность силовых трансформаторов 2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения 2.8 Расчёт токов короткого замыкания 2.9 Расчёт и выбор питающей линии 2.10 Расчёт и выбор распределительных сетей 2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания 2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38 2.13 Выбор и описание схемы управления и защиты двигателя 2.14 Учёт и экономия электроэнергии 2.15 Расчёт заземляющих устройств 2.16 Спецификация на электрооборудование и материалы 3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электрических сетей 3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электрических сетей 3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электрических сетей 3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности 4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 4.1 Экологические проблемы в нефтяной промышленности 4.2 Охрана окружающей среды на объекте 5 ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ 5.1 Организация монтажа электрооборудования и электросетей 5.2 Организация обслуживание электрооборудования и электросетей 5.3 Организация ремонта электрооборудования и электросетей 6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 6.1 Расчёт численности ремонта и обслуживающего персонала 6.2 Расчёт годового фонда заработной платы 6.3 Расчёт потребности материальных ресурсов и запасных частей 6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт ВЫВОД И ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПРИЛОЖЕНИЕ ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Лист 1: План расположения электрооборудования, электросетей и заземления Лист 2: Схема электроснабжения цеха Лист 3: Схема управления и защиты электродвигателя мостового крана Лист 4: Конструктивный разрез асинхронного электродвигателя Председатель ПЦК электрических дисциплин..………./Л.П. Мохова / Руководитель проекта……………………………………/.У. Шангареев / Консультант по экономической части…………………../Г.Я. Ишбаева/ Старший консультант……………………………………./Л.П. Мохова / Дипломник……………………………………………../Р.М. Галимов/ ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика – отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности. Российская энергетика – это более 600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно ими вырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкал тепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров. Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходится создавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключается в значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров. Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения, разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность роста потребления электроэнергии без коренной реконструкции всей системы электроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должна обеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующих переключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства. Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем. На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т.д. 1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Описание технологического процесса
Выбор электрооборудования скважины определяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкости к забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкой электроцентробежного насоса. Состав погружной части определяется опять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованию относят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД). Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за ее состоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм2
. На поверхности земли от клеммной коробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельной линией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам, укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установлено на площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (типа ТМП и ТМПН), станцию управления установкой (СУ типа Электон-М,Электон-04, Электон-07,Борец-01,ШГС-5805 и т.п) и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен). Так же к наземному оборудованию относят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовой трансформаторной подстанцией (КТПН). 1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого оборудования
Куст скважины №625 находится в собственности ЗАО «Центрофорс». Эта организация занимается ремонтом и монтажом установок ЭЦН. Куст представляет собой земельный участок с размером 220ģ95 обведенным песчаным валом - обваловкой. Куст получает питание от двух независимых ЛЭП 10 кВ. На концевых опорах ЛЭП установлены разъединители с заземляющими ножами типа РЛНДЗ-10/400 У1. На площадке куста установлены две трансформаторные подстанции типа КТПН. В оборудование подстанции входит силовой понижающий трансформатор 10/0.4 типа ТМ-63/10. С высокой стороны в каждой фазе установлены предохранители и разрядники типа ОПН-КР/400 У1 для ограничения внутренних и атмосферных перенапряжений. С низкой стороны установлены вводной автомат, автоматы на каждую отходящую линию одного типа ВА 51Г-25, трансформаторы тока для подключения устройств защиты, измерения и учета электроэнергии. Применение напряжения 10 кВ обусловлено тем, что куст находится на значительном удалении от ГПП (около 10км) и применение напряжения 10 кВ экономически более выгодна, так как снижается потери при передачи по ЛЭП. Рядом с площадкой ТП установлена площадка механической добычи (ПМД). На ПМД установлено наземное оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. На кусту установлены 6 комплекта наземного оборудования, т. е. 6 станции управления Электон-04 и 6 повышающих силовых трансформатора марки ТМП 63/856. Питание от ТП до СУ обеспечивается кабелями марки КПБП 3ģ16, проложенных в несколько ниток (2-3). Перемычки между СУ и ТМП такие же, как и питающие кабели. Применение несколько ниток обусловлено повышенным током, вследствие пониженного до 0.4 кВ напряжения. 2.1 Выбор насоса
Электроцентробежные насосы используют для механизированной добычи жидкости из скважины и выбирают в зависимости от параметров скважины по условию: где Qск
- дебит скважины, Нск
-напор, необходимый для подъема жидкости из скважины, м; Qн
-номинальная подача насоса, Нн
-номинальный напор насоса, м. Определяем депрессию где К-коэффициент продуктивности скважины. Находим динамический уровень жидкости в скважине Н ,м: где Нст
- статический уровень жидкости в скважине, м. Определяем глубину погружения насоса L, м: Находим потери напора из-за трения жидкости о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) где L - глубина погружения насоса, м; l - расстояние от устья скважины до сепаратора, м; d - диаметр насосных труб, м. Находим напор, необходимый для поднятия жидкости из скважины Нск
, м: где Нг
- разность геодезических уровней скважины и сепаратора, м; Нт
- потеря напора в трапе, м. При выборе насоса необходимо соблюдение условия 2.1. Чтобы подогнать напор насоса к необходимому - надо снять несколько ступеней насоса. Выбираем насос ЭЦН5-80-850,паспортные данные которых приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Тип Подача, м 3
/сут Напор, м Внутренний диаметр обсадной колонны, мм КПД, % Число ступеней ЭЦН5-80-850 60-115 49,8 117 45 49,8 195 Для насоса ЭЦН5-200-800 строим график зависимости напора от подачи: Рисунок 2.1 - График зависимости напора, создаваемого насосом ЭЦН5-80-850 от его подачи Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения числа ступеней насоса. Находим число ступеней, которые нужно снять с насоса для получения необходимого напора Z1
, шт: где Zн
- число ступеней насоса в полной сборке по паспорту, шт; Нн
- номинальный напор насоса в полной сборке по паспорту, м. Находим число ступеней насоса после снятия лишних ступеней Z1
, шт: Значит, насос ЭЦН5-80-850 должен иметь 158 ступеней. Вместо снятых 37 ступеней устанавливаются проставки. 2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя
Для привода центробежных погружных насосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которые удовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине. Полная мощность двигателя, необходимая для работы насоса определяется по формуле: где kз
- коэффициент запаса kз
=1,1 - 1,35; Предварительно выбираем два двигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим в таблицу 2.2. Таблица 2.2 Параметры ПЭД28-103 (I) ПЭД32-117ЛВ5 (II) Мощность, кВт Напряжение, В Рабочий ток, А КПД, % 28 850 35,7 0,73 73 32 1000 25,5 0,86 84 2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа двигателя
1. Вычислим приведенные потери первого двигателя: Находим потери активной мощности I двигателя по формуле: Реактивную нагрузку определяем по формуле: Вследствие того, что требуется компенсация реактивной мощности, то экономический эквивалент реактивной мощности Кэк
, кВт/кВАр находим по формуле: где где ( Тг
- число часов работы установки в году (для трехсменной работы Приведенные потери активной мощности находим по формуле: 2. Вычислим приведенные потери второго двигателя: Находим потери активной мощности: Определяем реактивную нагрузку: Находим приведенные потери активной мощности: 3. Определяем годовые затраты: 4. Определяем степень экономичности: где ри
- нормированный коэффициент экономичности; Следовательно, двигатель ПЭД32-117ЛВ5 более экономичен при данных параметрах скважины и насоса, на его содержание требуется меньше денежных затрат, его энергетические показатели лучше. Значит, выбираем двигатель ПЭД32-117ЛВ5. Производим проверку по мощности, передаваемой с земли: где 27,3 кВт < 32 кВт Значит, выбранный двигатель подходит по потерям мощности, передаваемой с земли. Составляем таблицу технико-экономического обоснования выбранного типа двигателя. Таблица 2.3 Показатели Ед. изм. Обозн. Источник I дв. II дв. Номинальная мощность кВт Рном
Паспорта 28 32 Нагрузка на валу кВт Р 35.7 25,5 Коэф. загр. двигателя - Кз
Р/Рном
0,92 0,81 Капитальные вложения руб К Прайс-лист 6426 8813,3 Суммарный коэф. отчислений - р Справочник 0,225 КПД двигателя % Паспорт 73 84 Коэф. мощности - Паспорт 0,73 0,86 Потери активной Мощности кВт 9.54 4,2 Реактивная нагрузка кВАр 33.22 17.8 Экономический эквивалент реактивной мощности кВт/кВАр nэк
0,1333 Приведенные потери активной мощности кВт 8,05 6,6 Стоимость 1 кВт/год электроэнергии руб Расчеты и исходные данные 1.85 Стоимость годовых потерь электроэнергии руб/год Сэ
11100 11100 Годовые затраты руб/год З 107339.8 48602.99 Разность годовых Затрат руб/год З2
-З1
58736.9 58736.9 Нормир. коэф. эффек. - Рн
Исх. формула 1,5 1,5 Степень экономичности % 16.4 16.4 2.4 Расчет электрических нагрузок
Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников, и объектом в целом. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Характеристики электрических нагрузок кустовой площадки приведены в таблице 2.3. Таблица 2.4 № Потребители Кол-во, шт Мощность, кВт cos tg Kc
1 ЭЦН 6 32 192 0,86 0,59 0,65 2 АГЗУ 1 10 10 0,8 0,75 0,7 Определяем расчетную активную мощность от первой ТП, с которой запитывается АГЗУ: где Рн
- номинальная мощность потребителя, кВт; Кс
- коэффициент спроса; Находим реактивную нагрузку за смену по формуле: Находим полную расчетную мощность по формуле: Определяем максимальную полную мощность: Так как АГЗУ запитывается только с одной ТП то расчетная активная мощность для второй ТП: Определяем расчетную реактивную мощность: Определяем полную расчетную мощность: Определяем максимальную полную мощность: Определяем полную общую мощность 2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности
В электрической цепи переменного тока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включить электроприемник, обладающий активным и индуктивным сопротивлениями (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать по фазе от напряжения на угол Рисунок 2.2 - Векторные диаграммы. Величина где Р - активная мощность потребителя, кВт; Sном
- номинальная мощность источника, кВА. С увеличением активной слагающей тока, что соответствует увеличению активной мощности, и при неизменной величине реактивного тока или реактивной мощности угол сдвига фаз будет уменьшаться, следовательно, значение коэффициента мощности будет увеличиваться. Чем выше Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств: 1) Упорядочение технологического процесса; 2) Переключение статорных обмоток АД напряжением до 1кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%; 3) Устранение режима холостого хода АД; 4) Замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности; 5) Замена малозагружаемых двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе; 6) Замена АД на СД той же мощности; 7) Применение СД для всех новых установок электропривода. В курсовом проекте в качестве компенсирующего устройства применяются комплектные конденсаторные установки. Достоинства таких компенсирующих устройств в следующем: - небольшие потери активной энергии в конденсаторах; - простота монтажа и эксплуатации; - возможность легкого изменения мощности конденсаторной установки путем повышения или понижения количества конденсаторов; - возможность легкой замены поврежденного конденсатора. Недостатки: - конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при КЗ; - при включении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи; - после отключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд; - конденсаторы весьма чувствительны к повышению напряжения, то есть при его повышении может произойти пробой диэлектрика; - после пробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, поэтому их заменяют новыми. Определяем действительный cos Для экономичной работы установки и снижения бесполезной реактивной нагрузки в сети электроснабжения, необходима компенсация реактивной мощности с помощью батареи статических конденсаторов. Определяем мощность компенсирующих устройств: Выбираем компенсирующую установку КС-0,38-36 с номинальной мощностью 36 кВАр. Полная мощность после компенсации: Коэффициент мощности после компенсации: Так как нагрузка АГЗУ не значительна, то и к ТП к, которому не подключается АГЗУ, выбираем такое же компенсирующее устройство: Полная мощность после компенсации: Коэффициент мощности после компенсации: Значение коэффициента мощности равное 0,96 удовлетворительно для работы электроустановок, значит, компенсация произведена правильно. Полная общая мощность после компенсации: 2.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
На нефтепромысловых подстанциях применяются силовые понижающие трансформаторы 110/35; 110/6; 35/6; 35/0,4 - 0,69; 6 - 10/0,4 - 0,69 кВ. Мощности трансформаторов могут быть от нескольких киловольт-ампер до десятков мегавольт-ампер; число типов и конструкций этих трансформаторов велико. Наибольшее распространение в нефтяной промышленности имеют трехфазные масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы с воздушным охлаждением в нефтяной промышленности мало распространены, для силовых трехфазных трансформаторов мощностью от 10 кВА в настоящее время принята шкала с шагом 1,6, т. е. номинальные мощности в кВА. Таким образом, нижний предел номинальной мощности равен 10, а верхний - 63000 кВА. Современный понижающий трехфазный трансформатор мощностью 250 кВА для первичных напряжений 6 - 10 кВ с естественным масляным охлаждением. Для трансформатора допускаются длительные систематические перегрузки, определяемые в зависимости от графика нагрузки и недогрузки трансформаторов в летнее время. Так как в летнее время нагрузка трансформаторов меньше, чем зимой, и меньше номинальной, то и износ изоляции летом меньше нормального. Поэтому в зимние месяцы (декабрь - февраль) можно, не уменьшая срок службы трансформатора, увеличить его нагрузку, сверх определенной по диаграмме нагрузочной способности на столько процентов, на сколько летом (июль — август) нагрузка была меньше номинальной. Однако суммарная перегрузка трансформатора не должна превышать 30%. При выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва допускаются аварийные кратковременные перегрузки, независимо от предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды: допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при условии, что коэффициент начальной нагрузки не превышает 0,93 (при этом должны быть использованы полностью все устройства охлаждения трансформатора). Выбор трансформаторов для ТП. На данном кусту №625 установлены два силовых трансформатора, каждый из которых питает по 3 погружных электродвигателя, в целях надежности электроснабжения. Так как двигатели имеют одинаковые мощности, то выбираем два одинаковых силовых трансформатора. Трансформаторы выбираем в зависимости от максимальной мощности после компенсации. Так как нагрузки II и III категории, то задаемся коэффициентом загрузки 1.Выбираем трансформаторов с коэффициентом загрузки кз
=0,8 2 Определяем значение полной мощности: 3 Предполагаем к установке трансформатор ТМ-160/10. 4. Проверяем выбранную трансформаторную мощность по коэффициенту загрузки: 5 Проверяем выбранную мощность трансформатора по коэффициенту на после аварийный режим: т.к. нагрузки 2 и 3 категории составляют 80%, то т.е. выбранные трансформаторы подходят по условию проверки на после аварийный режим. Делаем проверку трансформатора по току вторичной обмотки. Делаем перерасчет тока двигателя от напряжения 1000 В на 380 В. Ток на вторичной обмотке силового трансформатора: Выбранный трансформатор по току вторичной обмотки подходит. Выбор трансформатора для питания ПЭД. Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружных насосов (ТМПН). Трансформатор выбирается по полной мощности двигателя: Предполагаем к установке трансформатор ТМП 100/1170. Проверяем трансформатор по мощности по условию: Трансформатор по мощности подходит. Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке: где U2н
- напряжение вторичной обмотки трансформатора, В. Для нормальной работы необходимо выполнение условия: Делаем проверку трансформатора по номинальному напряжению на вторичной обмотке: Трансформатор по току и напряжению подходит, то есть выбранный трансформатор удовлетворяет всем условиям и выбран правильно. Выбираем трансформатор ТМП 100/1170. В нижеприведенной таблице указаны паспортные данные выбранного трансформатора. Таблица 2.5 Тип трансформатора Номинальная мощность, кВА ВН, В НН, В ТМП 100/1170 100 380 920-1170 2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения
Вариант 1. ( Напряжение питающей линии- 10 кВ, силовые трансформаторы – ТМ-160/10.) I. Капитальные затраты установленного оборудования и линии. 1.Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами. Экономическое сечение при работе куста в течении Принимаем сечение Стоимость 1км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 60 тыс.руб./км.. Тогда при одной линии l=10км., 2. В соответствии с нагрузкой куста установлены два трансформатора типа ТМ-160/10 мощностью по 160 кВА. Паспортные данные трансформаторов: Стоимость трансформаторов 3. На стороне 10 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью Суммарные капитальные затраты: II. Эксплуатационные расходы. 1. Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16мм 2
составляют Тогда для расчетного тока одной линии 2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода: Реактивные потери короткого замыкания: Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании: где Полные потери в трансформаторах: где 3. Полные потери в линии и трансформаторах: Стоимость потерь при 4. Средняя мощность амортизационных отчислений [2 с.152 табл.4.1] Стоимость амортизации: 5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы: III. Суммарные затраты: IV. Потери электроэнергии: V. Расход цветного металла (алюминия): где Вариант II. (Напряжение питающей линии – 6 кВ, силовых трансформаторы – ТМ-250/6) I. Капитальные затраты установленного оборудования и линии. 1.Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами. Экономическое сечение при работе куста в течении Принимаем сечение Стоимость 1км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 65 тыс.руб./км.. Тогда при одной линии l=10км., 2. В соответствии с нагрузкой куста установлены два транс форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА. Паспортные данные трансформаторов: Стоимость трансформаторов 3. На стороне 6 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью Суммарные капитальные затраты: II. Эксплуатационные расходы. 1. Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2
составляют Тогда для расчетного тока одной линии 2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода: Реактивные потери короткого замыкания: Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании: где Полные потери в трансформаторах: где 3. Полные потери в линии и трансформаторах: Стоимость потерь при 4. Средняя мощность амортизационных отчислений Стоимость амортизации: 5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы: III. Суммарные затраты: IV. Потери электроэнергии: V. Расход цветного металла (алюминия): где Таблица 2.6 Варианты Показатели капиталь-ные затраты тыс.руб. эксплуа-тацонные расходы, тыс.руб. суммар-ные затраты, тыс.руб. масса цветного металла, кг. потери электро-энергии, Вариант I 616,9 164,73 248,84 440 68,04 Вариант II 666,5 266,93 350,24 679 121,59 Как видно из таблицы I вариант схемы электроснабжения куста технически и экономически более выгодна чем II, поэтому выбираем I вариант электроснабжения. 2.8 Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных частей электроустановки между собой или землей, при котором токи резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Короткое замыкание в сети может сопровождаться: - прекращением питания потребителей - нарушением нормальной работы других потребителей - нарушением нормального режима работы энергосистемы Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо: - устранить причины, вызывающие короткие замыкания - уменьшить время действия защиты - применять быстродействующие выключатели Рисунок 2.3 - Расчетная схема и схема замещения Расчет тока короткого замыкания в точке К1 Сопротивление воздушной линии Суммарное сопротивление до точки К1 Силу тока короткого замыкания Iк1
= где: Силу ударного тока где: Мощность короткого замыкания Расчет тока короткого замыкания в точке К2 Активное сопротивление трансформатора Индуктивное сопротивление трансформатора х*тр
= Сопротивление хΣк1
приводят к U=0,4 кВ по формуле Суммарное сопротивление до точки К2 вычисляют по формуле Сила тока короткого замыкания Сила ударного тока Мощность короткого замыкания Расчет тока короткого замыкания в точке К3 Активное сопротивление кабельной линии rкл
, Ом, вычисляют по формуле Индуктивное сопротивление кабельной линии Суммарное сопротивление до точки К3 Сила тока короткого замыкания Сила ударного тока Мощность короткого замыкания Расчет тока короткого замыкания в точке К4 Активное сопротивление трансформатора Индуктивное сопротивление трансформатора Полное сопротивление трансформатора Приводим сопротивление Суммарное сопротивление до точки К4 вычисляют по формуле Сила тока короткого замыкания Сила ударного тока Мощность короткого замыкания Расчет тока короткого замыкания в точке К5 Активное сопротивление кабельной линии Индуктивное сопротивление кабельной линии Полное сопротивление кабельной линии Суммарное сопротивление до точки К5 Сила тока короткого замыкания Сила ударного тока где: Пусковой ток двигателя вычисляют по формуле где: Мощность короткого замыкания 2.9 Расчет и выбор питающей линии
Сечение проводов ЛЭП при напряжении выше 1000 В выбирается, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока, в зависимости от продолжительности использования линии и проверяется по нагреву, по потере напряжения, на отсутствие короны, на механическую прочность. При выборе сечения проводов исходят из условия соответствия провода требованиям нормальной работы линии и потребителей. При выборе площади сечения проводов наиболее выгодной будет площадь, которая соответствует условиям минимума расчетных затрат. Экономически выгодное сечение где: Ток трансформатора I, А, вычисляют по формуле Сечение проводов выбирается из условия S ≥ Sном
.. Выбираем провод марки А -16 Таблица 2.7 Провод Iдоп
, А r0
, Ом x0
, Ом АС-16 105 1,98 0,405 Проверка провода на потерю напряжения Потерю напряжения ΔU, В, вычисляют по формуле где: Проверка провода по нагреву току нормального режима где Проверка провода на механическую прочность По нормам ПУЭ для линии 10 кВ минимальное сечение провода 16 мм2
Выбираем провод марки АС - 16 2.10 Расчет распределительной сети
Выбор кабеля для питания электродвигателя Расчет питающего кабеля ведем по экономической плотности тока. В применяемых кабелях КПБП экономическая плотность тока не превышает Применение плоского кабеля обусловлено необходимостью уменьшить поперечные размеры погружного устройства. Питающий кабель прикрепляется к насосным трубам с помощью металлических скоб. Экономически выгодное сечение кабеля По таблице выбираем трехжильный бронированный кабель КПБП Проверяем кабель на потерю мощности. Потерю электрической мощности ΔР, кВт, в кабеле КПБП где: Сопротивление в кабеле длиной 1000м можно определить по формуле: где: Удельное сопротивление кабеля Тк
= 328 К ρ - удельное сопротивление меди при Т293
К α - температурный коэффициент для меди Найдем длину всего кабеля когда расстояние от устья до станции управления 50м,запас30 и глубина спуска насоса 900 м. Из таблицы «Потери напряжения в кабеле в зависимости от температуры и нагрузки» определяют допустимую потерю напряжения в кабеле. В кабеле сечением жил 10 мм2
на каждые 100 м длины допустимые потери составляют Кабель выбран верно Выбор кабеля до станции управления Выбор кабеля до станции управления ведем по допустимому нагреву. Ток проходящий по кабелю нагревает его. Сечение проводников в низковольтных сетях выбирается из условия допустимого нагрева. где: Проверяем кабель на потерю напряжения Проверяем на нагрев токами нормального режима Кабель выбран, верно. Выбираем четырехжильный кабель ПВШв Расчет и выбор шин Шины выбираются по номинальному току проверяются на динамическую стойкость к токам короткого замыкания Определяем номинальный ток Подбираем стандартное сечение шин. Предполагаем к установке алюминиевые однополосные шины Проверяем выбранное сечение шин на электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания. где, Момент сопротивления шин W, см3
, считая, что шины уложены плашмя вычисляют по формуле где, Определяем динамическое усилие в металле шин Шины динамически устойчивы к токам короткого замыкания Выбираем шины 2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания
Разъединитель предназначен для создания видимого разрыва электрической цепи. Разъединитель выбирается по номинальному току и напряжению и проверяется на термическую и динамическую стойкость к токам короткого замыкания Таблица 2.8 Расчетные данные Табличные данные Выбираем разъединитель РЛНДЗ-10/400 У1 с приводом [1 с.268. табл.5,5] Предохранитель выбирается по номинальному току и напряжению и проверяется по отключаемому току и мощности Расчетные данные Табличные данные Таблица 2.9 Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-8-31,5 У3 [1 с.254 табл.5,4] Разрядник предназначен для защиты электроустановок от перенапряжений. Разрядник выбирается по номинальному напряжению. Таблица 2.10 Расчетные данные Табличные данные Uном
= 10 кВ Uном
= 10 кВ Выбираем разрядник РВО-10 У1 [1 с.364 табл.5,20] 2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38 кВ
Выбор общего автоматического выключателя. Автоматические выключатели предназначены для защиты электрической цепи от токов перегруза и короткого замыкания. Номинальный ток электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают по длительному расчетному току линии: Ток срабатывания электромагнитного или комбинированного расцепителя I ср.эл проверяют по максимальному кратковременному току линии: где: Кратковременный ток вычисляют по формуле Суммарный длительный ток вычисляют по формуле Проверяем выбранный автомат на способность отключения токов короткого замыкания Выбираю автомат ВА 55-37. Выбор автоматов на отходящие линии к станциям управления Проверяем выбранный автомат на способность отключения токов короткого замыкания Выбираю автомат ВА 51Г-31 Выбор трансформаторов тока Таблица 2.11 Расчетные данные Табличные данные Выбираю трансформатор тока ТТ-250/5 Выбираем контактор, который предназначен для включения и отключения электродвигателя насоса Таблица Таблица 2.12 Расчетные данные Табличные данные Выбираем контактор КЭМ-250. Тип А Допустимая мощность двигателя, кВт Схема управления Габаритные размеры, мм Масса, кг. КЭМ-250 250 132 AC/DC 6,4 Таблица 2.13 2.10 Выбор и описание схемы управления ПЭД
В моем курсовом проекте применяются станции управления типа "ЭЛЕКТОН-04" (в дальнейшем именуемой "станция") с номинальным током силовой цепи от 250 до 1000А, оснащенных контроллером «ЭЛЕКТОН-08» с версией программного обеспечения 8.06. Эксплуатация станции должна проводиться персоналом, имеющим квалификационную группу по электробезопасности не ниже III, прошедшим специальный инструктаж и допущенным к работе. Станция предназначена для управления и защиты электронасосов добычи нефти с двигателями типа ПЭД (погружной электродвигатель). Станция предназначена для работы на открытом воздухе в условиях, регламентированных для климатического исполнения УХЛ1, согласно требованиям п.п. 2.1, 2.7 ГОСТ 15150, при следующих климатических факторах: 1) температура окружающей среды от минус 60 С до плюс 40 С; 2) относительная влажность воздуха: - 75% при температуре + 15 С; - 100% при температуре + 25 С; 3) окружающая среда должна быть: - невзрывоопасной; - не содержащей агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих метлы и изоляцию; - не насыщенной токопроводящей пылью; 4) высота над уровнем моря не более 1000м. Степень защиты станции от воздействия окружающей среды - IP43, в соответствии с требованиями по п. 4.2 ГОСТ 14254. Технические данные станции управления типа "ЭЛЕКТОН-04" Питание станции осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380В, частотой 50 Гц. Напряжение сети должно находиться в пределах от U ном до 1,25 ном. Контроллер станции сохраняет свою работоспособность при снижении линейного напряжения трехфазной сети до 200 В. Питание электродвигателя насосной установки осуществляется от силового трансформатора типа ТМПН или ТМПНГ (трансформатор трехфазный масляный питания погружных электронасосов для добычи нефти), входящего в состав штатного наземного оборудования скважин. Номинальное напряжение изоляции электрических цепей, в соответствии с требованиями по п. 4.1.2 ГОСТ Р 51321.1: а) 660 В - главных цепей; б) 300 В - цепей управления. Силовая часть состоит из вводного автоматического выключателя Q1, контактора КМ1, автоматических выключателей цепей измерения Q5 и управления Q4, трансформаторов тока Т2-Т4. Назначение элементов силовой цепи: 1) автоматический выключатель Q1 предназначен для защиты силовой цепи от перегрузки и токов короткого замыкания; 2) контактор КМ1 предназначен для коммутации силового напряжения на первичной обмотке ТМПН и, соответственно, включения и отключения электродвигателя по сигналам контроллера А1. 3) автоматические выключатели Q4 и Q5 предназначены для защиты цепей измерения и управления от токов короткого замыкания; 4) трансформаторы тока Т2-Т4 предназначены для преобразования текущего значения тока электродвигателя и потенциального разделения силовых высоковольтных цепей от цепей измерения. Непосредственно на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы R1 – R6, с которых снимается сигнал, пропорциональный току электродвигателя. Плата измерения сопротивления изоляции: Плата измерения сопротивления изоляции состоит из резисторов R1-R3, конденсатора С1, платы стабилитронов А1, на которой установлены стабилитроны VD1...VD12 и клеммники ХТ1, ХТ2, и предназначена для получения сигнала, пропорционального сопротивлению изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - электродвигатель". Концевой выключатель S3 предназначен для электрической блокировки включения станции при открытой двери силового отсека. Блок зажимов X8 предназначен для подключения к станции внешних устройств (системы телемеханики, контактного манометра и т.д.). Органы управления станции и их назначение: Передняя панель станции выполнена в виде дверки, фиксируемой невыпадающими винтами, при открывании которой появляется доступ к электромонтажу и разъемам контроллера. На передней панели расположены следующие элементы управления и индикации станции: - переключатель S1, предназначенный для выбора режимов работы станции "ручной" или "автоматический", отключения двигателя и сброса защит. Переключатель имеет три положения: "ОТКЛ", "РУЧН" и "АВТ"; - кнопка S2 «ПУСК», предназначенная для пуска электродвигателя (включения контактора); - розетка Х1 «220В,50Гц»; - автоматический выключатель Q2 «ОСВЕЩЕНИЕ»; - автоматический выключатель Q3 «РОЗЕТКА»; - автоматические выключатели Q4 «УПРАВЛЕНИЕ», и Q5 «ЦЕПИ ИЗМЕРЕНИЯ» предназначены для защиты цепей управления и измерения от токов короткого замыкания. 2.14 Учет и экономия электроэнергии
