Повышение эффективности работы распределительных сетей 35 кВ нефтедобывающей отрасли

Тип работы:
Реферат
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

и науки Республики Казахстан. — N9 2003/1383.1 — эаявл. 28. 10. 2003 — опубл. 15. 07. 2005. Бюл. № 7. — 3 с.: ил.
8. Клсцсль М. Я., Алишев Ж. Р., Мануковский, А В. Мусин В. В. Свойства гсрконов при использовании их в релейной защите // Электричество. — 1993. — N9 9. -С. 18−21.
9. Правила устройства электроустановок. — Иэд седьмое. — СПб: Деан, 2000. — 928 с.
КЛЕЦЕЛЬ Марк Яковлевич, доктор технических наук, профессор, Павлодарского государственного унверситета им. С. Торайгырова. кафедра «Автоматизация и управление».
НИКИТИН Константин Иванович, кандидат технических наук, доцент Омского государственного технического университета, кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий»".
ТОКОМБАЕВ Мират Тулегенович, аспирант Павлодарского государственного унверситета им. С. Торайгырова.кафедра «Автоматизация и управление»". СТИНСКИЙ Александр Сергеевич, аспирант Павлодарского государственного унверситета им. С. Торайгырова, кафедра «Автоматизация и управление».
Дата поступлення статьи о редакцию: 10. 03. 2009 г.
© Клецель М. Я., Ннкнтнн К. И., Токомбаев М. Т., Стннский А. С.
УДК 621. 311. 004. 13−52. 004. 63? д ВУРЧЕВСКИЙ
Д. В. ЩЕКОЧИХИН В. В. БАРСКОВ Р. К. РОМАНОВСКИЙ
Омский государственный технический университет ООО «РН-Юганскнефтегаз& gt-«
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 35 КВ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ
В статье рассматривается вопрос уменьшения потерь активной мощности за счет выбора оптимальных мест размещения пунктов секционирования распределительной электрической сети напряжением 35 кВ. Рассмотрен пример расчета для фрагмента реальной схемы.
Ключевые слова: распределительная сеть, потери мощности, энергии.
Формирование схемы распределительной сети предприятий нефтедобывающей отрасли определяется фактором появления новых нофтедобыпающнх кустов, поэтому, как правило, развитие сети осуществляется без наличия долгосрочного перспективного плана развития. В связи с этим первоначально основная распределительная сеть 35 кВ строится по простейшей двухцепной магистральной схеме, а понижающие подстанции 35/6 запитываются отпаяч-ными линиями. В процессе развития схемы сети и появлении новых центров питания для обеспечения необходимой надежности электроснабжения формируются магистральные схемы как минимум с двухсторонним питанием, то есть предусматривается возможность запитывания подстанций от нескольких источников питания.
Однако нормальная схема эксплуатации предусматривает работу этих сетей в разомкнутом режиме, что позволяет сократить затраты на сооружение сеж прежде всего за счет количества выключателей и применения более простых устройств защиты и автоматики, правд а, это приводит к увеличению времени поиска по-
вреждений и. соответственно, снижению надежности электроснабжения. При работе в замкнутом режиме так же могут увеличиваться потери мощности (энергии), так как из-за различия в уровнях напряжения в центрах питания появляются уравнительные токи, вызывающие дополнительные потери и увеличиваются уровни токов короткого замыкания. Поэтому сети 35 кВ. с помощью пунктов (ячеек) секционирования, делятся на отдельные разомкнутые фрагменты. Это по-зволяетснизить ущербы при повреждении фидеров за счет уменьшения области распространения аварии и времени поиска повреждения. Крометого, обесточенные подстанции в этом случае после отделения их от поврежденного участка сети будут заиитаны от другого центра питания. В настоящее время в качестве пунктов секционирования на напряжение 35 кВ, так же как и в распределительных сетях 6 — 10 кВ начинают применяться реклоузеры с вакуумными выключателями. Реклоузеры более эф& lt-|)ективны и удобны в эксплуатации, чем традиционные пункты секционирования на базе комплектых распределительных устройств наружного исполнения (КРУН). Поэтому, с учетом новы-
Замеры нагрузок для исследуемой схемы
Ноимомооанио п/ст Значение тока иа секции. А
На стороне 6 кВ На стороно 35 кВ
ТП-159_Т1 230 39. 43
ТП-193_Т1 250 42. 86
ТП-195_Т 1 150 25. 71
ТП-197_Т1 100 17. 14
ТП-162_Т1 325 55. 71
ТП-159_Т2 240 41. 14
ТП-193_Т2 400 68. 57
ТП-195_Т2 290 49. 71
ТП-197_Т2 120 20. 57
ТП-162_Т2 150 25. 71
Таблица 2
Расчет потерь мощности при текущем разрезе (фидер I)
Линия 1. А го ом/км Длина, км Я. Ом Д Р. КВт
Усть-Балык-25 108. 00 0. 244 5.8 1. 4152 49,52
25−54 68. 57 0. 244 7.5 1. 83 25. 81
54−59 25,71 0. 244 0.9 0. 2196 0. 44
12−9 17. 14 0. 244 0.5 0. 122 0. 11
Московская -9 72. 86 0. 244 2. 05 0.5 7,96
Итого 83,84
Таблица 3
Расчет потерь мощности при текущем разрезе (фидер 2)
Линия 1. А го ом/км Длина, км Я. Ом Д Р. КВт
Усть-Балык-25 159,43 0. 244 5.8 1. 4152 107. 91
25−54 118. 29 0,244 7.5 1. 83 76. 81
54−59 49,71 0. 244 0.9 0,2196 1. 63
12−9 20,57 0. 244 0.5 0,122 0. 15
Московская -9 46. 29 0,244 2. 05 0.5 3. 21
Итого 189. 72
Таблица 4
Рекомендуемый разрез) полиции 25−54) фидер !
Линия 1. А Я. Ом Д Р. КВт
Усть-Балык-25 39. 43 1. 4152 6,60
54−59 42. 86 0. 2196 1. 21
12−9 85. 71 0. 122 2. 69
Московская -9 141. 43 0.5 30,00
Итого 40,50
Таблица 5
Рекомендуемый разрез (по линии 25−54) фидер 2
Линия 1. А Я. Ом Д Р. КВт
Усть-Балык-25 41. 14 288 1. 4152 7. 19
54−59 68,57 143 1. 83 25. 81
12−9 138. 8571 0. 122 7. 06
Московская -9 164. 5714 0.5 40. 63
Итого 80. 68
«К* ио I «ЯИМЭИ ИИККАУМ ИЮЭРЮ жаикхисхшуе узгиомюе
%
Устк-Быик (& lt-ип>- I)
ся
Москокш (фнлгр 1)
ТП-159(ТП
Ш1"& gt- т& gt-
тл-|р$т& gt-
ТП-197 (Т1)
Ш-162 (Т1)
Рис. I. Фрагмент исследуемой сети
Устк-Бм их (фшгр I)
СЯ
!оанси& gt- («м* О
12 9
1. -0. 5
I- 17. 14 А
1−25.7 А
Рис. 2. Расчет токов п фидере I при текущем разрезе
ТП-197 (Т|) 1−17, И А
1-Г. 05 ид
I- 72. 15 А
ТП-16 ГГЦ 1−55. 71 А
Устк-Бхиа (филгр 2)
25
4 $
54
59

15.1 км 1−6. '- и! 1. -1.2 км Ь-0. 9 км
1−159. 4} д 1−111. 29 А 1- 49. 71 А
Ш-159 (Т2) 1−41. 14 А
ТП. 10*гГ"1 ТП. 10<-ГГЛ
1−61. 57 А 1−49. 71 А
СЯ
Москоасии (фюгр 2)
ТП-197 (Т2) 1−20. 57 А
ТП-162 & lt-Т2) 1−25,71 А
Рис. 3. Расчет токов в фидере 2 при текущем разрезе
Усп-Биых (фндгр I)
I-
25
Ь-5. 1 км
1−41А
41
& lt-4
59
СЯ
Москоюа. (^ыл"р I) 9
Ш-159 (Т1) 1−39. 4) А
¦1
1Н5.1 км 1−1.2 км Ы). 9о1 ш 1−0.5 км ш 1−2. 05 км
1−8. 57 А I- 34^ А 1−60 А I- 77. 14 А I- 132. 15 А
Ш-1И & lt-Т1>- 1−42. 17 А
ТП-195 (ТП 1−23.7 А
Ш-197 (Т1) 1−17. 14 А
Ш-162 (Т1) 1−55. 71 А
Рис. 4. Поиск точки потокораздела фидера 1
шения требований по надежности к электроснабжению нефтедобывающих предприятий, предполагается более широкое применение пунктов секционировании. При выборе места установке пункта секционирования руководствуются в основном фактором надежности и. как правило, не учитывают фактор изменения величины потерь мощности (энергии) при разделении схемы.
Задача поиска оптимальных мест установки пунктов секционирования (оптимальных мест размыкания сети), сточки зрения минимизации потерь, в общем случае сводится к поиску минимума целевой функции приведенных затрат на передачу электри-
ческой энергии. При этом должны выполняться технические и технологические ограничения (величина рабочего тока в линиях должна быть меньше допустимой. потерн напряжения в сети должны находиться в допустимых пределах и т. д.) (1. 2). В состав целевой функции включаются стоимость потерь энергии и составляющие, обусловленные надежностью и качеством напряжения.
Определение слагаемых приведенных затрат вта-ком общем виде затруднено, так как необходимо знать графики нагрузок подстанций, дать количественную оценку надежности и качеству напряжения.
У па-Бач ыа ($»: ир 2)
I*
25
4 $
. <-9
СЯ
Мосхоасюл (фил*? 2)
9
1−5.» ал
1−54. 16 А
1. -0.) ан 1−1,2 км 1. -0.9 аы ¦Г 1. -0.5 ам
1-И. 72А I- 54. 85 Л 1- 104,56 А 1- 125. 14 А
ТЛ-159СТЗ) 1−41. 14 А
'-'-ста-Балыа ($"и*р 1& gt-
ТП159(Т1& gt- 1−59,4) А
1−2. 05 ал
1
I- 350. 16 А
ТП-19) 02) 1−61,57 А
ТП-195 & lt-Т2» 1−49. 71 А
ТО-197(Т2) 1−20,57 А
Рис. 5. Поиск точки потокораздела фидера 2
7П-162 (Т2) 1−25,71 А
Mofaoio. ii (фМф I)
ТТ3 19ХТП 1−42. 17 А
ТП19ЯТП 1−25.7 А
ТП-197 (Т|) 1−17. 14 А
тп1в2а1)
1−55. 71 А
Рис. 0. Расчет токои и фидере I при рекомендуемом разрезе
Устъ-Бадиа (фодгр 2)
I-
25
Ь-5,8 ач
41
59
•О
Могамкси ($мд*р 2) 9
1−0,9 ап
1−2. 05 ач
-1
1−41,14 А
I- «*. 57 А
1−111. 21 А
I- 138. 85 А
1- 164. 56 А
ТП-19) СТ2) ТП-195 (Т2)
ТП-159 (Т2) ТП-197 (Т2) ТЛ-16 202)
1−41. 14 А 1−68. 57 А 1−49,71 А 1−20. 57 А 1−25. 71 А
Рис. 7. Расчет токов п фидере 2 при рекомендуемом разрезе
Однако без существенного снижения точности решения задачу можно значительно упростить (1 ]. Действительно, фактор надежности можно учесть и технических ограничениях, введя, например, условие размыкания контуров на шинах подстанций, питающих наиболее ответственных потребителей.
Показатель качества напряжения, связанный с отклонением напряжения, также можно исключить из состава слагаемых целевой функции, а учитывать его в технических ограничениях, так как в случае отыскания мест размыкания контуров, отвечающих минимуму потерь мощности и энергии в сети, в точках деления сети будут получены и самые низкие уровни напряжения. При этом необходимо следить только за тем, чтобы уровень напряжения в точках размыкания кон туров не снижался ниже допустимого.
Так как конфигурация суточных графиков подстанций 35/6 распределительной сети нефтедобывающих предприятий примерно одинаковая, вместо стоимости потерь энергии можно минимизировать потери мощности. В этом случае решение задачи поиска оптимальных мест размыкания сети сводится к определению минимума целевой функции потерь мощности
ДР (К, У) = шт, (1)
где К — множество порядковых номеров контуров- V — множество порядковых номеров ветвей.
При этом должны выполняться следующие ограничения:
где I, — расчетное значение тока в 1-й ветви- 1А — допустимое значение тока для 1-й ветви- и1ВМ», и)1П111 — минимальное и максимальное допустимые значения напряжения в ]-м узле- и, — расчетное значение напряжения в1-м узле.
Рассмотрим решение этой задачи на фрагменте схемы 000"ЮНГ-Энергонефть"(рис. 1). На рисунке представлен только один фидер, так как параметры второго фидера полностью идентичны. Оба фидера выполнены проводом марки АС-120 с допустимым током 375 А. Для упрощения анализа не рассматриваются линии, идущие на отпаячные подстанции, так как они не влияют на потери в самом фидере.
В таблице 1 приведены замеры тока на подстанциях, соответствующие максимальному режиму на-
оаассий научный метни* ^ 1 (77). гоо» эидопикл элшроихмика
грузки. Замеры проводились на стороне 6 кВ. На рисунках 2 и 3 представлены расчеты протекающих по линиям токов при текущем разрезе. В таблицах 2 и 3 расчеты потерь мощности, отвечающих гока. м максимальных нагрузок.
Известно, что потери мощности будут минимальны при размыкании замкнутых сетей в точке токораздела [ 11. Алгоритм определении точек токо* раздела при комплексном решении задачи оптимизации всей схемы приводится в |3). Дли рассматриваемого фрагмента определение точек токораздела фидеров можно провести с использованием правила моментов. При этом будем учитывать, что в нашем случае сеть явлиется однородной. Результаты расчета представлены на рисунках 4 и 5. На рисунках видно, что в обоих случаих точкой токораздела является узел (опора) 54. Так как непосредственно в этом узле сеть физически разделить нельзя, заточку раздела принимается линии с наименьшим током. В нашем случае линии 25 — 54. На рисунках 6 и 7 представлены результаты расчета токов, а в таблицах 4 и 5 — расчеты потерь мощности дли данной точки разреза.
Общие потерн активной мощности по двум ли-ниим при текущем разрезе составлиют 273,56 КВт, а при рекомендуемом — 121,19 КВт. Таким образом, потери мощности при переносе точки разреза сети уменьшаютси по рассматриваемому фрагменту на 55,7%.
Число часов использования максимума нагрузки (Т шах) дли нефтедобычи составлиет 7000- 7500 часов (41. Времи максимальных потерь т можно определить по эмпирической формуле 11):
гв (0−124 + 7^?Т'-8760 (2)
I. 10 000 ^
Дли приведенных значений Т шах значение т ме-ниетси в диапазоне 5950 — 6700 часов.
При использовании понитии времени максимальных потерь потери энергии определиютси из выражении:
ДМ = ЛР^т, (3)
гдеДР (, м, — потери мощности, определенные при максимальной нагрузке.
Таким образом, из анализа расчетов следует, что уменьшение потерь энергии при переносе точки разреза сети только одного участка схемы составит 906 643−1 020 925 кВт’час в год При стоимости электроэнергии 1,53 руб/кВт '-час стоимость потерь уменьшаете на 1387 — 1562 тыс. рублей.
Библиографический список
1. Поспелов, Г. Е. Сыч. Н. М. Потери мощности и энергии н электрических сетях. — М.: Энергоиэддт. 1981. -216 с.
2. Железко. Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. — М.: Энергоатомиэдат, 1989. — 176 с.
3. Щекочихин, А. В. Минимизация потерь активной мощности н городских распределительных электрических сетях за счет выбора оптимальной конфигурации. // Омский научный вестник. — 1998. — Вып. N9 5. -С. 87−91.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д А. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС. 2005. — 320 с.
БУРЧЕВСКИЙ Виталий Анатольевич, начальник управлении энергетики, главный энергетик «РН-Юган-скнефтегаз», г. Нефтеюганск.
ЩЕКОЧИХИН Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры ЭсПП Омского государственного технического университета. БАРСКОВ Владислав Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры ЭсПП Омского государственного технического университета. РОМАНОВСКИЙ Рэм Константинович, доктор физико-математических наук, профессор кафедры «Основы теории механики и автоматического управлении» ОмГТУ.
Дата поступления статьи в редакцию: 00. 03. 2009 г.
© Бурчсвский В. Л., Щекочихин Л. В., Барсков В. В., Романовский Р. К.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой