vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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 №125 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 кз 0,8
Выбираем трансформаторов с коэффициентом загрузки кз=0,8
Определяем значение полной мощности:
S |
S |
|
; |
|
max |
||||
|
|
|||
|
n k |
з |
|
|
(2.30)
S |
97,2 |
121,5кВА. |
|
1 0,8 |
|||
|
|
Предполагаем к установке трансформатор ТМ-160/10.
Проверяем выбранную трансформаторную мощность по коэффициенту загрузки:
k |
з |
|
|
n |
|
|
|
S |
|
max |
|
S |
ном. |
|
|
; |
|
(2.31) |
|
т |
|
|
|
kз |
97,2 |
0,6 . |
|
1 160 |
|||
|
|
Проверяем выбранную мощность трансформатора по коэффициенту на после аварийный режим:
1,4Sном Smax 1,2 ;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
т.к. нагрузки 2 и 3 категории
S |
max |
S |
|
|
max |
|
составляют 80%, то
0,8 |
; |
(2.32) |
S |
max |
97,2 0,8 77,6кВА |
|
|
1,4 160кВА
77,76кВА
, то
224кВА 64,53кВА
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.
I |
|
|
|
Р |
|
; |
|
|
ном.дв |
||||
|
|
|
|
|
||
|
дв0,4 |
3 |
U |
|
cos |
|
|
|
ном |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
(2.33)
I |
|
|
32000 |
67,8А. |
|
дв0,4 |
380 0,86 0,84 |
||||
|
3 |
|
|||
|
|
|
Ток на вторичной обмотке силового трансформатора:
I |
|
|
S |
ном.тр |
; |
||
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|||
|
2 H |
|
3 |
U |
|
|
|
|
|
|
нн |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
I |
|
|
160 |
231,2 А; |
||
2 H |
3 |
0,4 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
(2.34)
I |
дв.0,4 |
|
n I |
2 H |
; |
|
|
(2.35)
67,8 3A 231,2А; 203А 231,2 А.
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:
(2.36)
Sдв 
3 100 25,5 10 3 44,115кВА.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Предполагаем к установке трансформатор ТМП 100/1170.
Проверяем трансформатор по мощности по условию:
Sдв. Sтр. |
(2.10) |
44,115кВА 100кВА |
|
Трансформатор по мощности подходит.
Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке:
I |
|
|
S |
|
2н |
3U |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
2н |
|
|
|
|
|
,(2.37)
где U2н - напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.
I |
|
|
100000 |
55,3А |
||
2н |
1,73 |
1045 |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
Для нормальной работы необходимо
I |
дв. |
I |
2н |
|
|
||
|
|
25,5А |
|
выполнение условия:
(2.38)
55,3А
Делаем проверку трансформатора по номинальному напряжению на
вторичной обмотке:
U |
низ. |
U |
ном.тр. |
U |
в ыс. |
|
|
|
920В 1000В 1170В
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.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
|
|
Таблица 2.5 |
|
|
|
|
|
|
Тип трансформатора |
Номинальная мощность, |
ВН, |
НН, |
|
|
кВА |
В |
В |
|
|
|
|
|
|
ТМП 100/1170 |
100 |
380 |
920-1170 |
|
|
|
|
|
|
2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа
трансформатора и величины напряжения
Вариант 1. Напряжение питающей линии10 кВ, силовые
трансформаторы – ТМ-160/10.
Капитальные затраты установленного оборудования и линии.
Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и
железобетонными опорами. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Экономическое сечение при работе куста в течении |
|
Ти |
5000ч за год |
||||||||||||
определяется для экономической плотности тока |
j 1 А мм |
2 |
при расчетном |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
токе одной линии: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S |
|
|
|
, |
|
|
|
(2.39) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
I расч. |
3 U |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
ном. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
I |
|
|
|
160 |
9,2А |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
расч. |
|
1,73 |
10 |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sэк. |
|
расч. |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
(2.40) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
j |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sэк. |
|
|
9,2 |
|
9,2мм2 |
|
|
|
|
||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Принимаем сечение АС 16мм |
2 |
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 60 тыс.руб./км..
Тогда при одной линии l=10км.,
KЛ 60 10 600тыс.руб.
В соответствии с нагрузкой куста установлены два трансформатора типа ТМ-160/10 мощностью по 160 кВА.
Паспортные данные трансформаторов:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
U |
k |
|
4.5%,
Pх.х
0,54кВт,
P |
2,65кВТ . |
к.з |
|
|
|
Стоимость трансформаторов |
|
|
K 2 2,5 5,0тыс.руб. |
|
|
Т |
На стороне 10 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 |
||
предохранителей общей стоимостью |
||
K |
O |
2 1500 6 860 6 628 11,86тыс.руб. |
|
|
|
Суммарные капитальные затраты:
K
K |
Л |
K |
Т |
K |
О |
|
|
|
,
(2.41)
K 600 5 11,86 616,86тыс. руб.
Эксплуатационные расходы.
Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16 мм 2 составляют
P |
0,6 Вт ( А |
Л |
|
Тогда для расчетного тока одной линии
линии:
км).
I расч.
10,3А
активные потери в
PЛ
pЛ
I 2 расч.
l
,
(2.42)
P |
0,6 10,3 |
10 0,6кВт |
|
2 |
|
Л |
|
|
Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:
Q |
|
i S |
ном.т |
|
|||
|
|
|
|
x.x |
|
100 |
|
|
|
||
,
(2.43)
0,54 160
Q 0,86кВАр
x.x 100
Реактивные потери короткого замыкания:
Q |
|
U |
k |
S |
ном.т |
|
|
||||
|
|
|
|
||
к |
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
||
Qк 4,5 160 100
,(2.44)
7,2кВАр.
Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
|
Рм Кэк. Qк , |
(2.45) |
|
Pм |
|||
|
P |
2,65 0,36 7,2 5,24кВт |
|
|
м |
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
где
К |
эк. |
0,36 кВт кВАр |
|
|
Полные потери в трансформаторах:
Р |
|
|
|
|
|
|
К |
2 |
, |
2 Р |
Р |
|
|||||||
Т |
|
|
х.х |
|
|
м |
З |
|
|
|
|
|
где КЗ |
|
0,56 |
0,93 |
|
|
|
|
|
|
0,59 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
|
2 0,59 |
|
|
2 |
10,2кВт |
||
|
|
5,24 0,93 |
|||||||
|
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
Полные потери в линии и трансформаторах: |
|
|
|||||||
|
Р |
РЛ РТ |
, |
|
|
|
|
(2.47) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(2.46)
Стоимость потерь при
Р |
0,6 10,2 10,8кВт |
|
|
С |
1,85 руб. кВт ч |
О |
|
С |
1,85 10,8 6300 125,87тыс.руб. |
П |
|
Средняя мощность амортизационных отчислений
[2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:
Р |
6,3% |
а |
|
С |
|
0,063 К |
|
а |
|
|
|
,
(2.48)
С |
0,063 616,86 38,86тыс.руб. |
|
а |
|
|
Суммарные годовые эксплуатационные расходы: |
||
Сгод СП Са , |
(2.49) |
|
С |
125,87 38,86 164,73тыс.руб. |
|
год |
|
|
Суммарные затраты:
З С |
|
0,125 К |
|
год |
|
|
|
,
(2.50)
З 164,73 0,125 616,86 248,84тыс. руб.
Потери электроэнергии: |
|
|
W P |
Тгод , |
(2.51) |
|
|
|
W 10,8 6300 68,04МВт ч
Расход цветного металла (алюминия):
G g l , |
(2.52) |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
где
g 44кг.
км. [1 с.459 табл.7.35] G 44 10 440кг.
Вариант II. Напряжение питающей линии – 6 кВ, силовых
трансформаторы – ТМ-250/6
Капитальные затраты установленного оборудования и линии.
Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и
железобетонными опорами. |
|
|
|
Экономическое сечение при работе куста в течении |
|
Ти 5000ч за год |
|
определяется для экономической плотности тока |
j 1 А мм |
2 |
при расчетном |
|
|
|
|
токе одной линии:
I |
|
расч. |
|
S |
эк. |
|
|
|
|
S |
|
|
, |
|
(2.54) |
|
3 U |
|
|
|||||
ном. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||
|
I |
|
|
|
250 |
24,1А |
|
|
|
|
|
|
|||
|
расч. |
|
1,73 |
6 |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
I |
|
, |
|
|
|
(2.55) |
|
расч. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||
|
j |
|
|
|
|
|
|
S |
|
|
24,1 |
24,1мм |
2 |
эк. |
1 |
|
|||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Принимаем сечение |
АС 25мм |
2 |
. |
|
|
|
Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного
на железобетонных опорах, 65 тыс.руб./км..
Тогда при одной линии l=10км.,
K |
Л |
65 10 650тыс.руб. |
|
|
В соответствии с нагрузкой куста установлены два транс форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА.
Паспортные данные трансформаторов:
Uk
4.5%,
Pх.х
1,05кВт,
P |
3,7кВТ . |
к.з |
|
Стоимость трансформаторов KТ 2 3,5 7,0тыс.руб.
На стороне 6 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6
предохранителей общей стоимостью
KO 2 1200 6 650 6 528 9,46тыс.руб.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Суммарные капитальные затраты:
K |
|
K |
Л KТ |
KО |
, |
|
|
|
|
|
(2.56)
K |
|
650 7 9,49 666,5тыс. руб. |
|
|
Эксплуатационные расходы.
Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2 составляют
P |
1,02 Вт ( А |
Л |
|
Тогда для расчетного тока одной линии линии:
км).
I расч.
19,3А
активные потери в
P |
p |
I 2 |
l , |
(2.57) |
Л |
Л |
расч. |
|
|
|
P |
|
2 |
10 3,79кВт |
|
1,02 19,3 |
|||
|
Л |
|
|
|
Потери в трансформаторах: реактивные
Qx.x |
|
i S |
ном.т |
, |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
потери холостого хода:
(2.58)
Q |
|
0,54 250 |
1,35кВАр |
|
|||
x.x |
|
100 |
|
|
|
|
Реактивные потери короткого замыкания:
Qк |
|
U |
k |
S |
ном.т |
, |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
100 |
|
|
(2.59)
Q |
|
4,5 250 |
11,25кВАр. |
|
|||
к |
|
100 |
|
|
|
|
Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
P |
Р |
К |
эк. |
Q |
, |
(2.60) |
м |
м |
|
к |
|
|
|
|
P |
3,7 0,36 11,25 7,75кВт |
|
|||
|
м |
|
|
|
|
|
Где
К |
эк. |
0,36 кВт кВАр |
|
|
Полные потери в трансформаторах:
Р |
|
|
|
|
К |
2 |
, |
2 Р |
Р |
|
|||||
Т |
|
х.х |
|
м |
З |
|
|
где КЗ 0,93 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
2 1,05 7,75 0,932 15,5кВт |
|||||
|
Т |
|
|
|
|
|
|
(2.61)
Полные потери в линии и трансформаторах:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Р
РЛ
РТ
,
(2.62)
|
Р |
3,79 15,5 19,3кВт |
|
|
|
Стоимость потерь при СО 1,85 руб. кВт ч |
||
С |
1,85 19,3 6300 224,94тыс.руб. |
|
П |
|
|
Средняя мощность амортизационных отчислений
[2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:
Р |
6,3% |
а |
|
С |
0,063 666,5 41,99тыс.руб. |
а |
|
Суммарные годовые эксплуатационные расходы:
Сгод 224,94 41,99 266,93тыс.руб.
Суммарные затраты:
З 266,93 0,125 666,5 350,24тыс. руб.
Потери электроэнергии:
W 19,3 6300 121,59МВт ч
Расход цветного металла (алюминия):
где g 67,9кг
км. [1 с.459 табл.7.35]
G 67,9 10 679кг.
|
|
|
|
|
Таблица 2.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
|
|
капиталь-ные |
эксплуа- |
суммар-ные |
масса |
потери |
|
Варианты |
затраты |
тацонные |
затраты, |
цветного |
электро- |
|
|
тыс.руб. |
расходы, |
тыс.руб. |
металла, |
энергии, |
|
|
|
тыс.руб. |
|
кг. |
МВт ч |
|
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.