МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра “Электроэнергетики”
на тему: «Электрификация компрессорной станции магистрального газопровода».
Выполнил: студент гр. ЭАП-96-1,
(подпись)
Руководитель: к. т.н., доцент
(подпись)
Дата защиты __________________ Оценка ______________________
Тюмень 2000
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
На рис. 1 приведена схема технологической обвязки компрессорной станции (КС) магистрального газопровода. Она включает в себя пять компрессорных агрегатов типа . Приводными электродвигателями данных компрессорных агрегатов являются синхронные электродвигатели. Напряжение питания компрессорной станции 110 кВ.
Требуется:
1. Рассчитать необходимую мощность приводных электродвигателей и выбрать их тип.
2. Разработать и описать схему электроснабжения станции.
3. Рассчитать и выбрать мощности трансформаторов подстанции для объекта.
4. Разработать и описать систему автоматического управления электроприводом установки.
5. Произвести расчет и выбор основного электрооборудования системы электроснабжения и электропривода установки.
РЕФЕРАТ
Курсовая работа 34 с., 4 рис., 2 табл., 7 источников, 3 прил.
КОМПРЕССОР, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, ТРАНСФОРМАТОР, ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, КОМПЛЕКТНОЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО (КРУ),.
Объектом исследования является компрессорная станция магистрального газопровода.
Цель работы - разработка системы электроснабжения и системы автоматического управления электроприводом установки.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….….5
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………..………………….……6
2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КС ……………………………...……………………7
2.1. Расчет электрических нагрузок………………………………………………..7
2.2. Выбор мощности трансформаторов………………………………………….10
2.3. Выбор высоковольтного оборудования……………………………………...11
2.3.1. Выбор сечения проводов и кабелей………………………………………...11
2.3.2. Выбор коммутационных аппаратов………………………………………...12
2.4. Релейная защита трансформатора……………………………………………16
3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА МИКРО-ПРОЦЕССОРНОЙ БАЗЕ…………….……………………….………………..22
3.1. Основные функции комплекта цифровой защиты трансформаторов RET 316 ……………………………………………………………………………..22
3.2. Конструкция RET 316………………………………….……………………23
3.3. Программное обеспечение RET 316……………………………………….25
3.4. Связь человек – машина ……………………………………………………26
3.5. Самоконтроль и тестирование RET 316 …………………………………..27
3.6. Технические характеристики ………………………………………………27
3.7. Особенности защит, встроенных в RET 316 ……………………………...28
3.8. Подключение RET 316 к силовому трансформатору …………………….39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………………………………30
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………………….31
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ………………………………………………………………….32
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ………………………………………………………………….33
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 ………………………………………………………………….34
ВВЕДЕНИЕ
Одной из составляющих энергетики промышленно развитых стран, в том числе и России является газовая промышленность. Базу данной отрасли представляют месторождения природного газа, которые, как правило, удалены от основных потребителей их продукции — энергетических и химических производств, предприятий черной металлургии и крупных коммунальных хозяйств — на многие сотни километров.
На существующем этапе технического прогресса основным и по сути единственным средством доставки газа в больших объемах и на значительные расстояния является трубопроводный транспорт.
В связи с возрастающими потребностями народного хозяйства в природном газе растет дальность его транспортировки. Природный газ транспортируется по магистральным газопроводам, составной частью которых являются компрессорные станции. Назначение компрессорных станций – поддержание в магистральном газопроводе рабочего давления – одного из основных параметров, влияющих на пропускную способность магистрального газопровода.
Компрессорные станции располагают на магистральном газопроводе на расстоянии 80 – 125 км друг от друга в зависимости от расчетных параметров газопровода. Для перекачки газа применяются центробежные нагнетатели, приводом которых служат газовые турбины мощностью 6, 10, 16 и 25 МВт, как стационарные, так и авиационные, судовые, асинхронные и синхронные трехфазные электродвигатели мощностью от 4 до 12,5 МВт.
Электроприводные нагнетатели требуют мощных электрических подстанций 110/10 (6) кВ, 35/10 (6) кВ, предназначенных для питания электродвигателей.
От типа газоперекачивающего агрегата зависит и набор вспомогательного оборудования, предназначенного для работы непосредственно газоперекачивающего агрегата.
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Компрессорные станции выполняют свою главную функцию – компримирование газа – благодаря согласованному взаимодействию различного оборудования, размещенного на территории КС. Данное оборудование в соответствии с его ролью в технологическом процессе подразделяется на две группы:
– основное технологическое оборудование;
– оборудование подсобно-вспомогательного назначения.
Основное технологическое оборудование выполняет работу по непосредственному транспорту газа. К нему относятся устройства очистки газа от механических примесей перед компримированием газового потока, газоперекачивающие агрегаты и установки охлаждения газа. Перечисленное оборудование сосредоточено на соответствующих узлах – узлах очистки, компримирования и и охлаждения газа. Узел компримирования называется компрессорным цехом.
Оборудование подсобно–вспомогательного назначения включает в себя многообразные технические средства, обеспечивающие нормальную и бесперебойную работу основных объектов КС.
В эту вторую группу оборудования входят:
– узел подготовки газа топливного, пускового, импульсного и газа собственных нужд;
– средства связи;
– трансформаторная подстанция;
– средства водоснабжения и т. п.
Технологическая схема компрессорной станции представляет собой схему взаимного соединения основных объектов станции технологическими трубопроводами, которые объединяют сооружения КС в одно целое и придают им определенные функциональные возможности.
Схема технологической обвязки компрессорной станции приведена на рис. 1
Ввиду относительно небольшой степени сжатия газа, обеспечиваемой центробежными нагнетателями, последние соединены последовательно и объединены в группы по два. Эти группы в свою очередь работают параллельно. Пятый нагнетатель (на схеме обозначен 2) находится в резерве.
 |
Рис. 1. Технологическая схема КС
Функционирование компрессорной станции со схемой, изображенной на данном рисунке осуществляется следующим образом.
Через входной кран №7 газ из магистрального газопровода 3, пройдя через пылеуловители 4 и маслоуловители 5, поступает на вход рабочих центробежных нагнетателей 1, соединенных попарно последовательно. После двухступенчатого сжатия газ через обратные клапаны №8 и №8а направляется в магистральный газопровод.
Перемычка кранами №6, №6а, №6р, №6ар и Д между приемным и нагнетательным шлейфами создает пусковой контур КС. Перед загрузкой КС в магистраль станция работает на этот контур. Краны №6р и №6ар имеют дистанционное управление с главного щита управления КС. Они служат для регулирования производительности КС путем перепуска газа с выхода на прием и снабжены гидроприставкой, позволяющей производить их ступенчатое открывание и закрывание. При аварийной остановке одного из последовательно включенных центробежных нагнетателей у оставшегося в работе другого нагнетателя данной группы степень сжатия может превзойти предельно допустимое значение, что вызовет неустойчивую его работу и не может быть допущено.
Поэтому совместно с аварийной остановкой агрегата автоматически открывается кран №6 или №6а в соответствии с тем, в какой группе остановлен данный агрегат. Чтобы исключить резкое увеличение подачи оставшихся в работе центробежных нагнетателей при открывании кранов №6 или №6а, в перемычке пускового контура последовательно с этими кранами смонтирован кран Д с ручным управлением, выполняющий функции дросселя. Установка обратных клапанов перед кранами №8 и №8а предотвращает возможность перепуска газа со стороны выхода нагнетателя в сторону всасывания при открывании кранов №6 и №6а, т. е. при переводе КС на пусковой контур.
После сжатия газа его температура повышается и перед подачей его в магистральный газопровод он должен быть охлажден. Охлаждение газа происходит в установках охлаждения газа 7.
Краны №1, 2, 3, 3бис, 4, 5, входящие в обвязку центробежного нагнетателя, имеют автоматическое управление со щита КС и с местного узла управления краном, установленного в непосредственной близости от последнего, и ручное управление.
Краны №1 и №2 выводят агрегат из общей системы коммуникаций и вводят его в эту систему. Кран №3 – проходной и открыт при неработающем нагнетателе. Кран №4 является загрузочным и используется для продувки газом контура нагнетателя через свечу с краном №5 перед заполнением этого контура газом. Положение крана №3бис, создающего малый контур нагнетателя, дублирует положение крана №3. Оба крана закрыты при нормальной работе нагнетателя и открыты при выводе его на режим холостого хода в процессе загрузки и при остановке.
2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КС
2.1. Выбор электрических двигателей для газоперекачивающих агрегатов
На компрессорной станции имеется четыре центробежных нагнетателя типа . Основные параметры этого компрессора приведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Тип нагнетателя | Подача, млн. м3/сут. | Давление нагнетания, МПа | Степень сжатия | Частота вращения ротора, мин-1 | Диаметр рабочего колеса, мм |
| 37 | 7,46 | 1,23 | 4800 | 845 |
Для привода газоперекачивающих агрегатов такого типа применяются синхронные электродвигатели типа СТД. Основные параметры этого электродвигателя приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Двигатель | Ном. мощность, кВт | Ном. напр-е, кВ | КПД | Частота вращения, мин-1 | Кратность пускового тока | Кратность пускового момента | Cos j |
СТД | 12500 | 10 | 0,978 | 3000 | 8,86 | 2,24 | 0,9 |
2.2. Разработка схемы электроснабжения
Проектируемый объект относится к первой категории надежности электроснабжения и имеет два независимых источника питания. Электроснабжение КС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин головной подстанции.
Питание потребителей компрессорной станции обеспечивается понижающей подстанцией 110/10 кВ, сооружаемой вблизи нее и получающей электроэнергию от энергосистемы.
Понижающую подстанцию выполним тупикового типа, т. е. подстанция рассчитана на питание данной КС и эксплуатируется ее персоналом.
 |
Схема электроснабжения КС в соответствии с заданием приведена на рис. 2.1.
Рис. 2.1. Схема электроснабжения КС
Распределительное устройство 110 кВ имеет два ввода. На подстанции установлено два силовых трансформатора 110/10 кВ с расщепленной обмоткой на низкой стороне. Они обеспечивают питание полной нагрузки КС и 100 % резерва. Такая схема с выключателями высокого напряжения и релейной защитой на вводах 110 кВ является достаточно маневренной, т. к. она позволяет переводить питание подстанции с одной линии на другую и питание любого трансформатора с одной линии на другую без перерыва в электроснабжении. На стороне 10 кВ имеется четыре попарно-взаиморезервируемые секции шин. С каждой секции запитано по одному двигателю, трансформатору напряжения и трансформатору собственных нужд. Питание этих секций может переводиться с одного силового трансформатора на другой без перерыва в электроснабжении.
В нормальном режиме все секционные выключатели выключены, трансформаторы Т1 и Т2 работают на разные секции шин.
2.3. Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок электродвигателей М1, М2, М3, М4 и М5 выполним по методике института Гипротюменьнефтегаз.
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется следующим образом:
при С £ 0,75 М (2.1)
при С > 0,75 М (2.2 )
Для данной КС:
(2.3)
Принимаем коэффициент включения двигателей Кв = 0,84 и коэффициент загрузки двигателей Кз = 0,84.
(2.4)
; 0,75 М = 37,5 МВт > С.
Следовательно, расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Cos φ = 0,9, следовательно tg φ = tg (arccos(0,9)) = 0,484.
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Определим расчетные электрические нагрузки на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 110/10 кВ, т. е. учтем потери в трансформаторах:
Полная мощность:
2.4. Выбор мощности трансформаторов
Трансформаторы выбираем таким образом, чтобы каждый из них покрывал 100 % всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора определяется из условия:
(2.5)
По справочнику [6] выбираем трансформаторы ТДТН – 63000/110.
Параметры трансформаторов:
номинальная мощность Sном, МВ×А 63
номинальное напряжение обмотки ВН, кВ 110
номинальное напряжение обмоток НН, кВ 10
потери холостого хода P0, кВт 87,0
потери короткого замыкания Pк, кВт 290,0
напряжение короткого замыкания Uк,,% 10,5
ток холостого хода i0,,% 0,70
Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме:
(2.6)
2.5. Расчет токов короткого замыкания
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание. Расчетная схема замещения приведена на рис. 2.2.
В нормальном режиме все секционные масляные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционные масляные выключатели Q3, Q6 и Q13 включены. Этот режим и принят за расчетный.
Расчет проведем в относительных единицах. Задаемся базисной мощностью Sб = 100 МВА и базисными напряжениями: UбI = 110 кВ, UбII = 10 кВ.
Определим базисные токи:
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции принимаем: 
.
Рассчитаем параметры схемы замещения, приведенной на рисунке 2.2.
 |
Рис. 2.2 Схема замещения
Сопротивление от системы до точки К1:
Сопротивления трансформаторов Т1, Т2:
Сопротивления двигателей М1 – М4:
Ток короткого замыкания в точке К1 (К1 – точка на шинах 110 кВ) равен:
Ударный ток КЗ в точке К1:
Короткое замыкание в точке К2, равносильно короткому замыканию в точке К3, поэтому расчет проведем для любой из точек, например К2.
Введем обозначения:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от системы в точке К2:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от двигателей в точке К2:
Результирующий ток КЗ в точке К2 от системы и от синхронных двигателей:
Ударный ток КЗ в точке К2:
Результаты расчета токов короткого замыкания приведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3.
Точка короткого замыкания | Iк(3), кА | iуд, кА | Iк(2), кА |
К1 | 2,2 | 5,6 | 1,9 |
К2 | 22,2 | 56,5 | 19,2 |
К3 | 22,2 | 56,5 | 19,2 |
Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:
(2.7)
Результаты расчета токов двухфазного КЗ в точках К1 и К2 приведены в таблице 2.3.
2.6. Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряже-нию, номинальному току, конструктивному выполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения, а также на электродинамическую и термическую стойкость.
Выбор выключателей Q1 – Q3.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 110 кВ, Iк(3) = 2,2 кА, iуд = 5,6 кА.
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель МКП ХЛ1.
Параметры этого и других выбранных выключателей приведены в таблице 2.4.
Выбор выключателей Q4 – Q8,Q13.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ, Iк(3) = 22,2 кА, iуд = 56,5
кА.
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ,5 ХЛ1.
Выбор выключателей Q11,Q12,Q14,Q15,Q18.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ, Iк(3) = 22,2 кА, iуд = 56,5
кА.
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ ХЛ1.
На трансформаторы собственных нужд примем выключатели Q9,Q10,Q16,Q17 ВМПЭ ХЛ1.
