курсач. Модернизация серийной электростанции паэс 2500 с установкой турбодетандера
 Скачать 1.44 Mb.
|
|
1.4 Разработка системы электроснабжения на собственные нужды Собственные нужды газокомпрессорной станции включают потребление электроэнергии на собственные технологические нужды – охлаждение транспортируемого газа после нагнетателей, средства автоматики, регулирования, ТЗ и КИП и А, освещения станции и самой энергетической установки. Низковольтное распределительное устройство (НК РУСН) является источником питания 0,4 кВ всех агрегатов газокомпрессорной станции. Ввод электроэнергии реализован с понижающего трансформатора 10/0,4, который в свою очередь запитан от генератора ГТУ собственных нужд. После вводной ячейки НК РУСН смонтированы 10 сборок: 3х3 сборки на нужды ГТУ, 1 – технологические нужды газокомпрессорной станции. Произведем расчет собственных нужд методом коэффициента максимума. Для этого необходимо определить Pm, Qm, Sm. Рм=КмРсм; [1.4.1] Qм=КмQсм; [1.4.2] Sм= ; [1.4.3] Где: Рм – максимальная активная нагрузка;кВт; Qм - максимальная реактивная нагрузка, квар; Км – коэффициент максимума активной нагрузки; Км– коэффициент максимума реактивной нагрузки; Рсм - средняя активная мощность за смену; кВт; Qсм - средняя реактивная мощность за смену; квар; Рсм=КиРн; [1.4.4] Рн – установленная мощность; Ки – коэффициент использования электроприемников; турбодетандер электроснабжение проводник распределительный Qсм= Рсмtgφ; [1.4.5] tgφ – коэффициент реактивной мощности. Рн – установленная мощность. Км определяются по таблице; функция от Ки, nэ. Где nэ - это функция от количества электроприемников n, показателя силовой сборки m, коэффициент использования Kис, установленная мощность Рн. Таблица 1.2. Распределительный пункт №1 №п/п Наименование агрегата Руст, кВт Ки 1. Нагнетающий маслонасос смазки ГТД 1,5 0,6 2. Всасывающий маслонасос смазки ГТД 1,5 0,6 3. Маслонасос откачки из маслобака 1,5 0,6 4. Насос подачи смазки подшипников генератора 1,5 0,6 4. Насос откачки утечек 1,5 0,12 5. Задвижка на контуре масла маслобак-маслоохладитель 1,5 0,12 6. Задвижка на контуре масла маслоохладитель-маслофильтр 2,2 0,12 7. Задвижка откачки масла из маслобака генератора 2,2 0,12 8. Нагреватель масла в маслобаке ГТД 2,2 0,1 9. Нагреватель масла в маслобаке нагнетателя 2,2 0,1 10. Вентилятор обогревателя отсека ГТД 5,5 0,12 11. Вентилятор обогревателя отсека ГТД(резерв) 5,5 0,12 12. Вентилятор обогревателя отсека БТА 5,5 0,12 13. Вентилятор обогревателя отсека БТА (резерв) 5,5 0,12 14. ТЭН обогревателя помещения маслоблока 2 0,2 15. ТЭН обогревателя отсека ГТД 2 0,12 16. ТЭН обогревателя ГТД (резерв) 2 0,12 17. ТЭН обогревателя помещения БТА 2 0,12 18. ТЭН обогревателя помещения БТА ( резерв) 2 0,12 19. ТЭН обогревателя помещения генератора 2 0,2 20. ТЭН обогревателя помещения генератора резерв 2 0,2 21. ПЧ стартера №1, стартер 55 0,1 22. ПЧ стартера №2, стартер 55 0,1 23. ПЧ стартера №2, стартер 55 0,1 24. Аварийное освещение помещения блока ГТД 2,5 0,1 25. Устройство контроля температуры в помещении ГТД 2 0,8 26. Освещение помещения БТА 2 0,5 27. Освещение помещения ГТД 2,5 0,5 28. Освещение помещения укрытия генератора 2,5 0,5 29. Освещение помещения маслоблока 2 0,5 30. Щит управления блоком промывки 2,5 0,1 Распределительный пункт №1. Суммарная мощность – 234,6 кВт; мощность за смену Рсм=26,9 кВт; Тогда: n=30; m=Pмакс /Рмин= 55/2=27,5 – силовой показатель сборки; Кис=ΣРсм/ΣРн =26,9/234,6=0,12 – средний коэффициент использования. Необходимо определить эффективное количество электроприемников: nэф= nэф* n; где nэф* определим как функцию от n` и Р`, в свою очередь величины определим как: n`= n1/n=3/31=0.1; Р`=P1/P=55*3/234=0.66 – отношение количества и мощности электроприемников с максимальной мощностью ко всем электроприемникам. Тогда из таблицы определим nэф*. Что в свою очередь даст возможность рассчитать nэф. nэф= nэф* 0,22*30=6,6. Тогда, зная число эффективных приемников (6,6) и средний коэффициент использования Кис (0,12), найдем по таблице Км=2,7. Тогда определим максимальные мощности: активную, реактивную, полную. Рм=КмРсм; Qм=КмQсм; Sм= ; Рм=Км Рсм =2,7 26,9=72,63 кВт; Qм=Км Qсм=2,7 26,9 1,33=96,8 квар; S= =(72.632+96.82)0.5=121 кВА. Это максимальная мощность по сборке №1 Таблица 1.3. Распределительный пункт №2 №пп Наименование Руст, кВт Кис 30. Блок питания плазменных воспламенителей 1,2 0,1 31. Установка для осушки воздуха 1,2 0,2 32. Электровентилятор вытяжной КВОУ 2,2 0,6 33. Клапан-заслонка короба вентилятора №1 1,8 0,6 34. Клапан-заслонка короба вентилятора №2 1,8 0,6 35. Клапан-заслонка короба вентилятора №3 1,8 0,6 36. Клапан-заслонка короба вентилятора №4 1,8 0,6 37. Клапан-заслонка воздуховода помещения ГТД 1,8 0,6 38. Клапан-заслонка воздуховода помещения маслоблока 1,8 0,6 39. Вентилятор №1 5,5 0,6 40. Вентилятор №2 5,5 0,6 41. Вентилятор №3 5,5 0,6 42. Вентилятор №4 5,5 0,6 43. Вентилятор помещения ГТД 5,5 0,6 44. Резерв 45. Резерв 46. Клапан подачи горячего воздуха на КВОУ 2,2 0,2 47. Задвижка подачи воды в маслоохладитель 2,2 0,1 48. Регулятор подачи воды в маслоохладитель 0,5 0,12 Суммарная мощность – 47,3 кВт; мощность за смену ΣРсм=ΣРiKi= 26,62 кВт; Тогда: n=16; m=5,5/0,5=11 – силовой показатель сборки; Кис= ΣРсм/ΣРн =26,62/47,3=0,56. Необходимо определить эффективное количество электроприемников: Из таблицы следует, что при значениях n =16; m=11; Кис =0,56 nэф определим как: nэф = 2Рн/Рннб=2 47,3/5,5=17,2. Тогда, определим Км =1,21. Тогда: Рм= Км Рсм =1,21 26,62=32,2 кВт; Qм= Км Qсм =1,21 26,62 1,33=42,8 квар; S= =(32,32+42,82)0.5=53,7 кВА. Это максимальная мощность по сборке №2 Таблица 1.4. Распределительный пункт №3. №пп Наименование Руст, кВт Кис 30. Блок питания плазменных воспламенителей 2,5 0,12 31. Установка для осушки воздуха 2,5 0,12 32. Электровентилятор вытяжной КВОУ 2,2 0,6 33. Клапан-заслонка короба вентилятора №1 1,8 0,12 34. Клапан-заслонка короба вентилятора №2 1,8 0,12 35. Клапан-заслонка короба вентилятора №3 1,8 0,12 36. Клапан-заслонка короба вентилятора №4 1,8 0,12 37. Клапан-заслонка воздуховода помещения ГТД 1,8 0,12 38. Клапан-заслонка воздуховода помещения маслоблока 1,8 0,12 39. Электропривода задвижек по газу газокомпрессорной станции 2,2 0,2 40. Электрифицированные клапаны отсечные 1,8 0,12 41. Средства КИП и А 1,8 0,6 Суммарная мощность – 22 кВт; мощность за смену ΣРсм=4,75 кВт; Тогда: n=11; m=Рмакс / Рмин= 2,2/1,8=1,21 – силовой показатель сборки; Кис= ΣРсм/ΣРн =4,75/22=0,22. Необходимо определить эффективное количество электроприемников: Из таблицы следует, что при значениях n =11; m=1,21;Кис =0,22 nэф определим как: nэф = n=11 Тогда, определим Км =1,8. Тогда: Рм= Рм= Км Рсм =1,8 4,75=8,55 кВт; Qм= Км Qсм =1,8 4,75 1,33=11,375 квар; S= =(32,32+42,82)0.5=14,2 кВА. Это