Проектирование кустовой насосной станции

= 11,96 + j3.34 МВА .

Напряжение в начале линии

(4.13)

Потери напряжения ВЛ 110 кВ составят:

в абсолютных единицах

?U = U^H - U^K = 112.2 - 111.2 = 1.0 кВ (4.14)

в процентах

(4.15)

Мощность, отдаваемой в сеть со сборных шин 110 кВ ПС2:

(4.16)

где Q_С1 - зарядная (ёмкостная) мощность в начале линии.

Расчётное выражение для Q_С1 имеет вид:



(4.17)

= 12,04 + 3,03 МВА

КПД электропередачи:

(4.18)

сosц нагрузки электропередачи

(4.19)

Выбор мощности и типа трансформатора для проектируемой подстанции глубокого ввода 110/10 кВ при БКНС, а также сечении и марки проводов для ВЛ110 кВ обеспечивают электропередачи высоких КПД (з = 98.8%).



5. Расчёт токов короткого замыкания электрической сети

Короткие замыкания (КЗ) - одна из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и систем электроснабжения.

Коротким замыканием называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту соединения (иначе - точке КЗ), резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима [19].

В электрических сетях, питающих БКНС, могут быть следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные (наиболее распространены в сетях с глухо- и эффективно заземленной нейтралью) и двойные замыкания на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются [26].

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть:

повреждение изоляции отдельных частей электроустановок;

неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токоведущих частей электроустановок.

Короткое замыкание в сети может сопровождаться:

прекращением питания потребите лей, присоединенных к точкам, в которых произошло КЗ;

нарушением нормальной работы других потребителей, подключенным к неповрежденным участкам сети, вследствие понижения напряжения на этих участках;

нарушением нормального режима работы энергетической системы.

Для предотвращения КЗ и уменьшения их последствий необходимо :

устранять причины, вызывающие КЗ;

уменьшать время действия защиты, действующей при КЗ;

правильно вычислять величины токов КЗ.

Последнее необходимо для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений подстанций, выбора электрических аппаратов и кабелей, оценки поведения потребителей при аварийных ситуациях, определения допустимости того или иного режима, проектирования и настройки релейной защиты, проектирования защитных заземлений, выбора разрядников, анализа аварий [10].

Расчеты токов КЗ, необходим для выбора аппаратов и

проводников, их проверки к: условиям термической и

электродинамической стойкости .три КЗ, для определения

параметров срабатывания, проверки чувствительности и

согласования действия устройств релейной защиты

электроустановок 0,4 - 220 кВ. производятся приближенным, так называемым практическим методом, многолетний опыт которого доказал его технико-экономическую целесообразность [19].

Практический метод расчета токов КЗ предусматривает ряд допущений, которые не дают существенных погрешностей:

не следует учитывать сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему (рис. 5.1);

трехфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не следует учитывать емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

не надо учитывать насыщение магнитных систем, что позволит считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчет токов КЗ в проектируемой электрической сети выполним в относительных единицах.

Целью расчета является определение тока трехфазного симметричного КЗ в точках К-1 и К-2 (рис. 5.1). Параметры, необходимые для расчета,

Рис. 5.1. Расчётная схема электрической сети.

Решение. Принимаем базисные величины:

за базисную мощность - S_б = 100 МВА;

за базисное напряжение - средние напряжения ступеней, соответствующие конкретным точкам КЗ (для К-1 - U_б1 = U_ср1 =115 кВ, а для К-2 - U_б2 = U_ср2 = 10,5 кВ)

Базисные токи определим по формуле:

(5.1)

(5.2)

Составим схему замещения расчетной электрической сети (рис. 5.2) и пронумеруем все ее элементы в порядке их расположения от ПС1 и ПС2 в направлении к точкам КЗ.

Рис. 5.2. Расчётная схема замещения электрической сети.

Определим относительные сопротивления схемы замещения приведённые к базовой мощности.

Система

(5.3)

Воздушные линии электропередачи ВЛ1 и ВЛ2.

Относительные индуктивные сопротивления ВЛ1 и ВЛ2:

(5.4)

где х₀ - удельное индуктивное сопротивление провод Ом/км;

L - длина линии, км;

Подставляя в (5.4) соответствующие численные значения получим:

Относительные активные сопротивления ВЛ1 и ВЛ2:

(5.5)

где r₀ - удельное индуктивное сопротивление провод Ом/км.

Подставляя в (5.5) соответствующие численные значения, получим:

Трансформаторы Т1 и Т2

Относительные индуктивные сопротивления Т1 и Т2:

(5.6)

где U_К - напряжение короткого замыкания, в % от номинального;

S_НОМ.Т - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Кабельные линии КЛ1 - КЛ3

Относительные индуктивные сопротивления КЛ - КЛ3:

(5.7)

Относительные активные сопротивления КЛ1 - КЛ3:

(5.8)

Синхронные двигатели М1 - М3:

(5.9)

где S_НОМ.М - номинальная полная мощность синхронного двигателя, МВА; - сверхпереходное сопротивление по продольной оси при закороченной обмотке статора (х''_*d = 0,134)[19].

Точка короткого замыкания К - 1

Составим схему замещения до точки

КЗ К - 1 (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Расчётная схема замещения электрической сети до точки КЗ К - 1.

Вычислим результирующие сопротивления до точки КЗ К- 1:

Поскольку , то активную составляющую при расчёте

учитывать не будем. С учётом этого окончательная схема замещения электрической сети до точки КЗ К - 1 будет иметь вид (рис. 5.4):

Рис. 5.4. Результирующая схема замещения электрической сети до точки КЗ К - 1.

Ток короткого замыкания в рассматриваемой точке К - 1 составит:

(5.12)

Определим ударный ток короткого

замыкания в точке К - 1.

Значения ударного коэффициента К_у находим по справочнику [19].

(5.13)

Вычислим мощность короткого замыкания в точке К - 1:

(5.14)

Точка короткого замыкания К - 2.

Составим расчётную схему замещения до точки КЗ К - 2 (рис. 5.6).

Рис. 5.6

Вычислим результирующее индуктивное сопротивление до точки КЗ

К - 2 со стороны системы:

(5.15)

Вычислим результирующие сопротивление до точки КЗ К - 2 со стороны синхронных двигателей:

(5.16)

Составим окончательную схему замещения электрической сети до точки КЗ К - 2 (рис. 5.6)

Рис. 5.6 результирующая схема замещения электрической сети до точки КЗ К - 2.

Ток короткого замыкания, притекающий в рассматриваемую точку К - 2 со стороны системы, составит:

(5.17)

Ток короткого замыкания, притекающий в рассматриваемую точку К - 2 со стороны синхронных двигателей, составит [19]:

(5.18)

Результирующее

значение тока короткого замыкания, притекающего в точку К - 2 будет:

(5.19)

Результирующее значение ударного тока короткого замыкания, в точке К-2 составит:

(5.20)

Результирующее значение мощности короткого замыкания, в точке К-2 составит:

(5.21)

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Результаты расчётов токов КЗ.

Точка КЗ	I''к, кА	Iуд, кА	S''к, МВА
К1 К2	6,3 15,8	15,9 37,9	1250 287



6. Проектирование подстанции глубокого ввода 110/10 кв

6.1 Выбор комплектной трансформаторной подстанции 110/10 кВ

Для электроснабжения объектов нефтяной промышленности применяют в качестве понизительных подстанций глубокого ввода (ПГВ), как правило, унифицированные трансформаторные подстанции в блочно-комплектном изготовлении.

Выпуск блочных конструкций и монтаж на них основного электрооборудования производится на заводе-изготовителе. Там же выполняются регулировка и наладка электрооборудования. Благодаря такой организации производства сроки сооружения подстанций с 1-1,5 лет сократились до 2-3-х недель.

Разводка контрольных кабелей производится на

унифицированных металлических лотках заводского

изготовления, а соединения выводов вторичного напряжения трансформаторов с ячейками комплектных распределительных устройств выполняется закрытыми токопроводами.

Все это также значительно сокращает объем и сроки выполнения электромонтажных работ на площадке, значительно повышает степень их индустриализации, при этом улучшается качество и повышается надежность.

В отличие от ранее сооружаемых открытых распределительных устройств (ОРУ) на этих подстанциях их выполняют из конструкций меньших габаритов, что уменьшает площадь застройки и стоимость (капитальные затраты на комплектные трансформаторные подстанции блочного изготовления напряжением 110/10 кВ по сравнению с обычными уменьшаются на 30-40 %) [3,19].

Исходя из всего выше сказанного, для проектируемой при БКНС ПГВ110/10 кВ выбираем унифицированную комплектную двухтрансформаторную подстанцию типа 2КТПБ-110/10 кВ в блочном исполнении, предназначенную для установки двух силовых трансформаторов ТДН-16000/110.

Для ОРУ-110 кВ этой подстанции применим типовую схему

типа "110-5Н" - "мостик с выключателями в цепях

трансформаторов и в перемычке", т.е. согласно требованиям [15] предусматриваем замену отделителей и короткозамыкателеи на высоковольтные выключатели.

Технические данные 2КТПБ-110/10 - 2x16 МВ-А приведены в табл. 6.1, общий вид показан на рис. 6.1, а принципиальная электрическая схема - на рис. 6.2.

2КТПБ-110/10 кВ комплектуется из следующих основных узлов:

блоки с электрооборудованием и аппаратами, ошиновка и портальные устройства ОРУ-110 кВ;

кронштейны, элементы гибкой ошиновки, шинный мост (закрытый трехфазный токопровод) для присоединения к трансформатору ячеек ввода

Таблица 6.1

Технические данные комплектной двухтрансформаторной

подстанции типа 2КТПБ-110/10 2x16 МВ-А

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
Номинальное рабочее напряжение:
ВН	кВ	110
НН	кВ	10
Количество трансформаторов	шт	2
Тип трансформатора	-	тдн
Мощность применяемого силового трансформатора	кВ-А	16000
КРУН - 10 кВ	-	К-59

10 кВ, расположенных слева и справа от трансформаторов;

элементы и устройства наружного освещения, грозозащиты и установки аппаратуры высокочастотной связи;

инвентарно-противопожарный шкаф с комплектом

инвентарных приспособлений и рукояток к приводам;

комплект кронштейнов, подвесок и металлических лотков подвесных кабельных конструкций, предназначенных для прокладки контрольных кабелей в ОРУ ПО кВ [3].

В качестве закрытого распределительного устройства 10 кВ (ЗРУ 10 кВ) применим комплектное распределительное устройство наружной установки типа КРУН-10 кВ серии К-59 в исполнении

ХЛ1 с усиленной внешней изоляцией [11].

Рис. 6.1. Общий вид комплектной двухтрансформаторной подстанции 2КТПБ110/10 мощностью 2x16000 кВА с выключателями на стороне 110 кВ в цепях трансформаторов и в перемычке.

КРУН-10 кВ серии К-59 предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты напряжением 10 кВ.

Нормальная работа КРУН-10 кВ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях:

высота над уровнем моря не должна быть выше 1000 м;

скорость ветра - до 15 м/с при толщине льда до 20 мм, а при отсутствии гололеда скорость ветра допускается до 40 м/с.

КРУН-10 кВ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и расчитано на работу в атмосфере со степенью загрязненности IV.

Месторасположение проектируемого объекта полностью удовлетворяет таким условиям эксплуатации.

Технические данные КРУН-10 кВ серии К-59 исполнения ХЛ1 приведены в табл. 6.2 [11].

Таблица 6.2

Технические данные КРУН-10 кВ серии К-59

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
Номинальное рабочее напряжение	кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение	кВ	12
Номинальный ток:
главных цепей шкафа	А	630
сборных шин	А	1000
Отключение выключателя, встроенного в шкаф	кА	20
Полное время отключения выключателя	с	Не более 0,07
Ток термической стойкости	кА	20
Время протекания тока термической стойкости	с	3
Ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов	кА	51
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76	-	Нормальная
Вид изоляции	-	Воздушная
Степень защиты по ГОСТ 14254-80	-	Пылезащищенная IP54
Вид управления	-	Местное и дистанционное
Габаритные размеры шкафа
высота	мм	2780
ширина	мм	3180
длина	мм	750



6.2 Выбор высоковольтных аппаратов и сборных шин

Экономичная и надежная работа электрических аппаратов и токоведущих частей ПТВ-110/10 кВ может быть обеспечена только при правильном их выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

В общем случае по условиям длительного режима высоковольтные аппараты и шины выбирают по номинальному напряжению, допустимому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению, роду установки и условиям окружающей среды [28].

Высоковольтные выключатели - коммутационные аппараты, предназначенные для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1 кВ в любых режимах: длительная нагрузка, холостой ход перегрузка, короткое замыкание (наиболее тяжелый аварийный режим).

Выбор высоковольтных выключателей осуществляют по следующим критериям:

по номинальному напряжению

, (6.1)

где U_{НОМ. А} - номинальное напряжение выключателя (аппарата), кВ,

U_{H0M УСТ}- номинальное напряжение установки, кВ;

по номинальному току

, (6.2)

где I_НОМ.А - номинальный ток выключателя (аппарата), А,

I_{РАБ.МАХ} - максимально возможный рабочий ток нагрузки при форсировочном режиме работы, А;

по номинальному току (или мощности) отключения

, (6.3)

где I_{НОМ.ОТК.} - номинальный ток отключения выключателя, кА, I''_{К..РАСЧ.} - действующий сверхпереходный ток КЗ (расчетный ток отключения), кА,

S_ном.а ? S''_к.расч. , (6.4)

где S_{H0M А} - номинальная мощность отключения выключателя (аппарата), MBА, S "_{к расч} - мощность КЗ (расчетная мощность отключения), MBА. На электродинамическую стойкость токов КЗ выключатели (аппараты) проверяют по условию:

(6.5)

Где

i⁽³⁾_уд - ударный ток трехфазного КЗ в месте установки

выключателя (аппарата), кА;

i_max - амплитудное значение сквозного тока КЗ выключателя (аппарата), гарантированное заводом-изготовителем, кА.

На термическую стойкость токов КЗ выключатели (аппараты) проверяются по условию:

, (6.6)

где В_к - тепловой импульс тока, характеризующий количество тепла, выделяющегося в аппарате за время КЗ, кА² *с;

Iном. т " номинальный допустимый ток термической стойкости выключателя (аппарата) в течение времени t_{H0M T}, кА;

T_НОМ.Т^_ номинальное время термической стойкости выключателя (аппарата) при протекании тока I_{Н0М т}, с.

На основании расчетных данных, полученных в предыдущих разделах настоящей пояснительной записки, высоковольтные выключатели, предусмотренные схемой (см. рис. 6.2) выбираем по критериям (6.1) - (6.4), а по критериям (6.5) и (6.6) проверяем их на практическую пригодность. Технические данные выключателей сведены в табл. 6.3 [27].

Таблица б.З

Технические данные высоковольтных маломасляных выключателей

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
		ВГТ-II0Б	BB/TEL-10-1000	BB/TEL -10-630
Номинальное напряжение	кВ	110	10	10
Номинальный ток	А	1000	1000	630
Номинальный ток отключения	кА	20	20	20
Предельный сквозной ток:
действующий	кА	20	20	20
амплитудный	кА	52	52	52
Термическая стойкость	кА	20 (Зс)	20 (4с)	20 (4с)
Собственное время включения с приводом	с	0,15	0,3	0,3
Время включения	с	0,08	0,095	0,095
Собственное время отключения с приводом	с	0,05	0,07	0,07
Минимальная бестоковая пауза при АПВ	с	0,3	0,3	0,3
Масса:
выключателя с маслом	кг	2260	192	192
масла	кг	260	12	12
Тип привода		ППРк-2000	ВВTEL 10	ВВTEL 10



Конструкция выключателя ВГТ-ПОБ проста и надежна. Малые массы и габариты позволяют устанавливать его на облегченных фундаментах. Доступ к контролируемым элементам механизмов, к контактам и камерам легкий и объем работ при их замене минимальный. Коммутационные характеристики во всем диапазоне отключаемых токов, в том числе и токов ненагруженных линий, стабильные. Выключатель с успехом эксплуатируется в районах Крайнего Севера.

Выключатели BB/TEL-10-1000 и BB/TEL-10-630 вакуумные, предназначены для встраивания в КРУ (в технической документации на КРУН-10 кВ серии К-59 [11] они как раз и рекомендованы) там, где не требуется частая коммутация.

6.2.2. Разъединители - это контактные коммутационные аппараты, предназначенные для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1 кВ без нагрузки, а также для создания в них видимого разрыва.

Разъединители выбирают по конструктивному выполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и номинальным характеристикам: номинальному напряжению (6.1), номинальному току (6.2).

Проверяют выбранные разъединители на стойкость при коротких замыканиях по критериям (6.5) и (6.6).

По справочнику [19] выбираем разъединители, технические данные которых приведены в табл. 6.4.

Таблица 6.4

Технические данные разъединителей.