В электрических сетях промышленных предприятий осуществляют расчетный учет активной энергии для денежных расчетов за электроэнергию с электроснабжающей организацией и технический учет, служащий для межцеховых расчетов, контроль за соблюдением режима потребления электроэнергии, определения норм расхода энергии на единицу продукции и прочее. Кроме того, учитывают: потребление реактивной энергии для определения скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности. Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками (класса 2), с классом точности измерительных трансформаторов - 0,5. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий зданий, квартир. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются контрольными счетчиками (класса 2,5) с классом точности измерительных трансформаторов-1. При определении активной энергии необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленную на собственные нужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую оплате. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться: 1 для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям 2 для межсистемных линий электропередачи по два счетчика учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию 3 на трансформаторах собственных нужд 4 для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей, присоединенных к шинам собственных нужд. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанциях потребителей должны устанавливаться: 1 на вводе линии электропередачи в подстанцию 2 на стороне высшего напряжения трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы 3 на границе раздела основного потребителя и субабонента Счетчики реактивной энергии должны устанавливаться: 1 на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности 2 на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, вы- данную энергосистеме Контрольные счетчики включают в сеть низшего напряжения что имеет ряд преимуществ: 1 установка счетчика обходится дешевле 2 появляется возможность определить потери в трансформаторах и в сети высшего напряжения 3 монтаж и эксплуатация счетчиков проще. 2.15 Расчет заземляющих устройств
Для защиты людей от поражения током при повреждении изоляции применяются следующие меры: заземление и зануление. Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности. Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. Заземлитель - проводник (электрод) находящийся в соприкосновении с землей. Заземляющий проводник - проводник, соединяющий заземляющие части с заземлителем. В качестве заземлителей используются: естественные заземлители - проложенные в земле стальные водопроводные трубы, трубы артезианских скважин, стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей проложенных в земле, металлические конструкции зданий и сооружений имеющие надежный контакт с землей; искусственные заземлители - заглубленные в землю электроды из труб, уголков или прутков стали. Различают контурное и выносное защитное заземление. При контурном заземлении электроды вбиваются в землю по контуру здания таким образом чтобы 200мм электрода оставалось над уровнем земли. Затем вбитые электроды соединяют между собой полосовой сталью на сварке. Для выполнения внутреннего контура полосовую сталь прокладывают по внутренней поверхности стен помещения на любой высоте. Соединение внутреннего контура с внешним контуром можно производить как полосовой сталью так и гибким проводом. Для выполнения заземляющего устройства в дипломном проекте выбираем трубы диаметром 60мм и длиной 2,5м. Удельное сопротивление грунта где: Сопротивление одиночного заземлителя R0
, Ом, вычисляют по формуле Ток однофазного замыкания на землю Iз
, А, вычисляют по формуле где: Lкаб
- длина кабельной линии, км Lвозд
- длина воздушной линии, км Сопротивление заземляющего устройства Rз
, Ом, вычисляют по формуле где: Uз
- напряжение заземляющего устройства относительно земли, В Сопротивление заземляющего устройства 437,1 Ом является недопустимо большим значением. По нормам ПУЭ если заземляющее устройство используется одновременно для установок выше и ниже 1000 В, то значение сопротивления заземляющего устройства принимается по наименьшим требованиям правил. Для сетей 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть не более 4 Ом Количество электродов n, шт, вычисляют по формуле где,
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||