"Электроснабжение газовых промыслов"
Обнаружение нефти и газа в Западной Сибири надолго определило развитие всей нефтяной и газовой промышленности. В короткий срок создана и успешно развивается топливно-энергетическая база, играющая большую роль в росте производственных сил всей страны.
Полным ходом идет освоение и эксплуатация месторождений с помощью самых новых и передовых достижений науки и техники, применением современных методов работы.
В самом начале развития нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири была начата полная автоматизация производственных процессов.
Районы с самой высокой концентрацией месторождений газа находиться в северной части западно-сибирской равнины. Для этого района характерны большая плотность месторождений на сравнительно небольшой глубине залегания пластов.
Природно-климатические условия Западной Сибири оказали влияние на решение задачи электрификации этих районов: выбор схем внешнего электроснабжения,конструктивное исполнение ЭП и ПС, выбор типов электрооборудования, электроаппаратов и материалов применяемых в электроустановках.
Все электроаппараты и силовое оборудование (открытое или в блоках из металических щитов ) так или иначе испытывают влияние суровых климатических условий.
Основным источником электроэнергии Западной Сибири в 1969-1972 гг. была
Тюменская ТЭЦ, а 1973 - Сургутская ГРЭС. В настоящее время Тюменская и
Уральская Энергосистема являются резервными источниками электроэнергии.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика потребителей электроэнергии.
Добытый из газовых месторождений природный газ по системе магистральных газопроводов транспортируется в места его потребления. Для обеспечения технологических параметров газопровода на его трассе на расстояниях, определяемых расчетом, расположены линейные компрессорные станции КС, которые осуществляют компремирование (сжатие) природного газа, нагнетание его под давлением в газопровод и обеспечивают проектную производительность газопровода и режим его работы. Поступающий из магистрального газопровода на КС газ проходит ряд технологических процессов, связанных с обработкой и подготовкой его для возможности дальнейшей перекачки на большие расстояния.
Технологическая схема КС включает в себя три основных процесса обработки поступающего из газопровода газа: а) очистка от пыли и загрязнений; б) компремирование; в) охлаждение;
Основными потребителями электроэнергии являются синхронные трехфазные двигатели. УКПГ относится к 1 категории потребителей, она должна иметь не менее двух независимых источников питания. Перерыв в электроснабжении допустим на время автоматического переключения резерва. На УКПГ должен находится аварийный источник электроэнергии (дизель-генератор,аккумуляторные батареи, и др.)
Ближайшим источником питания является энергосистема на расстоянии 16,5 км и
Sк = 4350 МВ*А, с шин которой можно получить 110 кВ.

Исходные данные проекта:
Нагрузка - 4*СТД-
12500-2 сos( =0.9
Расстояние до питающей системы - 16.5 км
Характеристика питающей системы - Sk,МВ*А - 4350
Напряжение питающей системы - кВ - 35;110;250

Технические данные двигателя СТД-12500-2
Мощность Р,кВт - 12500
Напряжение питания, Uп, кВ - 10
Ток статора I1, А - 820
Частота вращения n, об/мин - 3000
КПД, h , % -
97.8 cosY(опережающий) - 0.9
Напряжение возбуждения U2, В - 290
Ток возбуждения I2 ,А -290

1.2 Выбор питающего напряжения и схемы электроснабжения

Электроснабжение каждого объекта осуществляется от понижающей ПС, потребитель 1 категории, то ПС выполняется 2-х трансформаторной.

Уровень напряжения ПС выбирается по следующей формуле:

Uрасч.=4.34 Ц16*Рне+L (1.1)

Pне =сумма номинальных мощностей всех потребителей, МВт
L - длина питающей линии, (км)

Uрасч.= 4.34Ц16*4*12,5*16,5 = 124 кВ
Из формулы (1.1)получаем стандартное напряжение питающей линии - 110 кВ.
Напряжение на потребителе выбираем из [1], оно равно 10 кВ.

2. Расчетная часть
2.1 Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок выполняется для определения суммарной максимальной мощности группы потребителей, установленных на объекте. От правильности этого расчета зависит выбор мощности источника питания и дальнейший выбор оборудования на подстанции. Расчет проводится методом коэффициента спроса.

Порядок расчета:
Весь расчет сводится в таблицу 1

Таблица 1
Таблица электрических нагрузок
| Pном.*n |Кспр| COS ( | tg ( | Рмах.|Qмах. | Sмах.|
|кВт | | | | |квар | |
| | | | |кВт | |кВА |
|12500 ( 4 |0.9 | 0.9 | 0.48 |4500 |21600 | 499916 |

Pмах.=Рном. * n * Кспр.
(2.1)
Qмах.=Рмах * tg( (2.2)
Sмах. = Ц(еPмах.) +(SQмах.) (2.3)
Pном. - номинальная мощность потребителя, кВт n - число потребителей, шт.
Кспр. - коэфициент спроса еPмах. - сумма мощностей потребителей
SQмах. - сумма реактивных мощностей потребителей
1) Зная cos(, нахожу при помощи калькулятора tgY.
2) Нахожу максимальную мощность Pмах. по формуле (2.1)

Pмах. = 12500*4*0.9 = 45000 кВт
3) Нахожу Qмах. и Sмах. по формулам (2.2) и (2.3)

Qмах. = 45000*0.48 = 21600 квар

Sмах. = Ц45000 + 21600 = 49916 кВ*А
Потери мощности в трансформаторе:

( Pтр = 0.02 Sмах.

(2.5)

Qтр = 0.1 Sмах.

(2.6)

Sмах. - максимальная полная мощность потребителей.

Pтр = 0.02*49916 = 998 кВт

Qтр = 0.1*49916 = 4991.6 квар

Потери мощности в линии: