Электроснабжение района нефтедобычи

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    454,6 Кб
  • Опубликовано:
    2012-05-17
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электроснабжение района нефтедобычи

Реферат

электроснабжение электрический сеть микропроцессорный

Пояснительная записка дипломного проекта содержит 204 страницы, 18 иллюстраций, 61 таблицу. Графический материал включает в себя 7 листов формата А1.

В пояснительной записке (ПЗ) использованы следующие ключевые слова: подстанция, фидер, скважина, токи короткого замыкания (КЗ), трансформатор, оборудование 10, 110 кВ, релейная защита, себестоимость, охрана труда.

В основной части ПЗ было произведено проектирование схемы электроснабжения района нефтедобычи. Были произведены следующие расчеты: расчет мощностей нагрузок, оптимизация количества, мощности и размещения трансформаторных подстанций и компенсирующих установок; выбор и оптимизация числа стандартных сечений проводов фидеров 10 кВ и ЛЭП 110 кВ; расчет потерь напряжения в линии 10 кВ и 110 кВ; расчет токов КЗ; выбор и проверка основной аппаратуры; расчет релейной защиты трансформаторов, линии; технико - экономический расчет.

В спец. вопросе рассмотрена релейная защита на базе микропроцессорных реле.

В экономической части был произведено экономическое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения, расчет показателей экономической эффективности вариантов схемы электроснабжения, расчёт электроэнергетической слагаемой себестоимости промышленной продукции.

В разделе «Охрана труда» рассмотрены следующие вопросы: электробезопасность обслуживающего персонала при эксплуатации электрооборудования. Раздел разбит на параграфы: распределительное устройство (РУ), открытое распредустройство (ОРУ), вторичные цепи и кабели, учет электроэнергии, собственные нужды и оперативные цепи, заземляющие устройства, молниезащита.

Введение

Система электроснабжения предприятия, состоящая из сетей напряжением до 1000 В и выше, трансформаторных подстанций, служит для обеспечения требований работы технологического оборудования путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества. СЭС предприятия является подсистемой энергосистемы, обеспечивающая комплексное электроснабжение промышленных и прочих потребителей данного района нефтедобычи. СЭС предприятия является также подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определённые требования к электроснабжению.

Основные задачи, решаемые при проектировании, а также исследовании, сооружении и эксплуатации СЭС промышленного предприятия, заключаются в оптимизации параметров этих системы путём правильного выбора напряжений, определения электрических нагрузок и требований к бесперебойности электроснабжения; рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей; средств компенсации реактивной мощности, соответствующей оптимальному уровню надёжности.



Техническая часть. Требования к системам электроснабжения

Общие требования к системам электроснабжения

Системы электроснабжения должны обеспечивать следующее:

• экономичность;

• надежность электроснабжения;

• безопасность и удобство эксплуатации;

• качество электрической энергии;

• гибкость системы (возможность дальнейшего развития),

• максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей.

Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов. При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории.

Для правильного решения вопросов надежности необходимо различать аварийный и послеаварийный режимы работы. Систему электроснабжения следует строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование после необходимых переключений. Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются по степени резервирования системы. При этом используются все дополнительные источники и возможности резервирования.

Качество электрической энергии может быть достигнуто:

• применением повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для электроприемников с резкопеременной нагрузкой);

• уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от источников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;

• включением на параллельную работу вторичных обмоток трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку;

• применением глубоких вводов напряжением 110 кВ и выше;

• применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармоник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.

Согласно требованиям ПУЭ

При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:

) перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей электрической энергии, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности;

) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу;

) снижение потерь электрической энергии;

) соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды.

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжелых системных авариях.

Проектирование электрических сетей должно осуществляться с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады и др.).

Работа электрических сетей напряжением 2-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А;

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи:

более 30 А при напряжении 3-6 кВ;

более 20 А при напряжении 10 кВ;

в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков генератор-трансформатор - более 5А.

При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов.

Работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.

Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: блочные комплектные нефтенасосные.

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым простоям рабочих. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: станки-качалки насосов (СКН) и погружные двигатели нефтенасосов (ЭЦН).

Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. В нефтепромысловом районе, к данной категории, относятся: ремонтные мастерские и базы производственного оборудования.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Технологический процесс и оборудование нефтепромыслового района

Технологический процесс нефтепромыслового района

. Обучение обслуживающего персонала безопасным приемам ведения всех видов работ в пределах занимающей должности и выполняемых обязанностей.

. Проектирование, разработка новых месторождений.

. Эксплуатация нефтяных месторождений.

. Ремонт нефтяных месторождений и нефтепромыслового оборудования.

. Реконструкция скважин.

). Обучение персонала проходит в сроки согласно требованиям правил МПОТ, ПБНГП и других должностных, отраслевых инструкций. Места обучений: учебно-курсовые комбинаты, отделы охраны труда предприятий. Преподаватели: инспекторы по охране труда и инженера по охране труда.

). Проектирование, строительство, разработку нефтяных месторождений осуществляет Управление нефтестроймонтаж совместно с БашНИПИнефть, Башгеофизика.

Участие в приемке новых скважин участвуют подразделения эксплуатирующие данные виды оборудования.

). Эксплуатацию скважин, нефтенасосных осуществляют специалисты ЦДНГ (центры добычи нефти и газа), эксплуатацию ППН, ППД осуществляют специалисты данных цехов подконтрольные ЦДНГ.

). Ремонт нефтепромыслового оборудования осуществляют специалисты УРОНО (управления ремонта и обслуживания нефтеналивного оборудования), слесаря и другие специалисты ремонтных участков цехов ЦДНГ

). Реконструкцией скважин занимается управление КРС (капитального ремонта скважин)

). Консервацию и ликвидацию нефтяных месторождений осуществляют специалисты ЦДНГ.

Технологический процесс нефтепромыслового района состоит из скважин, которые добывают нефть. ППД поддерживают уровень добычи нефти закачкой в пласт воды. АГЗУ контролируют уровень добычи группы, куста скважин, далее нефть направляется на нефтенасосные, где передается по трубам в ППН (пункт подготовки нефти). В ППН нефть подготавливают (отделяют от воды) к транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Также существуют автономные центры обработки нефти (отделение от воды, попутного газа, сероводорода) т.к. район нефтедобычи имеет значительную площадь, собранную нефть грузовым транспортом доставляют в на нефтеперерабатывающие заводы.

Оборудование нефтепромыслового района

А). Основное т.е связанное с добычей

Б). Вспомогательное

А). Станок-качалка насос (СКН), погружной нефтенасос (ЭЦН), нефтенасосная, АГЗУ, ППН, ППД, трубопроводы

Б). Подстанции (Гр. - Городецк, Ер. - Еременка, Зн. - Знаменка, Тр.- Тураево, Ян. - Яновка), воздушные и кабельные линии, контрольно-измерительная аппаратура

Данные для расчета

Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк.

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Гр.

4

1

4-1

366

100

36

СКН

Гр.

4



2306


36

СКН

Гр.

4

2

4-3

367

100

32

ЭЦН

Гр.

4



595


30

СКН

Гр.

4



2364


36

СКН

Гр.

4

3

4-4

361

160

36

СКН

Гр.

4



363


36

СКН

Гр.

4



365


36

СКН

Гр.

4

4

4-5

360

63

32

ЭЦН

Гр.

4

5

4-13

312

160

90

ЭЦН

Гр.

4



372


30

СКН

Гр.

4



613


30

СКН

Гр.

4

6

4-14

379

100

36

СКН

Гр.

4



381


32

ЭЦН

Гр.

4



382


32

ЭЦН

Гр.

4

7

4-16

370

100

45

ЭЦН

Гр.

4



371


45

ЭЦН

Гр.

4

8

4-19

749

100

32

ЭЦН

Гр.

4



750


32

ЭЦН

Гр.

4



751


32

ЭЦН

Гр.

5

9

5-1

344

63

30

СКН

Гр.

5



583


32

ЭЦН

Гр.

5

10

5-2

684

100

45

ЭЦН

Гр.

5



2347


32

ЭЦН

Гр.

5

11

5-3

832

100

32

ЭЦН

Гр.

5



833


15

СКН

Гр.

5



834


30

СКН

Гр.

5

12

5-4

2392

63

32

ЭЦН

Гр.

5

13

5-5

612

160

120

ЭЦН

Гр.

5



683


32

ЭЦН

Гр.

5

14

5-6

690

40

15

СКН

Гр.

5

15

5-7

616

63

32

ЭЦН

Гр.

5



691


30

СКН

Гр.

5

16

5-8

681

160

45

ЭЦН

Гр.

5



685


45

ЭЦН

Гр.

5



686


45

ЭЦН

Гр.

5

17

5-9

836

100

45

ЭЦН

Гр.

5



837


30

СКН

Гр.

5

18

5-10

500

160

30

СКН

Гр.

5



829


36

СКН

Гр.

5



830


36

СКН

Гр.

5

19

5-11

660

250

СКН

Гр.

5



827


90

ЭЦН


Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение)

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Гр.

5



957


90

ЭЦН

Гр.

5

20

5-12

692

160

120

ЭЦН

Гр.

6

21

6-1

570

63

32

ЭЦН

Гр.

6



577


22

СКН

Гр.

6

22

6-2

560

160

30

СКН

Гр.

6



561


30

СКН

Гр.

6



563


32

ЭЦН

Гр.

6



596


45

ЭЦН

Гр.

6

23

6-3

387

100

36

СКН

Гр.

6



388


32

ЭЦН

Гр.

6



402


30

СКН

Гр.

6

24

6-4

410

250

90

ЭЦН

Гр.

6



411


90

ЭЦН

Гр.

6



597


32

ЭЦН

Гр.

6



732


32

ЭЦН

Гр.

6

25

6-5

389

160

32

ЭЦН

Гр.

6



393


36

СКН

Гр.

6



403


36

СКН

Гр.

6



404


36

СКН

Гр.

6

26

6-6

517

100

32

ЭЦН

Гр.

6



566


32

ЭЦН

Гр.

6



2345


36

СКН

Гр.

6

27

6-7

499

160

32

ЭЦН

Гр.

6



559


30

СКН

Гр.

6



564


32

ЭЦН

Гр.

6



590


45

ЭЦН

Гр.

7

28

7-3

635

100

32

ЭЦН

Гр.

7



644


32

ЭЦН

Гр.

7



2332


32

ЭЦН

Гр.

7

29

7-4

637

100

30

СКН

Гр.

7



641


32

ЭЦН

Гр.

7



2338


30

СКН

Гр.

7

30

7-7

886

160

90

ЭЦН

Гр.

7



2390


36

СКН

Гр.

7

31

7-8

634

100

32

ЭЦН

Гр.

7



645


32

ЭЦН

Гр.

7



711


32

ЭЦН

Гр.

7

32

7-9

677

100

30

СКН

Гр.

7



678


30

СКН

Гр.

7



713


30

СКН

Гр.

7

33

7-10

657

160

32

ЭЦН

Гр.

7



659


32

ЭЦН

Гр.

7



663


32

ЭЦН

Гр.

7



664


32

ЭЦН


Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Гр.

7

34

7-11

688

100

32

ЭЦН

Гр.

7



712


30

СКН

Гр.

7



2413


32

ЭЦН

Гр.

7

35

7-14

636

160

36

СКН

Гр.

7



661


32

ЭЦН

Гр.

7



662


32

ЭЦН

Гр.

7



676


45

ЭЦН

Гр.

7

36

7-15

674

100

30

СКН

Гр.

7



676


36

СКН

Гр.

7

37

71

667

63

32

ЭЦН

Гр.

7



2330


32

ЭЦН

Гр.

7

38

72

160

32

ЭЦН

Гр.

7



634


45

ЭЦН

Гр.

7



654


45

ЭЦН

Гр.

7



671


32

ЭЦН

Гр.

7

39

75

655

160

45

ЭЦН

Гр.

7



656


32

ЭЦН

Гр.

7



672


32

ЭЦН

Гр.

7



673


45

ЭЦН

Гр.

7

40

76

647

100

32

ЭЦН

Гр.

7



665


32

ЭЦН

Гр.

7



666


32

ЭЦН

Гр.

8

41

8-1

2415

63

15

СКН

Гр.

8



2416


32

ЭЦН

Гр.

8

42

8-2

201

100

32

ЭЦН

Гр.

8



427


32

ЭЦН

Гр.

8



429


32

ЭЦН

Гр.

8

43

8-3

412

250

36

СКН

Гр.

8



413


32

ЭЦН

Гр.

8



418


45

ЭЦН

Гр.

8



426


90

ЭЦН

Гр.

8



435


45

ЭЦН

Гр.

8

44

8-5

497

63

32

ЭЦН

Гр.

8



2373


32

ЭЦН

Гр.

8

45

8-6

531

63

32

ЭЦН

Гр.

8



532


30

СКН

Гр.

8

46

8-7

515

63

32

ЭЦН

Гр.

8



704


22

СКН

Гр.

8

47

8-8

504

250

36

СКН

Гр.

8



505


30

СКН

Гр.

8



748


120

ЭЦН


Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Гр.

8

48

8-9

506

250

32

ЭЦН

Гр.

8



516


36

СКН

Гр.

8



525


45

ЭЦН

Гр.

8



526


45

ЭЦН

Гр.

8



527


45

ЭЦН

Гр.

8



533


45

ЭЦН

Гр.

8

49

8-10

497

100

32

ЭЦН

Гр.

8



507


32

ЭЦН

Гр.

8



855


32

ЭЦН

Гр.

8

50

8-11

495

63

30

СКН

Гр.

8



529


32

ЭЦН

Гр.

8

51

8-12

406

160

32

ЭЦН

Гр.

8



414


32

ЭЦН

Гр.

8



438


32

ЭЦН

Гр.

8



487


32

ЭЦН

Гр.

8

52

8-13

519

160

32

ЭЦН

Гр.

8



520


32

ЭЦН

Гр.

8



528


32

ЭЦН

Гр.

8



664


32

ЭЦН

Гр.

8

53

8-14

508

160

90

ЭЦН

Гр.

8



509


22

СКН

Гр.

8



518


36

СКН

Гр.

8

54

8-15

498

100

45

ЭЦН

Гр.

8



521


45

ЭЦН

Гр.

8

55

8-16

397

63

32

ЭЦН

Гр.

8



516


32

ЭЦН

Гр.

14

56

14-1

2303

100

90

ЭЦН

Гр.

14

57

14-2

232

63

30

СКН

Гр.

14

58

152

100

30

СКН

Гр.

14



231


30

СКН

Гр.

14



373


32

ЭЦН

Гр.

14

59

14-4

2302

100

90

ЭЦН

Гр.

14

60

14-5

233

63

30

СКН

Гр.

14



258


30

СКН

Гр.

14

61

14-6

229

160

30

СКН

Гр.

14



230


30

СКН

Гр.

14



245


32

ЭЦН

Гр.

14



246


30

СКН

Гр.

14

62

14-7

234

100

30

СКН

Гр.

14



235


30

СКН

Гр.

14



250


32

ЭЦН

Гр.

14

63

14-8

9

63

45

ЭЦН

Гр.

14

64

14-9

122

160

120

ЭЦН

Гр.

14

65

14-10

391

100

30

СКН



Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Гр.

14

66

14-11

376

100

15

СКН

Гр.

14



383


32

ЭЦН

Гр.

14



384


22

СКН

Гр.

14



400


32

ЭЦН

Гр.

14

67

14-14

377

160

90

ЭЦН

Гр.

14



401


45

ЭЦН

Гр.

14



717


30

СКН

Гр.

14

68

14-15

378

100

30

СКН

Гр.

14



385


30

СКН

Гр.

14



386


30

СКН

Гр.

16

69

16-2

431

63

30

СКН

Гр.

16



442


30

СКН

Гр.

16

70

16-3

111

40

32

ЭЦН

Гр.

16

71

16-4

2304

40

30

СКН

Гр.

16

72

16-9

2326

40

32

ЭЦН

Гр.

16

73

16-10

423

160

30

СКН

Гр.

16



424


30

СКН

Гр.

16



425


30

СКН

Гр.

16



430


30

СКН

Гр.

16

74

16-11

598

250

120

ЭЦН

Гр.

16



599


90

ЭЦН

Гр.

16

75

16-12

417

160

30

СКН

Гр.

16



540


90

ЭЦН

Гр.

16

76

16-13

408

250

30

СКН

Гр.

16



409


125

ЭЦН

Гр.

16



416


30

СКН

Гр.

16

77

16-14

700

160

32

ЭЦН

Гр.

16



734


32

ЭЦН

Гр.

16



2322


90

ЭЦН

Гр.

16

78

16-15

731

160

90

ЭЦН

Гр.

16



733


45

ЭЦН

Гр.

16

79

16-16

739

160

120

ЭЦН

Гр.

16

80

16-17

737

250

90

ЭЦН

Гр.

16



741


30

СКН

Гр.

16



742


90

ЭЦН

Гр.

16

81

16-18

730

160

30

СКН

Гр.

16



735


30

СКН

Гр.

16



738


90

ЭЦН

Гр.

17

82

2328

40

36

СКН

Гр.

17

83

17-2

549

250

30

СКН

Гр.

17



552


30

СКН

Гр.

17



558


30

СКН

Гр.

17



594


120

ЭЦН

Гр.

17

84

17-4

551

160

45

ЭЦН

Гр.

17



554


30

СКН

Гр.

17



557


45

ЭЦН


Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Гр.

17

85

17-5

745

160

30

СКН

Гр.

17



746


90

ЭЦН

Гр.

17



747


30

СКН

Гр.

17

86

17-6

669

100

32

ЭЦН

Гр.

17



670


32

ЭЦН

Гр.

17



714


32

ЭЦН

Гр.

18

87

18-2

2311

40

30

СКН

Гр.

18

88

18-3

314

160

32

ЭЦН

Гр.

18



492


32

ЭЦН

Гр.

18



573


32

ЭЦН

Гр.

18



578


30

СКН

Гр.

18

89

18-4

602

160

120

ЭЦН

Гр.

18

90

18-5

433

100

22

СКН

Гр.

18



434


22

СКН

Гр.

18



443


30

СКН

Гр.

18

91

18-6

450

100

30

СКН

Гр.

18



452


30

СКН

Гр.

18



453


22

СКН

Гр.

18

92

18-7

476

250

30

СКН

Гр.

18



483


90

ЭЦН

Гр.

18



484


30

СКН

Гр.

18



603


90

ЭЦН

Гр.

18

93

18-8

477

100

30

СКН

Гр.

18



485


30

СКН

Гр.

18

94

18-9

459

160

22

СКН

Гр.

18



460


22

СКН

Гр.

18



467


30

СКН

Гр.

18



469


30

СКН

Гр.

18

95

18-10

418

100

32

ЭЦН

Гр.

18



461


15

СКН

Гр.

18



462


32

ЭЦН

Гр.

18



468


15

СКН

Гр.

18

96

18-11

491

63

30

СКН

Гр.

18



503


30

СКН

Гр.

18

97

18-12

490

100

30

СКН

Гр.

18



513


32

ЭЦН

Гр.

18



514


30

СКН

Гр.

18

98

18-13

501

63

32

ЭЦН

Гр.

18



502


30

СКН

Гр.

18

99

18-14

524

100

36

СКН

Гр.

18



583


30

СКН

Гр.

18



584


30

СКН

Гр.

18

100

18-15

512

100

30

СКН

Гр.

18



522


30

СКН

Гр.

18



523


32

ЭЦН


Таблица 1 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Городецк. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Гр.

18

100

18-15

512

100

30

СКН

Гр.

18



522


30

СКН

Гр.

18



523


32

ЭЦН

Гр.

18

101

511

160

30

СКН

Гр.

18



757


30

СКН

Гр.

18



868


63

ЭЦН

Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка.

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Ер

1

1

1-2

2386

100

90

ЭЦН

Ер

1

2

1-5

808

63

22

СКН

Ер

1



813


15

СКН

Ер

1

3

1-6

814

100

36

СКН

Ер

1



815


32

ЭЦН

Ер

1



819


32

ЭЦН

Ер

1

4

1-7

1462

100

32

ЭЦН

Ер

1



1464


30

СКН

Ер

1



4096


30

СКН

Ер

1

5

1-8

1401

160

32

ЭЦН

Ер

1



1461


32

ЭЦН

Ер

1



1465


30

СКН

Ер

1



1466


30

СКН

Ер

1

6

1-9

СУН Згурицкая

160

100


Ер

1

7

1-10

122

100

90

ЭЦН

Ер

1

8

1-11

4105

100

32

ЭЦН

Ер

1



4127


36

СКН

Ер

1

9

1-12

1467

63

15

СКН

Ер

1



1468


22

СКН

Ер

1



1500


22

СКН

Ер

1

10

1-13

1457

100

30

СКН

Ер

1



1458


15

СКН

Ер

1



1460


45

ЭЦН

Ер

1

11

1-14

139

63

45

ЭЦН

Ер

1

12

1-15

1450

100

32

ЭЦН

Ер

1



1453


32

ЭЦН

Ер

1



4090


30

СКН

Ер

1

13

1-17

1455

160

36

СКН

Ер

1



1456


36

СКН

Ер

1



1459


30

СКН

Ер

1



1502


30

СКН

Ер

1

14

1-19

1451

250

90

ЭЦН

Ер

1



1454


90

ЭЦН

Ер

1



1501


45

ЭЦН

Ер

1

15

1-20

1452

40

32

ЭЦН



Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Ер

1

16

1-21

1483

63

30

СКН

Ер

1



1504


30

СКН

Ер

1

17

1-22

1482

40

15

СКН

Ер

1



1484


22

СКН

Ер

1

18

1-23

1485

100

15

СКН

Ер

1



1487


63

ЭЦН

Ер

1

19

1-24

1488

100

32

ЭЦН

Ер

1



1490


32

ЭЦН

Ер

1



1525


36

СКН

Ер

1

20

1-25

1489

100

30

СКН

Ер

1



1491


30

СКН

Ер

1



1494


30

СКН

Ер

1

21

1-26

1426

40

22

СКН

Ер

1

22

1-27

1470

63

32

ЭЦН

Ер

1



1493


32

ЭЦН

Ер

12

23

817

250

90

ЭЦН

Ер

12



2334


120

ЭЦН

Ер

12

24

12-3

806

160

36

СКН

Ер

12



807


32

ЭЦН

Ер

12



812


32

ЭЦН

Ер

12



822


45

ЭЦН

Ер

12

25

12-4

720

160

45

ЭЦН

Ер

12



810


30

СКН

Ер

12



811


30

СКН

Ер

12



816


30

СКН

Ер

12

26

12-5

1510

100

15

СКН

Ер

12



1512


15

СКН

Ер

12



1513


32

ЭЦН

Ер

12



1515


32

ЭЦН

Ер

12

27

12-6

126

63

45

ЭЦН

Ер

12

28

12-7

1506

100

32

ЭЦН

Ер

12



1509


32

ЭЦН

Ер

12



1514


32

ЭЦН

Ер

12

29

12-8

1471

63

30

СКН

Ер

12



1497


32

ЭЦН

Ер

12

30

12-9

1477

100

32

ЭЦН

Ер

12



1496


32

ЭЦН

Ер

12



1498


32

ЭЦН

Ер

12

31

12-10

1479

250

32

ЭЦН

Ер

12



1498


15

СКН

Ер

12



1499


90

ЭЦН

Ер

12



1508


90

ЭЦН




Таблица 2 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Еременка. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Ер

12

32

12-11

1425

100

32

ЭЦН

Ер

12



1473


32

ЭЦН

Ер

12



1476


15

СКН

Ер

12



1516


22

СКН

Ер

12

33

12-18

4130

40

22

СКН

Ер

12

34

12-20

1528

40

22

СКН

Ер

12



1529


15

СКН

Ер

18

35

18-2

826

40

18,5

СКН

Ер

18



2340


22

СКН

Ер

18

36

18-3

821

100

36

СКН

Ер

18



823


36

СКН

Ер

18



824


15

СКН

Ер

18

37

18-4

728

40

22

СКН

Ер

18



825


15

СКН

Ер

18

38

18-5

630

100

32

ЭЦН

Ер

18



648


32

ЭЦН

Ер

18



715


32

ЭЦН

Ер

18

39

18-6

649

160

45

ЭЦН

Ер

18



651


45

ЭЦН

Ер

18



652


32

ЭЦН

Ер

18



653


32

ЭЦН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка.

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Зн.

4



БКНС

тсн 250

2х250 ад


Зн.

5

1

5-1

338

250

90

ЭЦН

Зн.

5



608


120

ЭЦН

Зн.

5

2

5-2

81

100

32

ЭЦН

Зн.

5



334


30

СКН

Зн.

5

3

5-3

63

63

30

СКН

Зн.

5

4

5-4

42

63

30

СКН

Зн.

5

5

5-5

108

18,5

СКН

Зн.

5

6

5-6

344

160

36

СКН

Зн.

5



345


30

СКН

Зн.

5



348


22

СКН

Зн.

5

7

5-7

336

160

90

ЭЦН

Зн.

5



337


30

СКН

Зн.

5



341


15

СКН

Зн.

5

8

5-8

90

40

15

СКН

Зн.

5



756


15

СКН

Зн.

5

9

5-9

864

63

15

СКН

Зн.

5



866


32

ЭЦН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Зн.

5

10

5-10

343

160

90

ЭЦН

Зн.

5



346


45

ЭЦН

Зн.

5

11

5-11

545

160

63

ЭЦН

Зн.

5



861


63

ЭЦН

Зн.

5

12

5-12

335

160

45

ЭЦН

Зн.

5



342


18,5

СКН

Зн.

5



863


30

СКН

Зн.

5

13

5-14

780

160

90

ЭЦН

Зн.

5



2353


30

СКН

Зн.

5

14

5-15

1065

100

30

СКН

Зн.

5



1066


30

СКН

Зн.

5



1067


18,5

СКН

Зн.

5

15

5-16

917

250

45

ЭЦН

Зн.

5



1062


45

ЭЦН

Зн.

5



1064


45

ЭЦН

Зн.

5



1068


45

ЭЦН

Зн.

5



1069


32

ЭЦН

Зн.

5

16

5-19

755

100

63

ЭЦН

Зн.

6



НГСП

тсн 630

300


Зн.

7

17

7-1

34

63

30

СКН

Зн.

7

18

7-3

40

40

22

СКН

Зн.

7

19

7-4

51

160

22

СКН

Зн.

7



61


22

СКН

Зн.

7



62


30

СКН

Зн.

7



76


32

ЭЦН

Зн.

7

20

7-6

82

100

15

СКН

Зн.

7



83


30

СКН

Зн.

7



86


30

СКН

Зн.

7

21

7-7

88

100

30

СКН

Зн.

7



91


30

СКН

Зн.

7



96


22

СКН

Зн.

7

22

7-8

50

100

30

СКН

Зн.

7



357


45

ЭЦН

Зн.

7

23

7-9

89

63

18,5

СКН

Зн.

7



98


30

СКН

Зн.

7

24

7-10

92

100

30

СКН

Зн.

7



93


30

СКН

Зн.

7

25

7-11

1372

250

90

ЭЦН

Зн.

7



1379


63

ЭЦН

Зн.

7



1380


32

ЭЦН

Зн.

7



1382


45

ЭЦН

Зн.

7

26

7-12

29

63

36

СКН

Зн.

7

27

7-13

97

160

15

СКН

Зн.

7



121


32

ЭЦН

Зн.

7



140

СКН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Зн.

7



347


36

СКН

Зн.

7



779


32

ЭЦН

Зн.

7

28

7-14

937

100

36

СКН

Зн.

7



2359


36

СКН

Зн.

7

29

7-15

902

160

36

СКН

Зн.

7



903


36

СКН

Зн.

7



2360


45

ЭЦН

Зн.

7

30

7-16

68

160

30

СКН

Зн.

7



116


63

ЭЦН

Зн.

7



548


30

СКН

Зн.

7

31

7-17

8

160

15

СКН

Зн.

7



10


36

СКН

Зн.

7



11


63

ЭЦН

Зн.

7



12


22

СКН

Зн.

7

32

7-18

349

250

90

ЭЦН

Зн.

7



350


90

ЭЦН

Зн.

7



351


45

ЭЦН

Зн.

7

33

7-19

607

250

120

ЭЦН

Зн.

7



610


90

ЭЦН

Зн.

7

34

7-25

915

100

36

СКН

Зн.

7



920


36

СКН

Зн.

7



921


15

СКН

Зн.

7

35

7-26

916

100

36

СКН

Зн.

7



918


15

СКН

Зн.

7



919


36

СКН

Зн.

7

36

7-29

934

160

63

ЭЦН

Зн.

7



936


30

СКН

Зн.

7



938


36

СКН

Зн.

8

37

8-3

33

40

32

ЭЦН

Зн.

8

38

8-4

32

40

22

СКН

Зн.

8

39

8-5

143

100

30

СКН

Зн.

8



183


15

СКН

Зн.

8



189


30

СКН

Зн.

8



192


15

СКН

Зн.

8

40

8-6

104

63

22

СКН

Зн.

8



190


30

СКН

Зн.

8

41

8-7

31

100

63

ЭЦН

Зн.

8

42

8-11

186

160

45

ЭЦН

Зн.

8



188


30

СКН

Зн.

8



355


30

СКН

Зн.

8

43

8-12

67

100

18,5

СКН

Зн.

8



146


36

СКН

Зн.

8



148


30

СКН

Зн.

8



193


15

СКН

Зн.

8

44

8-13

79

160

30

СКН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Зн.

8



84


30

СКН

Зн.

8



85


90

ЭЦН

Зн.

8

45

8-14

77

160

22

СКН

Зн.

8



78


22

СКН

Зн.

8



80


36

СКН

Зн.

8



198


36

СКН

Зн.

8

46

8-15

147

63

30

СКН

Зн.

8

47

8-16

145

100

22

СКН

Зн.

8



183


30

СКН

Зн.

8

48

8-17

13

160

32

ЭЦН

Зн.

8



14


36

СКН

Зн.

8


30

СКН

Зн.

8



543


32

ЭЦН

Зн.

8

49

8-18

142

250

90

ЭЦН

Зн.

8



194


32

ЭЦН

Зн.

8



196


32

ЭЦН

Зн.

8



356


90

ЭЦН

Зн.

8

50

8-19

310

160

45

ЭЦН

Зн.

8



320


45

ЭЦН

Зн.

8



321


32

ЭЦН

Зн.

8



543


32

ЭЦН

Зн.

8

51

8-20

322

250

45

ЭЦН

Зн.

8



327


32

ЭЦН

Зн.

8



328


36

СКН

Зн.

8



331


120

ЭЦН

Зн.

8

52

8-29

762

40

15

СКН

Зн.

8



765


18,5

СКН

Зн.

8

53

8-30

45

160

90

ЭЦН

Зн.

8

54

8-31

448

160

22

СКН

Зн.

8



449


63

ЭЦН

Зн.

8



456


63

ЭЦН

Зн.

8

55

8-32

439

100

32

ЭЦН

Зн.

8



440


32

ЭЦН

Зн.

8



447


32

ЭЦН

Зн.

8

56

8-33

270

100

30

СКН

Зн.

8



276


30

СКН

Зн.

8



277


22

СКН

Зн.

8

57

8-34

541

100

63

ЭЦН

Зн.

14

58

14-1

169

63

22

СКН

Зн.

14



172


22

СКН

Зн.

14



261


15

СКН

Зн.

14

59

14-2

161

100

30

СКН

Зн.

14



162


30

СКН

Зн.

14



168


30

СКН

Зн.

14

60

14-3

59

63

45

ЭЦН





Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Зн.

14

61

14-4

718

40

22

СКН

Зн.

14



2364


15

СКН

Зн.

14

62

14-5

18

160

22

СКН

Зн.

14



202


22

СКН

Зн.

14



205


45

ЭЦН

Зн.

14



207


30

СКН

Зн.

14



210


30

СКН

Зн.

14

63

14-6

241

160

30

СКН

Зн.

14



252


30

СКН

Зн.

14



253


30

СКН

Зн.

14



255


22

СКН

Зн.

14



482


15

СКН

Зн.

14



712


22

СКН

Зн.

14

64

14-15

151

160

30

СКН

Зн.

14



378


45

ЭЦН

Зн.

14



385


45

ЭЦН

Зн.

14



386


32

ЭЦН

Зн.

14

65

14-20

54

250

90

ЭЦН

Зн.

14



220


90

ЭЦН

Зн.

14



222


32

ЭЦН

Зн.

14



228


32

ЭЦН

Зн.

14

66

14-21

211

100

30

СКН

Зн.

14



236


15

СКН

Зн.

14



281


15

СКН

Зн.

14



531


22

СКН

Зн.

14


15

СКН

Зн.

14

67

14-22

212

100

15

СКН

Зн.

14



217


36

СКН

Зн.

14



227


30

СКН

Зн.

14



237


15

СКН

Зн.

14

68

14-24

313

63

45

ЭЦН

Зн.

14

69

14-26

215

100

30

СКН

Зн.

14



216


18,5

СКН

Зн.

14



225


30

СКН

Зн.

14

70

14-27

16

63

22

СКН

Зн.

14



17


22

СКН

Зн.

14



213


15

СКН

Зн.

14

71

14-28

15

100

45

ЭЦН

Зн.

14



546


45

ЭЦН

Зн.

14

72

14-29

208

63

30

СКН

Зн.

14



214


22

СКН

Зн.

15

73

15-1

153

160

32

ЭЦН

Зн.

15



159


32

ЭЦН

Зн.

15



160


22

СКН

Зн.

15



163


22

СКН

Зн.

15



164


32

ЭЦН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Зн.

15

74

15-2

167

160

18,5

СКН

Зн.

15



244


90

ЭЦН

Зн.

15



353


32

ЭЦН

Зн.

15

75

15-3

155

160

30

СКН

Зн.

15



156


30

СКН

Зн.

15



165


18,5

СКН

Зн.

15



293


18,5

СКН

Зн.

15

76

15-4

157

100

45

ЭЦН

Зн.

15



158


45

ЭЦН

Зн.

15

77

15-5

180

100

32

ЭЦН

Зн.

15



263


32

ЭЦН

Зн.

15



535


32

ЭЦН

Зн.

15

78

15-6

240

63

15

СКН

Зн.

15



262


15

СКН

Зн.

15



264


30

СКН

Зн.

15

79

15-7

103

63

22

СКН

Зн.

15

80

15-8

110

63

22

СКН

Зн.

15

81

15-9

58

63

22

СКН

Зн.

15



166


18,5

СКН

Зн.

15



267


18,5

СКН

Зн.

15

82

15-10

266

250

63

ЭЦН

Зн.

15



272


63

ЭЦН

Зн.

15



275


63

ЭЦН

Зн.

15



538


30

СКН

Зн.

15

83

15-11

265

160

36

СКН

Зн.

15



273


36

СКН

Зн.

15



274


63

ЭЦН

Зн.

15

84

15-12

47

63

30

СКН

Зн.

15

85

15-13

105

63

30

СКН

Зн.

15

86

15-14

56

63

36

СКН

Зн.

15

87

15-15

49

100

63

ЭЦН

Зн.

15

88

15-16

48

63

45

ЭЦН

Зн.

15

89

15-17

181

63

45

ЭЦН

Зн.

15

90

15-18

46

22

СКН

Зн.

15



175


22

СКН

Зн.

15



176


18,5

СКН

Зн.

15

91

15-19

2319

40

18,5

СКН

Зн.

16



БКНС

тсн 250

2х800 сд


Зн.

17



НГСП

тсн 630

300


Зн.

18

92

18-1

25

40

22

СКН

Зн.

18

93

18-2

120

100

15

СКН

Зн.

18



290


32

ЭЦН

Зн.

18



292


32

ЭЦН

Зн.

18



293


18,5

СКН


Таблица 3 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Знаменка. (Окончание).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Зн.

18

94

18-4

279

100

36

СКН

Зн.

18



280


22

СКН

Зн.

18



288


32

ЭЦН

Зн.

18

95

18-5

178

63

15

СКН

Зн.

18



281


22

СКН

Зн.

18



319


22

СКН

Зн.

18

96

18-6

2350

63

36

СКН

Зн.

18

97

18-7

2376

40

22

СКН

Зн.

18

98

18-9

177

160

45

ЭЦН

Зн.

18



179


45

ЭЦН

Зн.

18



180


45

ЭЦН

Зн.

18

99

18-22

282

160

45

ЭЦН

Зн.

18



289


45

ЭЦН

Зн.

18



291


32

ЭЦН

Зн.

18



544


32

ЭЦН

Зн.

18

100

18-23

База АЦДНГ-1

250

160


Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево.

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Тр

1

1

1-1

967

100

22

СКН

Тр

1



968


32

ЭЦН

Тр

1



2371


32

ЭЦН

Тр

1

2

1-2

970

100

32

ЭЦН

Тр

1



987


15

СКН

Тр

1



988


36

СКН

Тр

1

3

1-3

979

40

15

СКН

Тр

1



981


22

СКН

Тр

1

4

1-4

990

63

30

СКН

Тр

1



994


30

СКН

Тр

7

5

7-1

1056

40

22

СКН

Тр

7

6

7-2

1027

250

90

ЭЦН

Тр

7



1028


90

ЭЦН

Тр

7



1035


45

ЭЦН

Тр

7

7

7-3

1026

250

45

ЭЦН

Тр

7



1032


45

ЭЦН

Тр

7



1036


45

ЭЦН

Тр

7



1037


90

ЭЦН

Тр

7

8

7-4

1023

100

90

ЭЦН

Тр

7



1031


15

СКН

Тр

7

9

7-5

1030

40

22

СКН

Тр

7



1048


15

СКН

Тр

7

10

7-6

939

100

45

ЭЦН

Тр

7



950


45

ЭЦН


Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Тр

7

11

7-7

1400

250

120

ЭЦН

Тр

7



1419


36

СКН

Тр

7



2105


90

ЭЦН

Тр

12

7-8

2420

250

90

ЭЦН

Тр

7



2421


90

ЭЦН

Тр

7



2422


45

ЭЦН

Тр

7

13

7-9

1350

250

45

ЭЦН

Тр

7



1398


90

ЭЦН

Тр

7



2109


90

ЭЦН

Тр

7

14

7-10

1342

40

15

СКН

Тр

7



1349


22

СКН

Тр

7

15

7-11

2102

40

30

СКН

Тр

7

16

7-12

911

100

15

СКН

Тр

7



924


15

СКН

Тр

7



925


36

СКН

Тр

7



929


32

ЭЦН

Тр

7

17

7-13

2370

100

90

ЭЦН

Тр

7

18

7-14

1348

250

120

ЭЦН

Тр

7



1399


90

ЭЦН

Тр

7



1406


32

ЭЦН

Тр

7

19

7-15

1409

100

36

СКН

Тр

7



1417


30

СКН

Тр

7



1418


30

СКН

Тр

7

20

7-16

1367

40

15

СКН

Тр

7



1396


15

СКН

Тр

7

21

7-17

111

40

36

СКН

Тр

7

22

7-18

1407

40

30

СКН

Тр

12

23

12-1

323

40

30

СКН

Тр

12

24

12-2

339

40

36

СКН

Тр

12

25

12-3

408

100

90

ЭЦН

Тр

12

26

12-4

1338

100

32

ЭЦН

Тр

12



1340


32

ЭЦН

Тр

12



1359


32

ЭЦН

Тр

12

27

12-5

1337

250

90

ЭЦН

Тр

12



1339


120

ЭЦН

Тр

12

28

12-6

1343

250

63

ЭЦН

Тр

12



1360


63

ЭЦН

Тр

12



1414


90

ЭЦН

Тр

12

29

12-8

1362

100

15

СКН

Тр

12



1364


22

СКН

Тр

12



1369


22

СКН

Тр

12



1401


32

ЭЦН

Тр

12

30

12-9

1301

100

32

ЭЦН

Тр

12



1346


32

ЭЦН

Тр

12



1363


32

ЭЦН

Тр

12

31

12-10

399

160

120

ЭЦН


Таблица 4 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Тураево. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Тр

12

32

12-11

107

160

45

ЭЦН

Тр

12



1321


45

ЭЦН

Тр

12



1416


45

ЭЦН

Тр

12

33

12-12

1323

100

45

ЭЦН

Тр

12



1325


45

ЭЦН

Тр

12

34

12-13

1335

250

45

ЭЦН

Тр

12



1336


45

ЭЦН

Тр

12



1341


90

ЭЦН

Тр

12



1411


45

ЭЦН

Тр

12

35

12-14

2106

40

36

СКН

Тр

12

36

12-15

1308

100

30

СКН

Тр

12



1329


30

СКН

12



1334


30

СКН

Тр

12

37

12-16

2

100

30

СКН

Тр

12



102а


36

СКН

Тр

12



1205


30

СКН

Тр

18

38

18-1

2316

100

90

ЭЦН

Тр

18

39

18-3

2320

160

120

ЭЦН


Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка.

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Ян.

1

1

1-2

1231

63

30

СКН

Ян.

1



1235


30

СКН

Ян.

1

2

1-3

1222

100

30

СКН

Ян.

1



1236


30

СКН

Ян.

1



1296


30

СКН

Ян.

1

3

1-4

1214

160

30

СКН

Ян.

1



1215


30

СКН

Ян.

1



1220


45

ЭЦН

Ян.

1



1221


30

СКН

Ян.

1

4

1-5

2358

63

22

СКН

Ян.

1

5

1-9

313

40

32

ЭЦН

Ян.

1

6

1-13

52

100

32

ЭЦН

Ян.

1



306


30

СКН

Ян.

1



307


15

СКН

Ян.

1



312


15

СКН

Ян.

1

7

1-14

852

160

90

ЭЦН

Ян.

1



1248


30

СКН

Ян.

1

8

1-15

28

40

22

СКН

Ян.

1

9

1-16

287

100

22

СКН

Ян.

1



294


32

ЭЦН

Ян.

1



300


22

СКН

Ян.

1

10

1-18

35

63

30

СКН

Ян.

1

11

1-20

База АЦДНГ-1

250

160



Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТП

Фид.

№ ТП

Скважина

SH, кВА

РН, кВт

Примечание

Ян.

7

12

7-1

1293

63

22

СКН

Ян.

7



2402


32

ЭЦН

Ян.

7

13

7-2

1305

160

45

ЭЦН

Ян.

7



1366


45

ЭЦН

Ян.

7



1403


45

ЭЦН

Ян.

7

14

7-3

1290

63

15

СКН

Ян.

7



1291


30

СКН

Ян.

7



1300


15

СКН

Ян.

7

15

7-4

1234

100

90

ЭЦН

Ян.

7

16

7-5

1228

100

32

ЭЦН

Ян.

7



1260


30

СКН

Ян.

7



1261


32

ЭЦН

Ян.

7

17

7-6

1227

160

30

СКН

Ян.

7



1370


30

СКН

Ян.

7



1374


32

ЭЦН

Ян.

7



2397


45

ЭЦН

Ян.

7

18

7-7

853

160

45

ЭЦН

Ян.

7



1225


45

ЭЦН

Ян.

7



1255


45

ЭЦН

Ян.

7

19

7-8

1376

250

120

ЭЦН

Ян.

7



1377


30

СКН

Ян.

7



1378


30

СКН

Ян.

7

20

7-9

1238

100

30

СКН

Ян.

7



1373


30

СКН

7



1375


30

СКН

Ян.

7

21

7-10

1292

160

30

СКН

Ян.

7



1303


90

ЭЦН

Ян.

7



1304


30

СКН

Ян.

7

22

7-11

1372

250

120

ЭЦН

Ян.

7



1379


30

СКН

Ян.

7



1382


30

СКН

Ян.

7

23

7-12

1380

160

30

СКН

Ян.

7



1384


30

СКН

Ян.

7



1386


90

ЭЦН

Ян.

12

24

12-2

1314

160

45

ЭЦН

Ян.

12



1315


45

ЭЦН

Ян.

12



1317


45

ЭЦН

Ян.

12

25

12-3

1311

160

90

ЭЦН

Ян.

12



1319


45

ЭЦН

Ян.

12

26

12-4

1309

63

32

ЭЦН

Ян.

12



1316


30

СКН

Ян.

12

27

12-6

1307

100

30

СКН

Ян.

12



1310


30

СКН

Ян.

12



1313


30

СКН

Ян.

12

28

12-7

1306

40

15

СКН

Ян.

12



1312


22

СКН

Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Ян.

12

29

12-9

1322

160

30

СКН

Ян.

12



1355


90

ЭЦН

Ян.

12



1361


32

ЭЦН

Ян.

12

30

12-10

1356

100

45

ЭЦН

Ян.

12



1357


45

ЭЦН

Ян.

12

31

12-11

1318

100

32

ЭЦН

Ян.

12



1358


32

ЭЦН

Ян.

12



1402


32

ЭЦН

Ян.

12

32

12-12

1438

100

15

СКН

Ян.

12



1445


30

СКН

Ян.

12



1447


30

СКН

Ян.

12



1456


15

СКН

Ян.

12

33

12-13

1455

100

30

СКН

Ян.

12



1456


45

ЭЦН

Ян.

12

34

12-17

1353

100

30

СКН

Ян.

12



1451


30

СКН

Ян.

12

35

12-18

1453


15

СКН

Ян.

12



2403


22

СКН

Ян.

17

36

17-1

1320

63

30

СКН

Ян.

17



1331


30

СКН

Ян.

17

37

17-2

1324

160

90

ЭЦН

Ян.

17



1332


45

ЭЦН

Ян.

17



2393


30

СКН

Ян.

17

38

17-3

1240

160

32

ЭЦН

Ян.

17



1245


30

СКН

Ян.

17



1246


45

ЭЦН

Ян.

17



1286


30

СКН

Ян.

17

39

17-4

1239

160

63

ЭЦН

Ян.

17



1253


45

ЭЦН

Ян.

17



1289


30

СКН

Ян.

17

40

17-5

1271

160

30

СКН

Ян.

17



1273


32

ЭЦН

Ян.

17



1277


32

ЭЦН

Ян.

17



1278


45

ЭЦН

Ян.

17

41

17-6

2354

63

30

СКН

Ян.

17

17-7

850

40

22

СКН

Ян.

17



1007


15

СКН

Ян.

17

43

17-8

1203

100

32

ЭЦН

Ян.

17



1204


30

СКН

Ян.

17



1208


30

СКН

Ян.

17

44

17-9

1202

100

45

ЭЦН

Ян.

17



1210


45

ЭЦН

Ян.

17

45

17-10

1216

100

30

СКН

Ян.

17



1274


36

СКН

Ян.

17



1279


30

СКН


Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Продолжение).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Ян.

17

46

17-11

1280

63

15

СКН

Ян.

17



1288


15

СКН

Ян.

17



2334


22

СКН

Ян.

17

47

17-12

2352

100

90

ЭЦН

Ян.

17

48

17-13

317

63

32

ЭЦН

Ян.

17



325


30

СКН

Ян.

17

49

17-14

315

100

45

ЭЦН

Ян.

17



605


45

ЭЦН

Ян.

17

50

17-15

793

40

15

СКН

Ян.

17



798


22

СКН

Ян.

17

51

17-16

323

100

30

СКН

Ян.

17



330


30

СКН

Ян.

17



542


36

СКН

Ян.

17

52

17-17

71

63

15

СКН

Ян.

17



141


15

СКН

Ян.

17



329


22

СКН

Ян.

17

53

17-18

72

160

32

ЭЦН

Ян.

17



324


45

ЭЦН

Ян.

17



333


45

ЭЦН

Ян.

17



339


45

ЭЦН

Ян.

17

54

17-19

302

250

45

ЭЦН

Ян.

17



303


30

СКН

Ян.

17



304


36

СКН

Ян.

17



305


30

СКН

Ян.

17



314


90

ЭЦН

Ян.

17

55

17-20

1281

63

30

СКН

Ян.

17



1283


15

СКН

Ян.

17



1287


22

СКН

Ян.

17

56

17-21

114

160

45

ЭЦН

Ян.

17



769


45

ЭЦН

Ян.

17



792


32

ЭЦН

Ян.

17



799


32

ЭЦН

Ян.

17



870


15

СКН

Ян.

17

57

17-22

1267

100

30

СКН

Ян.

17



1268


22

СКН

Ян.

17



1269


22

СКН

Ян.

17



1270


15

СКН

Ян.

17

58

17-23

1211

63

15

СКН

Ян.

17



1232


22

СКН

Ян.

17



1252


15

СКН

Ян.

17



1254


15

СКН

Ян.

17

59

17-24

124

100

90

ЭЦН

Ян.

17

60

17-27

118

40

30

СКН

Ян.

18

61

18-1

1295

100

45

ЭЦН

Ян.

18



1298


45

ЭЦН




Таблица 5 - Нагрузки по скважинам. Подстанция Яновка. (Окончание).

ТПФид.№№ ТПСкважинаSH, кВАРН, кВтПримечание








Ян.

18

62

18-2

1285

160

45

ЭЦН

Ян.

18



1296


45

ЭЦН

Ян.



1297


32

ЭЦН

Ян.

18



1347


32

ЭЦН

Ян.

18

63

18-3

1299

160

90

ЭЦН

Ян.

18



1345


45

ЭЦН

Ян.

18

64

18-4

1371

100

36

СКН

Ян.

18



1394


36

СКН

Ян.

18

65

18-5

1351

100

45

ЭЦН

Ян.

18



1413


45

ЭЦН

Ян.

18

66

18-6

1408

63

30

СКН

Ян.

18



1412


30

СКН

Ян.

18

67

18-7

1259

63

15

СКН

Ян.

18



1263


15

СКН

Ян.

18



2414


22

СКН

Ян.

18

68

18-8

1254

250

45

ЭЦН

Ян.

18



1262


90

ЭЦН

Ян.

18



1265


30

СКН

Ян.

18



1352


22

СКН

Ян.

18



1381


22

СКН


Таблица 6 - Расчетные коэффициенты электрических нагрузок.

Токоприемник

Кс

Cos φ

tg φ

Станки-качалки

0,7

0,6

1,33

Электропогружные насосы

1,2

0,6

1,33

Перекачка нефти

0,85

0,85

0,62

Административное здание

0,6

0,8

0,75

Насосная

0,75

0,8

0,75

Ремонтно-механический цех

0,3

0,6

1,33




Расчет мощностей подстанций. Расчет мощностей подстанции Городецк. Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 4

Определяем активную расчетную мощность ТП 4-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-13


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-13


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-14


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-14


Определяем активную расчетную мощность ТП 4-16


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-16



Определяем активную расчетную мощность ТП 4-19


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 4-19


Определяем активную расчетную мощность фидера 4


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 4


Определяем расчетную полную мощность фидера 4



Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 5

Определяем активную расчетную мощность ТП 5-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-4



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-6


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-7



Определяем активную расчетную мощность ТП 5-8


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-8


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-9


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-9


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-11



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 5-12


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 5-12


Определяем активную расчетную мощность фидера 5


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 5


Определяем расчетную полную мощность фидера 5



Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 6

Определяем активную расчетную мощность ТП 6-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-4



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-6


Определяем активную расчетную мощность ТП 6-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 6-7



Определяем активную расчетную мощность фидера 6


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 6


Определяем расчетную полную мощность фидера 6


Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 7

Определяем активную расчетную мощность ТП 7-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-7


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-8


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-8


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-9


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-9



Определяем активную расчетную мощность ТП 7-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-11


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-14


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-14


Определяем активную расчетную мощность ТП 7-15



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 7-15


Определяем активную расчетную мощность ТП 71


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 71


Определяем активную расчетную мощность ТП 72


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 72


Определяем активную расчетную мощность ТП 75


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 75



Определяем активную расчетную мощность ТП 76


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 76


Определяем активную расчетную мощность фидера 7


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 7


Определяем расчетную полную мощность фидера 7


Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 8

Определяем активную расчетную мощность ТП 8-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-5



Определяем активную расчетную мощность ТП 8-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-6


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-7


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-8



Определяем активную расчетную мощность ТП 8-9



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-9


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-11


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-12


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-12



Определяем активную расчетную мощность ТП 8-13


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-13


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-14


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-14


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-15


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-15


Определяем активную расчетную мощность ТП 8-16



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 8-16


Определяем активную расчетную мощность фидера 8


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 8


Определяем расчетную полную мощность фидера 8


Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 14

Определяем активную расчетную мощность ТП 14-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-5



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-6


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-7


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-8


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-8



Определяем активную расчетную мощность ТП 14-9


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-9


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-11


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-14



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-14


Определяем активную расчетную мощность ТП 14-15


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 14-15


Определяем активную расчетную мощность фидера 14


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 14


Определяем расчетную полную мощность фидера 14



Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 16

Определяем активную расчетную мощность ТП 16-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-9



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-9


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-11


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-12


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-12



Определяем активную расчетную мощность ТП 16-13


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-13


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-14


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-14


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-15


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-15


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-16



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-16


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-17


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-17


Определяем активную расчетную мощность ТП 16-18


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 16-18


Определяем активную расчетную мощность фидера 16




Определяем реактивную расчетную мощность фидера 16


Определяем расчетную полную мощность фидера 16


Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 17

Определяем активную расчетную мощность ТП 17-1


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-1


Определяем активную расчетную мощность ТП 17-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-2




Определяем активную расчетную мощность ТП 17-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 17-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 17-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 17-6


Определяем активную расчетную мощность фидера 17




Определяем реактивную расчетную мощность фидера 17


Определяем расчетную полную мощность фидера 17


Расчет мощностей подстанции Городецк фидер 18

Определяем активную расчетную мощность ТП 18-2


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-2


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-3


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-3


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-4


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-4


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-5


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-5


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-6


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-6


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-7


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-7



Определяем активную расчетную мощность ТП 18-8


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-8


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-9


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-9


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-10


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-10


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-11



Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-11


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-12


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-12


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-13


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-13


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-14


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-14



Определяем активную расчетную мощность ТП 18-15


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-15


Определяем активную расчетную мощность ТП 18-16


Определяем реактивную расчетную мощность ТП 18-16


Определяем активную расчетную мощность фидера 18


Определяем реактивную расчетную мощность фидера 18



Определяем расчетную полную мощность фидера 18


Определяем расчетную полную мощность подстанции Городецк


В дальнейшем расчет подстанций аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 7 - Расчетные нагрузки фидеров по подстанциям.

№ п/п

Подстанция

№ фидера

Р, кВт

Q, кВАР

S, кВА

I

Городецк





1


4

615,57

818,71

1024,31

2


5

1016,77

1352,3

1691,9

3


6

793,39

1055,2

1320,19

4


7

1293,87

1720,85

2153

5


8

1630,9

2169,1

2713,82

6


14

1007,85

1340,42

1677,05

7


16

1423,41

1892,68

2368,19

8


17

514,59

684,41

856,28

9


18

1128,8

1501,3

1878,32

II

Еременка





10


1

1506,46

1966,6

2477,28

11


12

1169,18

1560,11

1949,6

12


18

352,88

468,89

586,84

III

Знаменка





13


4

456,88

295,7

544,22

14


5

1422,09

1891,38

2366,36

15


6

216,75

134,39

255,03

16


7

1684,06

2239,64

2802,15

17


8

1777,78

2958,22

18


14

1109,36

1475,57

1846,07

19


15

1183,07

1573,49

1968,64

20


16

1251,63

788,44

1479,26

21


17

216,75

134,39

255,03

22


18

570,65

758,96

949,56

IV

Тураево





23


1

199,07

264,77

331,26

24


7

1945,91

2588,07

3238

25


12

1501,87

1997,5

2499,12

26


18

214,2

284,89

356,43

V

Яновка





27


1

531,76

707,24

884,85

28


7

1270,75

1690,09

2114,52

29


12

908,48

1208,28

1511,71

30


17

1968,26

2617,8

3275,2

31


18

815,49

1084,59

1356,97


Таблица 8 - Расчетные мощности подстанций района нефтедобычи.

№ п/п

Подстанция

S, кВА

I

Городецк

15683,06

II

Еременка

5013,72

III

Знаменка

15029,39

IV

Тураево

6374,81

V

Яновка

9143,25


Расчет мощности трансформаторов. Расчет мощности трансформаторов подстанции Городецк


Проверяем правильность расчета



Принимаем номинальную мощность трансформатора  (2шт.)

Таблица 9 - Технические данные трансформатора подстанции Городецк.

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %



ХХ

КЗ



ТДН-16000/110

16

18

85

0,7

10,5


Расчет мощности трансформаторов подстанции Еременка


Проверяем правильность расчета


Принимаем номинальную мощность трансформатора  (2 шт.)


Таблица 10 - Технические данные трансформатора подстанции Еременка.

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %



ХХ

КЗ



ТМН-6300/110

6,3

11,5

44

0,8

10,5


Расчет мощности трансформаторов подстанции Знаменка


Проверяем правильность расчета


Принимаем номинальную мощность трансформатора  (2 шт.)

Таблица 11 - Технические данные трансформатора подстанции Знаменка.

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %



ХХ

КЗ



ТДН-16000/110

16

18

85

0,7

10,5


Расчет мощности трансформаторов подстанции Тураево

Проверяем правильность расчета


Принимаем номинальную мощность трансформатора  (2 шт.)

Таблица 12 - Технические данные трансформатора подстанции Тураево.

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %



ХХ

КЗ



ТМН-6300/110

6,3

11,5

44

0,8

10,5


Расчет мощности трансформаторов подстанции Яновка


Проверяем правильность расчета


Принимаем номинальную мощность трансформатора  (2 шт.)


Таблица 13 - Технические данные трансформатора подстанции Яновка.

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %



ХХ

КЗ



ТДН-10000/110

10

14

60

0,7

10,5


Выбор схемы и конфигурации силовой цепи

Подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка.

Выбираем схему РУ 110/10 кВ двухтрансформаторной тупиковой подстанции в виде двух блоков с двумя секциями шин, выключателями с разъединителями и не автоматической перемычкой со стороны линии.

Рисунок 1 - Схема подстанции 110/10 кВ.

Выбираем схему подстанции 110/10 кВ.


Рисунок 2 - Схема РУ 110/10 кВ.

Расчет токовых нагрузок. Расчет токовых нагрузок на подстанции Городецк

Определяем ток фидера Ф-4


Определяем ток фидера Ф-5


Определяем ток фидера Ф-6


Определяем ток фидера Ф-7


Определяем ток фидера Ф-8


Определяем ток фидера Ф-14


Определяем ток фидера Ф-16


Определяем ток фидера Ф-17


Определяем ток фидера Ф-18


Определяем ток ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя при протекании всей мощности по аварийному току трансформатора на стороне 10 кВ


В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 14 - Расчетные данные токовой нагрузки фидеров по подстанциям.

№ п/п

Подстанция

№ фидера

S, кВА

Iр, А

I

Городецк

ввод


1293

1


4

1024,31

59,14

2


5

1691,9

97,68

3


6

1320,19

76,22

4


7

2153

124,3

5


8

2713,82

156,7

6


14

1677,05

96,8

7


16

2368,19

136,7

8


17

856,28

49,4

9


18

1878,32

108,4

II

Еременка

ввод


509

10


1

2477,28

143

11


12

1949,6

112,6

12


18

586,84

33,88

III

Знаменка

ввод


1293

13


4

544,22

31,4

14


5

2366,36

136,6

15


6

255,03

14,72

16


7

2802,15

161,8

17


8

2958,22

170,8

18


14

1846,07

106,6

19


15

1968,64

113,7

20


16

1479,26

85,4

21


17

255,03

14,7

22


18

949,56

54,8


Таблица 14 - Расчетные данные токовой нагрузки фидеров по подстанциям. (Продолжение).

№ п/п

Подстанция

№ фидера

S, кВА

Iр, А

IV

Тураево

ввод


509,22

23


1

331,26

19,13

24


7

3238

186,95

25


12

2499,12

144,29

26


18

356,43

V

Яновка

ввод


808,3

27


1

884,85

51,09

28


7

2114,52

122,1

29


12

1511,71

87,3

30


17

3275,2

189,1

31


18

1356,97

78,3


Расчет сечений фидеров. Расчет сечений фидеров на подстанции Городецк. Расчет сечения фидера 4

Определяем сечение провода



Выбираем провод АС-70/11

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2.

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 5

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-95/16

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2.

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 6

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-70/11

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2.

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 7

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-120/27

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 8

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-150/24

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 14

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-95/16

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 16

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-150/24

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 17

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-50/8

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 18

Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-120/27

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Принимаем провод АС-70/11

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 15 - Расчетные данные сечения проводов ВЛ фидеров по подстанциям.

№ п/п

Подстанция

№ фидера

Iр, А

Сечение провода, мм2

Длина фидера, км

I

Городецк





1


4

59,14

АС 70/11

3,9

2


5

97,68

АС 70/11

16,4

3


6

76,22

АС 70/11

8,25

4


7

124,3

АС 70/11

16,85

5


8

156,7

АС 70/11

17,3

6


14

96,8

АС 70/11

9,5

7


16

136,7

АС 70/11

7,8

8


17

49,4

АС 70/11

5,2

9


18

108,4

АС 70/11

7,1

II

Еременка





10


1

143

АС 70/11

15,35

11


12

112,6

АС 70/11

5,88

12


18

33,88

АС 70/11

5,7

III

Знаменка





13


4

31,4

АС 70/11

0,4

14


5

136,6

АС 70/11

13,4

15


6

14,72

АС 70/11

1,0

16


7

161,8

АС 70/11

17,6

17


8

170,8

АС 70/11

14,1

18


14

106,6

АС 70/11

16,7

19


15

113,7

АС 70/11

8,5

20


16

85,4

АС 70/11

0,4

21


17

14,7

АС 70/11

0,5

22


18

54,8

АС 70/11

6,8

IV

Тураево





23


1

19,13

АС 70/11

0,3

24


7

186,95

АС 70/11

18,1

25


12

144,29

АС 70/11

15,2

26


18

20,58

АС 70/11

8,4

V

Яновка





27


1

51,09

АС 70/11

11,35

28


7

122,1

АС 70/11

13,85

29


12

87,3

АС 70/11

9,7

30


17

189,1

АС 70/11

15,45

31


18

78,3

АС 70/11

8,4


Общая длина провода АС 70/11(ЛЭП 110 кВ и ВЛ 10 кВ):

. Подстанция Городецк-125 км; 2. Подстанция Еременка-44 км;

. Подстанция Знаменка-95 км; 4. Подстанция Тураево-58 км;

. Подстанция Яновка-78 км;

Определение потери напряжения на фидерах подстанций. Определение потери напряжения фидера 8 подстанции Городецк

Конечная группа электроприемников ТП 8-1, 8-13, 8-14, 8-15, 8-16

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников


Определяем потерю напряжения




Определение потери напряжения фидера 1 подстанции Еременка

Конечная группа электроприемников ТП 1-14, 1-15, 1-19, 1-20

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников


Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Знаменка

Конечная группа электроприемников ТП 7-14, 7-15, 7-25, 7-26, 7-29

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников




Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Тураево

Конечная группа электроприемников ТП 7-9, 7-10, 7-13, 7-17, 7-18

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников


Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 17 подстанции Яновка

Конечная группа электроприемников ТП 17-3, 17-4, 17-11, 17-20, 17-27

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников


Определяем потерю напряжения



В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 16 - Расчетные данные потерь напряжения фидеров по подстанциям.

№ п/п

Подстанция

№ фидера

Потеря напряжения, %

I

Городецк



1


4

0,51

2


5

1,31

3


6

0,97

4


7

1,52

5


8

2,17

6


14

0,75

7


16

0,22

8


17

1,44

9


18

1,95

II

Еременка



10


1

2,31

11


12

0,12

12


18

0,57

III

Знаменка



13


4

0,11

14

1,46

15


6

0,12

16


7

2,18

17


8

2,08

18


14

1,7

19


15

0,16

20


16

0,28

21


17

0,11

22


18

0,95

IV

Тураево



23


1

0,1

24


7

2,87

25


12

3,6

26


18

0,84

V

Яновка



27


1

1,04

28


7

2,01

29


12

0,26

30


17

1,74

31


18

1,83


Расчет сечений питающей ЛЭП. Расчет сечений питающей ЛЭП подстанция Городецк

Определяем ток расчетный


Определяем сечение провода


Выбираем провод АС-70/11

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации


Проверяем провод по условию коронирования

Определяем максимальное значения начальной и критической напряженности электрического поля

,

где r0 - радиус провода, см;


Определяем среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

,

где - расстояние между соседними фазами, см.


Определяем напряженность электрического поля около провода


Согласно условию проверки на корону:


Условие выполняется

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 17 - Расчетные сечения и токи ЛЭП 110 кВ подстанций.

№ п/п

Подстанция

Iр, А

Iра, А

Сечение, мм2

I

Городецк

41,157

82,31

АС 70/11

II

Еременка

13,158

26,32

АС 70/11

III

Знаменка

39,442

78,884

АС 70/11

IV

Тураево

16,73

33,46

АС 70/11

V

Яновка

23,995

47,99

АС 70/11


Электрический расчет линии электропередачи 110кВ. Электрический расчет линии электропередачи 110кВ подстанции Городецк

Рисунок 3 - Схема замещения ЛЭП и трансформатора

где: rл, xл - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; rт, xт - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; Gт, Bт -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; Вл - емкостная проводимость линии, См; SГПП - мощность на шинах 10кВ, МВА.

Определяем активное сопротивление двухцепной линии

,

где r0 - активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l - длина линии, км.




Определяем индуктивное сопротивление двухцепной линии

,

где x0 - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км.


Определяем емкостную проводимость двухцепной линии

,

где В0 - емкостная проводимость одного километра линии, См/км; .


Определяем активное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где DРм - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА; Uн - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.


Определяем индуктивное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;


Определяем проводимости трансформаторов


где DРст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I0 - ток холостого хода, %.


Определяем зарядную емкостную мощность двухцепной линии


Определяем потери мощности в обмотках и проводимостях трансформаторов для ГПП


Определяем потери реактивной мощности в стали трансформатора


Определяем потери мощности в проводимостях трансформаторов


Определяем мощность в начале расчетного звена трансформаторов


Определяем мощность подводимую к трансформаторам


Определяем мощность линии в конце передачи


Определяем потери мощности в сопротивлениях линии


Определяем мощность в начале линии


В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 18 - Расчетные данные электрического расчета ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП

Городецк

Еременка

Знаменка

Тураево

Яновка

rЛ

1,26

1,554

1,512

1,764

1,806

хЛ

1,275

1,573

1,53

1,785

1,828

ВЛ

3,216·10-5

3,966·10-5

3,86·10-5

4,502·10-5

4,61·10-5

rТ

2,009

6,707

2,009

6,707

3,63

хТ

39,709

100,833

39,709

100,833

63,525

GТ

3,14·10-6

1,901·10-6

3,14·10-6

1,901·10-6

2,314·10-6

ВТ

1,851·10-5

8,331·10-6

1,851·10-5

8,331·10-6

1,157·10-5

0,389

0,48

0,467

0,545

0,558

0,0408+j0,8070,0139+j0,2090,0375+j0,7410,0225+j0,3390,025+j0,439






0,1120,05040,1120,05040,07






0,038+j0,2240,023+j0,1010,038+j0,2240,023+j0,1010,028+j0,14






9,946+j13,3423,042+j4,2059,927+j12,3973,884+j5,4745,52+j7,747






9,504+ j13,5663,065+j4,3069,965+ j12,6213,907+j5,5755,548+j7,887






9,504+ j13,3723,065+j4,0669,965+ j12,3883,907+j5,3035,548+j7,608






0,028+j0,02840,0033+j0,00340,0316+j0,0320,0063+j0,00640,0132+j0,0134






9,532+ j13,2063,068+j3,8299,997+ j12,1873,913+j5,0375,561+j7,342






Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ. Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ подстанции Городецк

Определяем параметры для режима максимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где dUmax - отклонение напряжения в ЦП; Uн - номинальное напряжение 110кВ.


Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП


Определяем потерю напряжения в линии в %


Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %


Определяем потерю напряжения в трансформаторе


Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному


Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе



Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где dUТ - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, dUТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% dUТ=5%;

Ответвление - 0% dUТ=10%;

Ответвление -16% dUТ=16%.


Определяем параметры для режима минимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где dUmin - отклонение напряжения в ЦП; Uн - номинальное напряжение 110кВ.


Определяем потерю напряжения в линии



Определяем напряжение в конце ЛЭП


Определяем потерю напряжения в линии в %


Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %


Определяем потерю напряжения в трансформаторе


Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному



Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где dUТ - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, dUТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% dUТ=5%;

Ответвление - 0% dUТ=10%;

Ответвление -16% dUТ=16%.


В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 19 - Расчетные данные напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП

Городецк

Еременка

Знаменка

Тураево

Яновка

104,5104,5104,5104,5104,5






0,276-j0,04290,103-j0,01080,323-j0,030,152-j0,01820,225-j0,0296






104,221104,396104,176104,347104,273






0,250,0950,2950,1390,206






-5,25-5,095-5,295-5,139-5,206






5,265+j3,3494,256+j2,6674,917+j3,5455,539+j3,4014,907+j3,09






97,98199,40298,11697,84798,58






5,674,5665,515,9095,272






55555






-5,92-4,661-5,805-6,048-5,478






115,5115,5115,5115,5115,5






0,125-j0,0190,0335-j0,00410,146-j0,0140,0709-j0,00820,054-j0,0081






115,374115,466115,353115,429115,445






0,1150,03060,1340,06450,0496






4,8854,9694,8664,9354,95






2,434+j1,511,924+j1,2062,22+j1,6012,504+j1,5372,218+j1,397






112,51113,196112,616112,491112,824






2,6042,062,4882,672,383






55555






7,2817,9097,3787,2657,567







Построение диаграмм отклонения напряжений.

Рисунок 4 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Городецк.

Рисунок 5 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Еременка.

Рисунок 6 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Знаменка.

Рисунок 7 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Тураево.


Рисунок 8 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Яновка.

Из построенной диаграммы видно, что все отклонения находятся в пределах нормы.

Расчет токов короткого замыкания.

.14.1. Расчет токов короткого замыкания на подстанции Городецк

Рисунок 9 - Расчетная схема подстанции Городецк.

Рисунок 10 - Схема замещения подстанции Городецк.

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л1, Л2


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л1, Л2


Определяем индуктивное сопротивление трансформаторов Т1, Т2


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л3


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л3


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л4


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л4



Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л5


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л5


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л6


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л6


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л7


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л7


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л8




Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л9


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л9


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л10


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л10


Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л11


Определяем активное сопротивление воздушной линии Л11



Определяем токи КЗ в точке К1

Определяем полное сопротивление до точки К1


Определяем результирующее сопротивление до точки К1


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К1


Приводим периодическую составляющую тока КЗ для точки К1


Определяем ударный коэффициент по кривой  приложение 19

Определяем результирующее активное сопротивление до точки К1




Определяем результирующее реактивное сопротивление до точки К1


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К1


Определяем токи КЗ в точке К2

Определяем результирующее сопротивление до точки К2


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К2


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К2


Определяем токи КЗ в точке К3

Определяем результирующее сопротивление до точки К3


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К3


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К3



Определяем токи КЗ в точке К4

Определяем результирующее сопротивление до точки К4


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К4


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К4


Определяем токи КЗ в точке К5

Определяем результирующее сопротивление до точки К5


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К5


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К5


Определяем токи КЗ в точке К6

Определяем результирующее сопротивление до точки К6


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К6


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент



Определяем ударный ток для точки К6


Определяем токи КЗ в точке К7

Определяем результирующее сопротивление до точки К7


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К7


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К7



Определяем токи КЗ в точке К8

Определяем результирующее сопротивление до точки К8


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К8


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К8


Определяем токи КЗ в точке К9

Определяем результирующее сопротивление до точки К9


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К9


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К9


Определяем токи КЗ в точке К10

Определяем результирующее сопротивление до точки К10


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К10


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент



Определяем ударный ток для точки К10


Определяем токи КЗ в точке К11

Определяем результирующее сопротивление до точки К11


Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К11


Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент


Определяем ударный ток для точки К11



В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 20 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 110 кВ и 10 кВ по подстанциям.

ТП

Городецк

Еременка

Знаменка

Тураево

Яновка

36,930,0830,7526,44525,828






57,446,7947,8441,13940,18






16,086,46715,956,4510,097






43,5517,65143,0817,69627,559







Таблица 21 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Городецк.

№ Фидера

4

5

6

7

8

14

16

17

18

2,7940,6931,3290,6710,6491,1111,4231,9771,53










4,4251,0852,0821,051,0161,7412,2323,1122,402











Таблица 22 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Еременка.

№ Фидера

1

12

18

0,6521,6451,671




1,0252,6752,718





Таблица 23 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Знаменка.

№ Фидера

4

5

6

7

8

14

15

16

17

18

9,7940,8036,1990,6170,7440,6451,3299,7948,9281,768











18,2831,25710,520,9661,1651,012,08218,28316,0352,8













Таблица 24 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Тураево.

№ Фидера

1

7

12

18

5,4130,5770,661,183





12,3250,9061,0381,875






Таблица 25 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Яновка.

№ Фидера

1

7

12

17

18

0,9050,7571,1020,6761,267






1,4211,1851,7331,0581,994







Выбор компенсирующих устройств. Выбор компенсирующих устройств на подстанции Городецк

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции


Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции




По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (4 шт. по 2 на секцию)

Таблица 26 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВ

IH, А

Номинальная мощность, кВАР

Без разъединителя

10

124

2250

57


Выбор компенсирующих устройств на подстанции Еременка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции


Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции


По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1350 У3(2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 27 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1350 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя




10

75

1350

57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Знаменка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции


Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции


По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3(4 шт. по 2 на секцию)


Таблица 28 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя




10

100

1800

57


Выбор компенсирующих устройств на подстанции Тураево

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции


Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции


По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 29 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя




10

100

1800

57



Выбор компенсирующих устройств на подстанции Яновка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции


Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции


По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 30 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВIH, АНоминальная мощность, кВАРБез разъединителя




10

124

2250

57


Выбор электрооборудования на стороне 10 кВ

Выбираем комплектное распределительное устройство серии К-63 предприятия ОАО "Самарский завод "Электрощит"

Выбор выключателей 10 кВ. Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


где IT, tT - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Таблица 31 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/1600 У2.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Собственное время отключения, мс

10

1600

20

3

51

30



Выбираем выключатели отходящих линий


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


где IT, tT - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (13 шт.)

Таблица 32 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/630 У2.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Собственное время отключения, мс

10

630

20

3

51

30



Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Еременка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


Выбираем выключатели отходящих линий


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (8 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (14 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Тураево

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (9 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Яновка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий


Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.


Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость


По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (7 шт.)

Выбор трансформаторов тока 10 кВ. Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя


Таблица 33 - Паспортные данные трансформатора тока ТЛК-10-31,5 У3.

UH, кВ

Ток термической стойкости, кА

Время термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Класс точности обмотки: 0,5S





для измерения

для защиты

10

31,5

3

81

0,5

10P


Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость




Таблица 34 -

Похожие работы на - Электроснабжение района нефтедобычи

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!