максимальная мощность по сборке №3. Таблица 1.5. Распределительные пункты №4…9 – тип ПР852051 6УХЛ26Т2; № п./п Наименование Количество Руст, кВт Кис 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Вентиляторы охлаждения газа Итого 5/24 5/24 5/24 5/24 6/24 6/24 6/24 38/24 120 144 912 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Суммарная мощность – 912 кВт; мощность за смену Рсм=547,2 кВт; Тогда: n=38; Кис=0,6; Нагрузка постоянная, значит nэф=n=38. Тогда, определим Км =1,12. Тогда: Рмакс=Рсм Км=0,6 120 1,12=80,64 кВт (сборки 4..7) Рмакс=Рсм Км=0,6 144 1,12=96,8 кВт; (сборки 8..10). Соответственно определим Qмакс: Qм= Км Qсм=1,12 120 квар; (сборки 4..7) Qм= Км Qсм=1,12 6=72,6 квар. (сборки 8..10). S= =(80,62+60,52)0.5=100,79 кВА. (сборки 4..7) S= =(96,82+72,62)0.5=121 кВА. (сборки 8..10). Распределительные пункты №1,2,3; – сборки с которых запитаны механизмы собственных нужд ГТУ. Распределительные пункты №4-10 – запитаны вентиляторы охлаждения. На газокомпрессорной станции ГТУ – 3. Две установки приводят в движение нагнетатели, одна – выработка электроэнергии. С учетом этого, суммарная мощность потребляемой электроэнергии газокомпрессорной станции составит: S=3S1+3S2+3S3+S4..10=3 14,2+3 53,7+3 121+766=1332 кВА. Зная максимальную мощность можно найти максимальный ток, что в свою очередь определит марку вводного автоматического выключателя, кабеля, тип распределительного пункта. I1=S/ =14,2/1,73 0,4 =23 А I2=S/ =53,7/1,73 0,4 =87 А I3=S/ =121/1,73 0,4 =186 А I4=S/ =100/1,73 0,4 =162 А I5=S/ =121/1,73 0,4 =186 А Пункты распределительные ПР85 предназначены для ввода и распределения электрической энергии, защиты электрических установок при перегрузках и коротких замыканиях, для нечастых (до 6 в час) оперативных коммутаций электрических цепей и пусков асинхронных двигателей. ПР85 устанавливаются в трехфазных сетях напряжения 380/220 В переменного тока частотой 50 Гц с глухозаземленной нейтралью. ПР85 и ПР88 изготавливаются: . с трехполюсными и однополюсными автоматическими выключателями; . с трехфазными и однофазными счетчиками; . с устройствами защитного отключения (УЗО). Устанавливаем ПР с вводными трехфазными автоматическими выключателями на вводе и с глухо заземлённой нейтралью. Самая распространённая в нашей стране система заземления – это система "TN-C". Данный тип заземления устроен таким образом: заземлитель (контур заземления) установлен на трансформаторной подстанции, к нему присоединен нулевой проводник, который идет к потребителю и выполняет функцию рабочего и защитного проводника. Обозначается он "PEN"-проводником. Присоединив корпус электроустановки к "PEN"-проводнику получаем тип защиты, который называется "занулением". Электропроводка при этом выполняется двухжильным или четырехжильным кабелем, контакты защитных проводников (заземления) в розетках и светильниках отсутствуют. Достоинством системы заземления "TN-C" считается простота и дешевизна электромонтажа, но в ущерб электробезопасности, так как существует реальная опасность поражения людей электрическим током, что приводит к летальным исходам. При использовании такой системы заземления, защитные аппараты защищают только электрическую сеть от сверхтоков короткого замыкания, но не защищают людей от поражения электрическим током. Система TN-C-S - система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части, начиная от источника питания. Определив нагрузки, номинальный ток выбрали тип распределительных пунктов и вводных автоматов питания. Данные занесены в таблицу. Таблица 1.6. Распределительные пункты, вводные автоматы. № п/п Тип РП Руст, кВт I ном, А Тип автомата 1 ПР8520126УХЛ26Т2 14,2 23 ВА51-25 2 ПР8520126УХЛ26Т2 53,7 87 ВА51-31 3 ПР8520126УХЛ26Т2 121 186 ВА51-39 4 ПР852051 6УХЛ26Т2 100,8 162 ВА51-39 5 ПР852051 6УХЛ26Т2 100,8 162 ВА51-39 6 ПР852051 6УХЛ26Т2 100,8 162 ВА51-39 7 ПР852051 6УХЛ26Т2 100,8 162 ВА51-39 8 ПР852051 6УХЛ26Т2 121 186 ВА51-39 9 ПР852051 6УХЛ26Т2 121 186 ВА51-39 10 ПР852051 6УХЛ26Т2 121 186 ВА51-39 Рис. 1.6. Внешний вид РП85. 1.5 Разработка трансформаторной подстанции, выбор трансформатора Определим марку трансформатора 10/0,4 кВ. Максимальная мощность всех потребителей участка Sмакс=ΣSiмакс; =1332 кВА. Определим потери в трансформаторе: ΔР=0,02 Sнн; [1.5.1]; ΔQ=0,1 Sнн; [1.5.2]; ΔS= ΔР2+ ΔQ2 [1.5.3]; Sвн=Sнн+ ΔS; [1.5.4]; ΔР=0,02Sнн=0,02 1332=27 кВт; ΔQ=0,1Sнн=0,1 1332=133,2 квар; ΔS= = 272+1332=135 кВА S=1332+135=1467 кВА – полная мощность трансформатора ТП. Ближайший по мощности трансформатор ТМГ1600 кВА; 10/0,4 кВ; Uk=5.23%; группа соединений Y/Y. Трансформатор масляный серии ТМГ-1600 а так же типа ТМ, ТМФ, ТМГФ предназначен для работы в электросетях напряжением 6 или 10кВ в открытых электроустановках в условиях умеренного климата (исполнение У1 по ГОСТ 15150-69); служит для понижения высокого напряжения питающей электросети до установленного уровня потребления. Гарантированный срок эксплуатации трансформатора ТМГ-1600 – 3 года со дня ввода трансформатора в эксплуатацию. Установленная наработка на отказ – не менее 25000 ч. Полный срок службы ТМГ-1600 – не менее 30 лет. Частота питающей сети – 50Гц. Напряжение на стороне ВН – 6; 6,3; 10; 10,5 кВ. Напряжение на стороне НН – 0,4; 0,23 и 0,69 кВ. 1.5.1 Состав и устройство трансформатора ТМГ-1600 Трансформатор ТМГ-1600 состоит из: бака с радиаторами, крышки бака, активной части. Бак снабжен пробкой для взятия пробы масла и пластиной для заземления трансформатора. Наружная поверхность бака окрашена атмосферостойкими серыми, светло-серыми или темно-серыми красками (возможно изменение тона окраски). Все уплотнения трансформатора выполнены из маслостойкой резины. Бак трансформатора состоит из: . стенок, выполненных из стального листа толщиной от 2,5 мм до 4 мм. (в зависимости от мощности трансформатора); . верхней рамы; . радиаторов; . петель для подъема трансформатора . дна с опорными лапами (швеллерами). На крышке трансформаторов ТМГ установлены: . вводы ВН и НН . привод переключателя; . петли для подъёма трансформатора . предохранительный клапан (на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ), . мембранно–предохранительное устройство . мановакуумметр . Контрольно-измерительные приборы и сигнальная аппаратура трансформатора ТМГ-1600. Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла, который расположен на стенке бака. При наличии термоузла дополнительно осуществляется контроль температуры верхних слоев масла в баке трансформатора спиртовым термометром. Рассмотрим ниже технические данные трансформатора ТМГ. Таблица 1.7. Технические характеристики трансформаторов ТМГ-1600 Тип Класс напряжения, кВ S, кВА 𝞓S, х.х. Вт 𝞓S, к.з. Вт Габариты, м Uк.з. при 75ºС Масса, кг Общая масса, кг L B H A ТМГ-1600 6,10 1600 1950 15800 1965 1250 1985 820 6 910 4560 ТМГ-1600 35 1600 2100 15800 2015 1250 2135 820 7 970 4800 Рис. 1.6 Внешний вид ТМГ 1600. 1.6 Разработка системы электроснабжения, выбор проводников Кабели подразделяют по материалу, из которого изготовлены их токопроводящие жилы (медь, алюминий), изоляции и материалов из которых она изготовлена, степени герметичности и защищенности кабелей от механических повреждений. Ток, проходящий по проводнику длительное время и не перегревающий его выше допустимой температуры, называется допустимым током по нагреву. Согласно требованиям ПУЭ сечения проводников выбираются по условию: I доп. > I расч. Допустимые токи определяются из ПУЭ в зависимости от марки проводника. Величину тока определим по формуле: [1.6.1]; Где: Р – мощность установки, станка, агрегата; U - напряжение питающей сети, U=0,4 кВ; Cosφ – коэффициент мощности, величина соотношения активной и полной мощностей; η– кпд установки, соотношение полезной к затраченной мощности. КПД примем равному 0,89. Отношение Р/cosφ – суть полной мощности, S. Тогда: I1=S/1,73 14,2/1,73 0,4 =23 А; I2= S/1,73 53,7/1,73 0,4 =87 А; I3= S/1,73 121/1,73 0,4 =186 А; I4= S/1,73 100/1,73 0,4 =162 А; Для расчета сечения кабеля необходимо учесть время работы установки, что отражается в коэффициенте j, j=1 (проводник – алюминиевый, время более 5000 ч) S=Iмакс/j=23/1=23 S=Iмакс/j=54/1=54 S=Iмакс/j=121/1=121 S=Iмакс/j=100/1=100 S=Iмакс/j=23/1=23 Таблица 1.8. Расчет проводников № ПР Sмакс, кВА Iмакс, А Марка кабеля Iдоп, А 1 14,2 23 АВВГ3 62 2 53,7 87 АВВГ3 109 3 121 186 АВВГ3 200 4 100,8 162 АВВГ3×70 167 5 100,8 162 АВВГ3×70 167 6 100,8 162 АВВГ3×70 167 7 100,8 162 АВВГ3×70 167 8 121 186 АВВГ3×95 200 9 121 186 АВВГ3×95 200 10 121 186 АВВГ3×95 200 1.7 Разработка систем защиты электроприемников. Выбор аппаратов защиты Аппараты защиты по своей отключающей способности должны соответствовать максимальному значению тока КЗ в начале защищаемого участка электрической сети. Автоматические выключатели обеспечивают одновременно функции коммутации силовых цепей и защиты электроприемников от перегрузки и коротких замыканий. Автоматические выключатели имеют тепловой расцепитель и электродинамический, также снабжаются дугогасящими камерами. Автоматы выбирают по их номинальному току. Iт1,25*Iн - токи уставки теплового расцепителя; [1.7.1]; Iэ1,2 *Iпуск - токи уставки электродинамического расцепителя. [1.7.2]; Определим марку выключателей и разъединителей. Для этого определим значения тока на высокой стороне и низкой. Iвн=S/ U=1467/1,73 10=85 А; Iнн=1467/1,73 0,4=2120 А; На стороне 10 кВ выбираются кварцевые предохранители 10 кВ типа ПКТ-103-10-50-31,5; Iн=50А; Iноткл=31,5кА. Высоковольтный предохранитель ПКТ 103-10-50-31,5-У3 предназначен для защиты электрооборудования от токов перегрузки короткого замыкания. При повышения тока выше расчетных значений плавкая вставка начинает нагреваться и перегорает согласно время-токовой характеристики предохранителя, тем самым разрывая электрическую цепь и защищая оборудование. Нa стороне 0,4 кВ трансформатора выберем автоматический выключатель Электрон 3000, Iн=3 kА, Iнр=4 kА; номинальный ток подобран с учетом возможной перегрузки до 1,4—1,8 номинального тока. На стороне 0,4 кВ выбираем автоматы питания серии ВА 51-25,31,39; основная сфера использования - КТП, вводно распределительные устройства При эксплуатации выключателя на высоте над уровнем моря свыше |