Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго"
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
?ие потребителей электроэнергии площадки ГТЭС предусмотрено от комплектной двухтрансформаторной подстанции (КТП СН) внутренней установки типа 2КТПП-1600М/6/0.4УЗ производства ОАО "Самарский завод "Электрощит".
Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается применением двухтрансформаторной подстанции с АВР, наличием низковольтного комплектного устройства с АВР, питающегося от двух разных секций 2КТПП-1600М/6/0.4УЗ.
Электроснабжение высоковольных электродвигателей дожимных компрессоров осуществляется непосредственно от секции 6 кВ. На электростанциях с оперативным постоянным током трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 6 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями и такие цепи и аппараты не подлежат проверке на электродинамическую стойкость токам короткого замыкания. На рис.2.2 представлена схема собственных нужд подстанции.
Рисунок 2.2
3. Выбор на основе технико-экономического сравнения схем подключения ГТЭС к центральной подстанции
Проектируемая электрическая станция предназначена для снабжения электроэнергией потребителей расположенных на напряжение 6 кВ и 35 кВ. ГТЭС будет выполнена на напряжение 6 кВ и присоединением всех генераторов к КРУ. При этом возможно несколько вариантов структурных схем присоединения электрической станции к центральной подстанции. На основе технико-экономического сопоставления вариантов выбираем самый экономичный.
При составлении структурной схемы подключения ГТЭС к распределительному устройству на повышенное напряжение обычно учитывают лишь ячейки выключателя, реактора и трансформаторов присоединения к РУ. Расчет в данном пункте производится в ценах 1989 года.
Вариант 1.
Рисунок 3.1
В этом варианте структурной схемы ГТЭС подключается к РУ 110 кВ через подстанцию ( потребителя) 6 кВ. Связь между ГТЭС и РУ 6 кВ осуществляется с помощью двух реакторов типа РБДГ 10- 4000 - 0,18 (рисунок 3.1). В данном вариант на надежность не рассчитывается, так как элемент реактор очень надежный.
Определим приведённые затраты по данной схеме:
где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений. Принимаем Ен = 0.12
К - единовременные капиталовложения в объект. В данной работе это стоимость ячейки выключателя, которая включает в себя стоимость разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ошиновки, а также затраты на монтаж и установку данного оборудования.
Капиталовложения складываются из двух составляющих:
(3.1)
где КР=20 тыс. руб. - суммарная расчетная стоимость реакторов;
К=9,5 тыс. руб. - стоимость ячейки с элегазовым выключателем на 41 кА отключения.
Кру=124 тыс. руб. - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения к РУ.
И - издержки эксплуатации в расчётном году:
(3.2)
где Иа =а?К - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт), а - норма амортизационных отчислений,1/год. Принимаем а = 6.4%; И0 =b?К - издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала), b - норма отчислений на обслуживание,1/год. Принимаем b = 2%.
?W - потери энергии кВт*ч
? - стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии коп/(кВт*ч) (? = 1,15 коп/(кВт*ч).
Потери электроэнергии в реакторе определяются следующим образом:
, (3.3)
Где Рном - номинальные потери мощности, кВт; max- максимальный ток через реактор, А;ном- номинальный ток реактора, А;
Т - продолжительность работы реактора (принимаем Т = 8760 ч), [1, с.395]
тогда потери в реакторе:
Суммарные годовые потери:
В конечном итоге имеем:
Вариант 2.
Рисунок 3.2
Во втором варианте структурной схемы в отличие от первого, связь с РУ 110 кВ осуществляется через подстанцию (потребителей) 35 кВ (рисунок 3.2). Связь ГТЭС с РУ 35 кВ осуществляется через два трансформатора связи, также предусматривается резервный трансформатор когда один из трансформаторов выйдет из строя. Расчетная мощность трансформаторов связи:
Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу потребителям всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд. Электростанция работает в базовом режиме с постоянной нагрузкой. Поэтому критерием выбора трансформаторов связи будет, то что бы один трансформатор мог выдать полную мощность ГТЭС.
, (3.4)
где РГТЭС - активная мощность ГТЭС,
РС.Н. - активная мощность собственных нужд ГТЭС,
РС.Н.=5%•РГТЭС= 1,175 МВт,ГТЭС - реактивная мощность ГТЭС,С.Н. - реактивная мощность собственных нужд ГТЭС,С.Н.= 7%•QГТЭС =1,236 Мвар,
К установке принимаются трансформаторы типа ТД- 16000/35 с номинальными параметрами:ном= 16 МВА; UВН= 38,5 МВ; UНН= 6,3 МВ; PХ= 17 кВт; PК= 85 кВт; UК= 10 %.
При аварии одного трансформатора ГТЭС разгружается на 11,86 МВА, на время замены его на резервный. Рассчитаем ущерб от недоотпущенной электроэнергии, для этого рассчитаем надежность трансформаторов:
Порядок расчёта:
Необходимо задать расчётное время tр, исходя из предполагаемого срока существования данной схемы распределительного устройства. При отсутствии сведений о сроке существования схемы расчётное время принимается равным одному году (8760 ч).
Задаются расчёт?/p>