Разработка системы электроснабжения нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

Пояснительная записка

К курсовой работе

Разработка системы электроснабжения нефтяного месторождения

Вариант № 6

Руководитель ассистент каф. ЭЭ Орлов В.С.

Разработчик студент гр. ЭСбзу-14-2 Евтушенко Е.В.



ЗАДАНИЕ

на курсовое проектирование

Начертить схему электроснабжения технологической площадки добычи и подготовки подготовке нефти

Рассчитать электрические нагрузки на каждом объекте и шинах ГТЭС, выбрать мощность и тип генераторов, силовых трансформаторов, сечения проводов и кабелей.

Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки трансформаторных подстанций и распределительных пунктов,

Рассчитать токи КЗ для одного объекта и выбрать высоковольтное оборудование включая: сборные шины, изоляторы, высоковольтные выключатели, разъединители, заземлители, трансформаторы тока и напряжения, плавкие вставки, разрядники, или ограничители перенапряжений.

Таблица 1 - Параметры варианта №6

Элементы электрической сети	Ед. изм.	Данные
ГТЭС	КТП ГТЭС	кВА	630 + j350
ЦПС	ВЛ 10 кВ	км	6
	КТП ППН1	км	1,8
		кВА	800+j320
	КТП ППН2	км	1,5
		кВА	920+j540
	КТП ППН3	км	1,2
		кВА	1400+j650
	КТП ППН4	км	1,8
		кВА	970+j430
	КПТ БПО	км	1,8
		кВА	500+j220
	КПТ АБК	км	2,4
		кВА	320+j140
	КТП ВЖК	км	7,5
		кВА	420+j180
НПС	ВЛ 10 кВ	км	0,35
	ВВ СД	шт.	3+1
		МВт	0,3
	ВВ СД	шт.	3+1
		МВт	2,5
	КТП НПС	кВА	500 + j220
ДНС	ВЛ 35кВ	км	14
	ВВ СД	шт.	3+1
		МВт	0,36
	КТП ДНС	кВА	1180 + j620
	КТП УПСВ	км	0,25
		кВА	1210 + j700
	КТП ДКС	км	0,4
		кВА	840 + j620
КНС	ВЛ 35кВ	км	15
	ВВ СД	шт.	2+1
		МВт	0,8
	КТП КНС	кВА	700 + j500
	КТП ВЗ	км	0,25
		кВА	200 + j125
БУ	ВЛ 35кВ	км	11
	ВЛ 10 кВ	км	3
	КЛ 10 кВ	км	0,4
	АД БН (0,69 кВ)	шт.x МВт	2x0.63
	АД СВП (0,69 кВ)	шт.x МВт	2x0.63
	АД БЛ (0,69 кВ)	МВт	0,8
	АД ПР (0,69 кВ)	МВт	1,6
	КТП 10/0,4 БУ	кВА	650 + j350
	КТП 10/0,4 БП	кВА	700 + j500
Кусты 01..20 (КТП К01..К20)	ВЛ 10кВ	км	16
	АД35 кВт	шт.	6
	АД 70 кВт	шт.	8
	АД 140кВт	шт.	9
Кусты 21..40 (КТП К21..К40)	ВЛ 10кВ	км	11
	АД 35кВт	шт.	8
	АД 70 кВт	шт.	9
	АД 140кВт	шт.	4
Кусты 41..60 (КТП К41..К60)	ВЛ 10кВ	км	18
	АД65 кВт	шт.	9
	АД 90 кВт	шт.	4

Примечание:

Для электроприводов от асинхронных двигателей коэффициент использования принять равным 0,75; коэффициент мощности - 0,84. Для электроприводов от синхронных двигателей коэффициент использования принять равным 0,78; коэффициент мощности - 0,95 (опережающий).



РЕФЕРАТ

Проект включает в себя пояснительную записку, состоящую из 53 страниц машинописного текста, 19таблиц, 19 использованных источников, и 1 листа графического материала.

В проекте производится разработка системы электроснабжения технологических установок нефтяного месторождения. В работе производится расчет нагрузок и электропотребления по годам эксплуатационного периода, выбор трансформаторных подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов, расчет токов короткого замыкания и выбор основного электрооборудования.



СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технологический процесс бурения скважин

1.2 Технологический процесс добычи и сбора нефти

1.3 Кусты скважин

1.4 Установки погружных электроцентробежных насосов

1.5 Технология поддержания пластового давления

1.6 ДНС с предварительным сбросом воды

1.7 Технология сбора и транспорта попутного газа

2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Расчет электрических нагрузок технологического участка

2.1.1 Компенсация реактивной мощности

2.1.2 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

2.1.3 Расчет электрических нагрузок буровой установки

2.1.4 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

2.3 Выбор генераторов

2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

2.5 Расчет токов короткого замыкания

2.6 Выбор шин

2.7 Выбор высоковольтных выключателей

2.8 Выбор разъединителей

2.9 Выбор трансформаторов тока

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АПВ	Автоматическое повторное включение
АВР	Автоматический ввод резерва
АЧР	Автоматическая частотная разгрузка
БСК	Блок статических конденсаторов
ВЛ	Воздушная линия
КЗ	Короткое замыкание
КЛ	Кабельная линия
КРУ	Комплектное распределительное устройство
ЛЗШ	Логическая защита шин
МТЗ	Максимальная токовая защита
ОПН	Ограничитель перенапряжения
ПУЭ	Правила устройства электроустановок
ПС	Подстанция
РЗА	Релейная защита и автоматика
РУ	Распределительное устройство
РПН	Регулирование под напряжением
СН	Собственные нужды
ТСН	Трансформаторы собственных нужд
ТО	Токовая отсечка
ТМГ	Трансформатор масляный герметичный
УРОВ	Устройство резервирования отключения выключателя
УЗО	Устройство защиты от замыканий на землю



ВВЕДЕНИЕ

Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно обеспечить потребности страны во всех видах топлива путем увеличения их добычи, что немыслимо без интенсификации производства, роста производительности труда. Также необходимо планомерное проведение целенаправленный энергосберегающей политики во всех отраслях народного хозяйства.

Добиться решения этих задач можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Кроме объектов непосредственно добычи нефти (кусты скважин и КНС) на месторождении находятся крупные технологические объекты, работа которых связана с транспортом, подготовкой нефти со всего месторождения или крупных его частей. Это такие объекты, как нефтеперекачивающая станция (НПС), буровая установка (БУ), вахтовый поселок и др.



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технологический процесс бурения скважин

Для бурения нефтяных скважин месторождении применяют несколько способов бурения.

Процесс сооружения скважин вращательным способом состоит из повторяющихся операций:

спуск бурильных труб с долотом в скважину;

разрушение породы на забое - собственно бурение;

наращивание колонны бурильных труб по мере углубления скважины;

подъем труб для замены изношенного долота.

Для выполнения этих операций, а так же работ по укреплению ствола скважины используют буровые установки, представляющие собой сложный комплекс производственных механизмов. В состав этого комплекса входит буровая лебедка для подъема, спуска и подачи инструмента, буровые насосы, ротор, механизмы для приготовления и очистки бурового раствора, погрузочно-разгрузочных работ, обеспечения установки сжатым воздухом и прочие.

При вращательном способе бурения скважина углубляется в результате одновременного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, которое создается частью веса бурильной колонны, состоящей из высокопрочных стальных труб. Под действием осевой нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента происходит скалывание, дробление и истирание породы.

Буровые насосы обеспечивают подачу бурового раствора в скважину, где им подхватывается порода, которая через затрубное пространство поднимается на поверхность. Основные и вспомогательные механизмы буровой установки приводятся в действие от силового привода, тип которого выбирают в зависимости от условий бурения, конструкции механизмов и других факторов.

На месторождении применяются буровые установки БУ-3000-ЭУК. Режим работы электропривода лебедки повторно-кратковременный.

1.2 Технологический процесс добычи и сбора нефти

Технологическая схема добычи и сбора нефти на Приобском месторождении осуществляется следующим образом.

Нефть и газ поступающие на поверхность из скважин по трубопроводам подается на автоматизированную групповую замерную установку, расположенную на кусте, в которой осуществляется поочередный замер дебита каждой скважины по жидкости (нефть, вода) и газу по заданной программе. Далее, нефть и газ под давлением, создаваемым погружными электронасосами и собственным давлением пласта, по сборному коллектору поступают на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС). На ЦПС нефть отделяется от газа, обезвоживается и обессоливается, для дальнейшей транспортировки. Попутный газ отправляется на компрессорную станцию. Вода, которую отделили от нефти, очищается и по трубопроводам поддается на КНС для поддержания пластового давления.

Система поддержания пластового давления (ППД) правобережной части приобского месторождения реализуется путем строительства кустовых насосных станций: КНС-1, КНС-1а, КНС-2, КНС-3, КНС-4 и сети высоконапорных водоводов от КНС до кустовых площадок.

Источник водоснабжения - плавучие водозаборные станции: ПлНС-1 в карьере №7, ПлНС-2 в карьере №3, а также водозаборные скважины на Кусте -212 и на площадках КНС-3 и КНС-4.

В настоящее время на нефтепромыслах для обеспечения оптимального режима работы всех структурных составляющих месторождения вводятся в эксплуатацию АСУТП. Они обеспечивают централизованный контроль и рациональный режим ведения технологических процесса бурения скважин, процессов добычи и подготовки нефти к транспорту.

1.3 Кусты скважин

На проектируемых кустах скважин размещается следующее технологическое оборудование:

устья добывающих скважин, оборудованные погружными электроцентробежными насосами;

устьевая арматура;

приустьевые площадки;

площадки для установки агрегатов подземного ремонта скважин;

замерная установка;

установка ввода ингибиторов парафино-солеобразования;

технологические трубопроводы.

1.4 Установки погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной коррозионно- и износостойкости.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии (круглого и плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (или комплектного устройства).

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ металлическими поясами.

Для определения мощности приводного электродвигателя УЭЦН необходимо знать подачу насоса и глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса. Мощность на валу центробежного насоса определяется по формуле:

1.5 Технология поддержания пластового давления

Целью воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления (ППД) и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой водой в пласт с помощью:

законтурного заводнения;

приконтурного заводнения;

внутриконтурного заводнения.

При законтурном заводнении воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается в 300-800 метрах от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия.

При приконтурном заводнении воздействие на залежь ускоряется из-за размещения нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности.

В случае внутриконтурного заводнения воздействие на пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь.

При совмещении законтурного и внутриконтурного заводнений предотвращается вытеснение нефти в законтурную область и интенсифицируется процесс откачки нефти.

Основное назначение систем водоснабжения при ППД - добыть необходимое количество воды, пригодной к закачке в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения должна предусматривать 100% утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому циклу.

Звеньями системы ППД являются водозаборные установки, напорные станции первого подъема, станции водоподготовки, напорные станции второго подъема, нагнетающие очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема (кустовые насосные станции), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины. Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды.

На месторождении используются блочные кустовые насосные станции БКНС, производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский.

1.6 ДНС с предварительным сбросом воды

На месторождении предусматривается строительство ДНС с предварительным сбросом воды. Будет обеспечена полная утилизация пластовой воды в систему ППД и подача обезвоженной нефти с содержанием до 10% остаточной воды для окончательной подготовки нефти на других объектах.

Технологический комплекс ДНС с УПСВ обеспечивает сепарацию продукции скважин, подогрев нефтегазовой смеси, предварительное обезвоживание нефти, дожатие низконапорного попутного газа винтовыми компрессорами, перекачку нефти, закачку химреагентов (ингибиторов солеотложений, реагентов-деэмульгаторов, метанола).



1.7 Технология сбора и транспорта попутного газа

Компрессорные станции обычно строятся в местах, где имеются большие запасы попутного газа. КС предназначена для сжатия низконапорного нефтяного попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с месторождения по магистральным газопроводам дальним потребителям, а также для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.

Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за счет сокращения объема рабочей полости, образованной поверхностью расточки корпуса ее задней торцевой плоскостью и винтовыми поверхностями сопряженных впадин роторов. Компрессоры малогабаритны, имеют небольшую массу. Важная особенность в том, что они способны одновременно перекачивать газонефтяную смесь с содержанием нефти до 30%. Газовые компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны, относящиеся к классу В-Iа. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные, короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, а в остальных - синхронные двигатели, продуваемые под избыточным давлением.

Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме, при откачке нефти в аварийный резервуар, так и в постоянном режиме при использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.

В состав газовой компрессорной станции входят:

приемный вертикальный центробежный сепаратор;

автоматизированная установка компримирования низконапорного нефтяного газа в блочно-модульном исполнении типа “ТАКАТ”;

маслоотделитель;

аппарат воздушного охлаждения газа;

вертикальный центробежный сепаратор окончательной сепарации газа;

наземная горизонтальная стальная емкость для хранения свежего масла с подогревателем;

наземная горизонтальная стальная емкость для хранения отработанного масла с подогревателем;

Компрессорная установка представляет собой конструкцию, выполненную под общим укрытием. Внутри укрытия расположено следующее основное оборудование:

компрессорный агрегат;

блок маслоохладителей;

местный щит управления;

маслоотделитель для отделения масла от газа;

колодка уровнемеров для установки прибора контроля уровня масла в маслоотделителе;

электронасосный агрегат для закачки масла в маслоотделитель и прокачки масляной системы;

электронагреватели;

система пожаротушения.



2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Расчет электрических нагрузок технологического участка

Определение ожидаемых значений электрических нагрузок является первым и основополагающим этапом проектирования системы электроснабжения (СЭС). В соответствии с этим расчетом решаются вопросы режимов функционирования проектируемой системы электроснабжения, оценивается величина капитальных вложений в строительство электрической сети, производится выбор элементов сети электроснабжения, оценивается надежность и экономичность работы электрических сетей и систем в процессе эксплуатации.

В условиях нефтяной и газовой промышленности отмечается среднее завышение проектных нагрузок по сравнению с фактическими почти на 50%. В связи с этим, как правило, завышены трансформаторные мощности и сечения линий электропередачи.

Расчетная максимальная мощность, потребляемая энергоприемниками (ЭП), всегда меньше суммы номинальных мощностей этих ЭП. Это вызвано неполной загрузкой некоторых ЭП, не одновременностью их работы, вероятностным случайным характером включения и отключения ЭП, зависящим от особенностей технологического процесса. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности питания имеют большое экономическое значение.

Для расчета электрических нагрузок потребителей воспользуемся методом коэффициента спроса. Расчетная мощность в этом случае определится как произведение номинальной мощности электроприемников, на их количество, на коэффициент спроса:

,



Полная мощность равна отношению активной мощности электроприемников к коэффициенту мощности:

,

Реактивную составляющую полной мощности найдем из соотношения:

,

Активные и реактивные составляющие суммарной расчетной нагрузке по группе потребителей равны простой арифметической сумме:

,

,

Полную суммарную мощность группы найдем геометрическим сложением активной и реактивной составляющих:

,

Групповой коэффициент мощности определим из соотношения:

,

2.1.1 Компенсация реактивной мощности

Нагрузка в сетях 0,4кВ имеет индуктивный характер из-за большого количества асинхронных двигателей, а также трансформаторов, работающих с неполной нагрузкой. Такая нагрузка, помимо активной мощности потребляет и реактивную мощность, увеличивая в среднем 20-25% полную мощность по отношению к активной.

Отсутствие компенсирования индуктивной составляющей тока нагрузки приводит к следующему:

увеличение тока нагрузки, вследствие чего - дополнительные потери в проводниках и снижение пропускной способности сетей;

завышение мощности трансформаторов и сечения кабелей, отклонение напряжения сети от номинала;

увеличение платы поставщику электроэнергии и ухудшенное качество электроэнергии. Снизить отрицательный эффект всех вышеизложенных факторов можно введением емкостной нагрузки в систему и приближения общего характера нагрузки к чисто активному. Наиболее эффективным способом достижения этой цели является применение автоматических установок компенсации реактивной мощности (АУКРМ), которые позволяют автоматически поддерживать заданный коэффициент мощности (КМ) в системе на заданном уровне.

Наиболее эффективными являются установки с несимметричной конфигурацией, поскольку могут обеспечить как точное регулирование, так и минимальную частоту коммутации ступеней при меньшей стоимости, по сравнению с симметричными.

АУКРМ является комплектной многокомпонентной системой, состоящей из компенсирующих устройств (КУ), исполнительных устройств (ИУ), различных вспомогательных устройств (ВУ) и системы управления - регулятора реактивной мощности (РРМ). Все перечисленное оборудование устанавливается в соответствующей оболочке (шкафу).

Принцип работы АУКРМ состоит в регулировании коэффициента мощности (КМ) потребителей в соответствии с заданным, путем ступенчатого (или бесступенчатого) регулирования емкости батареи конденсаторов.

Следует особо отметить, что для работы АУКРМ необходим сигнал от трансформаторов тока, измеряющих ток нагрузки ввода, к которому она подключается. Этот трансформатор тока, как правило, устанавливается во вводной ячейке РУ Заказчика (возможно использование существующего) и является единственным компонентом системы компенсации, не входящим в объем поставки АУКРМ.

Исполнительными устройствами являются контактные электромеханические - контакторы, снабжаемые необходимыми токоограничивающими резисторами, которые включаются параллельно основным контактам, шунтируя выброс напряжения при коммутации конденсатора.

«Классическими» являются ступенчатые установки, которые с помощью микропроцессорного регулятора позволяют оперировать мощностью установки, разделенной на части - ступени. Каждая ступень подключается к сети с помощью электромеханического контактора.

Скорость реакции системы на изменение реактивной мощности ограничивается механическими характеристиками износостойкости контакторов, а также минимальным временем, необходимым для разряда конденсаторов (быстродействие не менее 1-3 мин).

Износостойкость системы зависит от износостойкости контакторов (максимум - 100...200 тыс. циклов, 200 коммутаций в час). Износ контакторов прямо пропорционален точности регулирования и величине разброса минимума и максимума нагрузки; повышение точности регулирования влечет за собой увеличение ступеней установки и ее стоимости.

2.1.2 Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

Расчеты произведем по формулам 2.1..2.7, с учетом установки компенсирующих устройств. Результаты представим в таблице в табличной форме (табл. 2.1).



Таблица 2.1 - Расчет электрических нагрузок ТП кустов скважин

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
Кусты 41-60
ПЭД ЭЦН	65	9	0,8	468	0,70	477	669
ПЭД ЭЦН	90	4	0,8	288	0,70	294	411
Итого без КРМ				756	0,70	771	1080
БСК	25	28				-700	700
Итого с КРМ				756	0,67	71	759
Кусты 21-40
ПЭД ЭЦН	35	8	0,8	224	0,67	248	334
ПЭД ЭЦН	70	9	0,8	504	0,70	514	720
ПЭД ЭЦН	140	4	0,8	448	0,74	407	605
Итого без КРМ				1176	0,71	1170	1659
БСК	30	36				-1080	1080
Итого с КРМ				1176	0,99	90	1179
Кусты 01-20
ПЭД ЭЦН	35	6	0,8	168	0,67	186	251
ПЭД ЭЦН	70	8	0,8	448	0,70	457	640
ПЭД ЭЦН	140	9	0,8	1008	0,74	916	1362
Итого без КРМ				1624	0,72	1559	2251
БСК	30	48				-1440	1440
Итого с КРМ				1624	1,00	119	1628

Аналогичным образом произведем и расчет потребления электрической энергии и центральным пунктом сбора. Результаты представим в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчет электрических нагрузок пунктом сбора

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cosj	Qрасч	Sрасч
КТП ППН1
КТП ППН1				800	0,93	320,00	862
БСК	25	10				-250	250
Итого с КРМ				800	1,00	70	803
КТП ППН2
КТП ППН2				920	0,86	540,00	1067
БСК	30	16				-480	480
Итого с КРМ				920	1,00	60	922
КТП ППН3
КТП ППН3				1400	0,91	650,00	1544
БСК	50	10				-500	500
Итого с КРМ				1400	0,99	150	1408
КТП ППН4
КТП ППН4				970	0,91	430,00	1061
БСК	25	14				-350	350
Итого с КРМ				970	1,00	80	973
КТП БПО
КТП БПО				500	0,92	220,00	546
БСК	25	6				-150	150
Итого с КРМ				500	0,99	70	505
КТП АБК
КТП АБК				320	0,92	140,00	349
БСК	25	2				-50	50
Итого с КРМ				320	0,96	90	332
КТП ВЖК
КТП ВЖК				420	0,92	180,00	457
БСК	25	4				-100	100
Итого с КРМ				420	0,98	80	428
РП ЦПС
КТП ППН1				800	0,99	70	803
КТП ППН2				920	0,99	60	922
КТП ППН3				1400	0,99	150	1408
КТП ППН4				970	0,99	80	973
КТП БПО				500	0,99	70	505
КТП АБК				320	0,96	90	332
КТП ВЖК				420	0,98	80	428
ТП К01..К20				1624	0,99	119	1628
Итого по РП ЦПС				6954	0,99	719	6991

2.1.3 Расчет электрических нагрузок буровой установки

Буровая установка может работать в трех режимах: бурение, спускоподъемные операции, вспомогательные операции. Расчет произведен по самому энергоемкому режиму по формулам 2.1..2.7, результаты сведем в таблицу 2.3.



Таблица 2.3 - Расчет электрических нагрузок буровой установки

Наименование потребителя	Pном (Qном)	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
КТП БУ 10/0,69
Режим 1 (Бурение забойным двигателем)
ЭД БН	630	2	0,8	1008	0,74	916	1362
Итого без КРМ				1008	0,74	916	1362
Режим 2 (Бурение верхним приводом)
ЭД БН	630	1	0,8	504	0,74	458	681
ЭД СВП	630	2	0,95	1197	0,74	1088	1618
Итого:				1701	0,74	1546	2299
Режим 3 (Подъем буровой колонны)
ЭД БЛ	800	1	1	800	0,74	727	1081
ЭД СВП	630	2	0,1	126	0,74	115	170
Итого:				926	0,74	842	1251
Выбираем самый энергоемкий режим:
Итого по КТП БУ 0,69 без КРМ				1701	0,74	1546	2299
БСК	100	14				-1400	1400
Итого по КТП БУ 0,69 с КРМ				1701	0,99	146	1707
КТП БУ 10/0,4
КТП БУ0,4				650	0,88	350,00	738
БСК	50	6				-300	300
Итого по КТП БУ 0,4 с КРМ				650	0,99	50	652
КТП БП
КТП БУ0,4				700	0,81	500,00	860
БСК	25	18				-450	450
Итого по КТП БУ 0,4 с КРМ				700	0,99	50	702
РП БУ
КТП БУ 10/0,69				1701	0,99	146	1707
КТП БУ 10/0,4				650	0,99	50	652
КТП БП				700	0,99	50	702
Итого по РП БУ				3051	0,99	246	3061

2.1.4 Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

Коэффициент мощности синхронных двигателей может изменяться от 0,9 до 0,99 при помощи управления током возбуждения в пределах, что позволяет производить компенсацию реактивной мощности при помощи перевозбуждения синхронных электродвигателей. Для уменьшения реактивного потребления электроэнергии применим системы управления током возбуждения (СУТВ) синхронных электродвигателей «СТСН» производства «Электротяжмаш-Привод». Функции системы управления током возбуждения СТСН:

форсировка по току не менее 1,4 номинального значения;

ограничение длительности и периода форсировок;

поддержание постоянства заданного тока возбуждения с точностью ±1% при колебании напряжения питающей сети в пределах от 70 до 110% от номинального и при изменении температуры ротора;

ограничение минимального и максимального тока возбуждения;

гашение поля возбуждения при отключении двигателя от сети, при перерывах питания, при наличии сигнала на гашение поля;

местное и дистанционное управление установкой тока возбуждения в диапазоне от минимального до максимального;

сохранение работоспособности при кратковременном (не более 60 с) изменении напряжения питающей сети в пределах от 50 до 140%;

регулирование реактивного тока статора и коэффициента мощности при работе в автоматическом режиме;

связь с АСУ верхнего уровня.

Это позволяет поддерживать коэффициент мощности синхронных двигателей близкий к единице. Рассчитаем нагрузки по ДНС, КНС, НПС с учетом использования СТСН в режиме автоматического поддержания коэффициента мощности.

Расчет произведен по формулам 2.1..2.7, результаты представлены в таблице 2.4.



Таблица 2.4- Расчет электрических нагрузок КНС, ДНС

Наименование потребителя	Pном	n	Kс	Pрасч	cos?	Qрасч	Sрасч
ПС КНС (РУ 10 кВ)
СД	800	2	0,8	1280	0,90	-620	1422
КТП КНС				700	0,81	500	860
КТП ВЗ				200	0,85	125	236
Итого:				2180	0,99	5	2180
ПС ДНС (РУ 10 кВ)
СД	360	3	0,8	864	0,90	-418	960
КТП ДНС				1180	0,89	620	1333
КТП УПСВ				1210	0,87	700	1398
КТП ДКС				840	0,80	620	1044
ТП К21..К40				1176	1,00	90	1179
ТП К41..К60				756	1,00	71	759
Итого:				6026	0,96	1682	6256
РП НПС
СД	2500	3	0,8	6000	0,99	-209	6004
КТП НПС				500	0,92	220	546
Итого:				6500	0,99	11	6500

Аналогичным образом проводится и расчет суммарных электрических нагрузок по повышающей подстанции 10/35 и по месторождению в целом. результаты представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5- Расчет суммарных электрических нагрузок по месторождению

Наименование потребителя	Pрасч	Qрасч	Sрасч	cos?
ПС 10/35
БУ	3051	246	3061	1,00
КНС	2180	5	2180	1,00
ДНС	6026	1682	6256	0,96
Итого:	11257	1934	11422	0,99
РУ 10 кВ ГТЭС
ПС 10/35	11257	1934	11422	0,99
НПС	6500	11	6500	1,00
ЦПС	6954	719	6991	0,99
КТП ГТЭС	630	350	721	0,87
Итого:	24711	2664	24854	0,99

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подстанции.

Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем исходя из 100 % резервирования электроснабжения. Мощность трансформаторов выбираем по расчетным нагрузкам с учетом возможности выдерживать 20% перегрузку в в течении неограниченного времени:

,

Результаты выбора трансформаторов представлены в таблице 2.6:

Таблица 2.6 - Выбор силовых трансформаторов

Наименование объекта	Uтр.ном	Pнагр	Qнагр	Sнагр	Sтр.мин	Sтр.ном	Тип тр-ра
ПС 35/10 КНС	35/10,5	2180	5	2180	1817	2500	ТМН-2500/35
ПС 35/10 ДНС	35/10,5	6026	1682	6256	5214	6300	ТМН-6300/35
ПС 35/10 БУ	35/10,5	3051	246	3061	2551	4000	ТМН-4000/35
ПС 10/35 ГТЭС	10/37	11257	1934	11422	9518	10000	ТДН-10000/35

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов можно рассчитать по формуле:



При этом не допустимо использование трансформаторов, в нормальном режиме загруженных менее чем на 30%. Тогда:

Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 20%, соответственно:

Параметры трансформаторов представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Pхх	Pкз	Uкз	Iхх
ТМН-2500/35	5,1	26	6,5	1,1
ТМН-6300/35	7,6	42	7,5	0,9
ТМН-4000/35	6,7	33,5	7,5	1
ТДН-10000/35	12,5	60	8	0,8

Потери в трансформаторе можно определить по формулам:

Проверим, подходит ли выбранный трансформатор с учетом потерь. Произведем расчеты по формулам 2.9-2.13, результаты представим в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Расчет нагрузок и коэффициентов загрузки трансформаторов

Наименование объекта	Тип тр-ра	Kз	Kз'	ДP	ДQ	SУ
ПС 35/10 КНС	ТМН-2500/35	0,44	0,87	10	58	2191
ПС 35/10 ДНС	ТМН-6300/35	0,50	0,99	18	173	6322
ПС 35/10 БУ	ТМН-4000/35	0,38	0,77	12	84	3080
ПС 10/35 ГТЭС	ТДН-10000/35	0,57	1,14	32	341	11516

Коэффициент загрузки трансформаторов не превышает максимально допустимое значение, следовательно, выбранные типы трансформаторов удовлетворяют нашим требованиям.

2.3 Выбор генераторов

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.

Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 16 МВА.



2.4 Выбор се...