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
		РНДЗ-110/1000ХЛ1	ЗОН-110Н-ХЛ1
Номинальное напряжение	кВ	110	110
Номинальный ток	А	1000	400
Амплитуда предельного сквозного тока	кА	80	16
Предельная термическая стойкость	кА	31,5(с)	6,3(4с)
Масса	Кг	254	80
Тип привода	-	ПР - ХЛ1	ПРН - ХЛ1

Ограничители перенапряжений ОПН - это аппараты, предназначенные для защиты изоляции от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

По справочнику [27] выбираем ОПН, технические данные которых приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5

Технические данные ОПН

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
		ОПН-110УХЛ1	ОПН/TEL -10/11.5УХЛ2
Номинальное напряжение	кВ	110	10
Наибольшее допустимоенапряжение	кВ	100	12,7
Пробивное напряжение (действующее значение):
не менее	кВ	170	25
не более	кВ	195	30
Импульсное пробивное напряжение, при предразрядном времени от 2 до 20 мкс	кВ	265	23,3
Остающееся напряжение при импульсном токе с длиной фронта импульса 8мкс с амплитудами (не более):
3000 А	кВ	245	23,5
8000 А	кВ	265	20,5
10000 А	кВ	195	30,5

Измерительные трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, номинальному току первичной цепи,' классу точности, номинальной мощности вторичной цепи, по роду установки (внутренняя, наружная), конструкции. Далее их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при протекании сквозных токов КЗ. Если трансформаторы тока предназначены для питания цепей релейной защиты, то их также проверяют на десятипроцентную погрешность.

При выборе трансформаторов тока по номинальному току первичной цепи должно быть выполнено следующее условие:

Iном.1 ? Iн. max (6.7)

где I_НОМ.1 ^_ номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.

Трансформаторы тока выбирают по классу точности в зависимости от класса точности присоединяемых к ним приборов.

Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению номинальной мощности его вторичной обмотки с подключаемой расчетной нагрузкой. При этом должно быть выполнено условие:

Shom.2 ? Spacч. 2 (6.8)

Где

S_H0M 2 ⁼I²ном. 2 * Zhom.2 " номинальная мощность трансформатора тока, В*А; Spасч.2 - расчетная мощность вторичной цепи трансформатора тока, В-А;

1ном. 2 - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А;

z_НОМ 2 - номинальное полное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока, Ом.

Проверку трансформаторов тока на электродинамическую стойкость выполняют по выражению:

(6.9)

а проверку на термическую стойкость - по выражению:

В_к < (к_1сI_НОМ.1)², (6.10)

где к_дин - кратность электродинамической стойкости, отн. ед.;

k_lc - кратность односекундной термической стойкости, отн. ед.

Технические данные выбранных измерительных

трансформаторов ток сведены в табл. 6.6 [19].

Таблица 6.6

Технические данные измерительных трансформаторов тока

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
		ТВТ110-ХЛ2	ТЛМ-10	ТЛМ-10
Номинальное напряжение	кВ	110	10	10
Номинальный ток
первичный	А	300	1000	300
вторичный	А	5	5	5
Варианты исполнения	-	1;10Р	0,5;10Р	0,5;10Р
Термическая стойкость	кА	25	22,5	16
Электродинамическая стойкость	кА	-	100	100
Номинальная вторичная нагрузка обмоток:
измерительной	ВА	30 - 50	10	10
защитной	ВА	10 - 50	15	15
Номинальная предельная кратность защитной обмотки	отн.ед	12 - 24	14	16
Масса	кг	42 - 122

Измерительные трансформаторы напряжения для питания измерительных приборов и реле выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, вторичной нагрузке, конструктивному выполнению.

При выборе трансформатора напряжения по номинальному напряжению первичной обмотки должно быть выполнено условие

(6.11)

где U_H0M.1 - номинальное напряжение первичной обмотки

трансформатора напряжения, В.

По классу точности трансформаторы напряжения выбирают в зависимости от допустимой погрешности в измерениях присоединяемых приборов. Работа трансформаторов напряжения в принятом классе точности гарантируется, если отклонение напряжения не выходит за пределы ± 10 % номинального.

Трансформаторы напряжения по вторичной нагрузке проверяют по условию:

(6.12)

где S_H0M- номинальная мощность трансформатора напряжения принятом классе точности, ВА

S_H2 - нагрузка, подключаемая ко вторичной обмотки трансформатора напряжения, ВА.

Если нагрузка на фазы трансформатора напряжения неодинаковая, то мощность S_H2 подсчитывают по наиболее нагруженной фазе.

Если в каталогах приведены нагрузки приборов, выраженные в омах, то мощность приборов можно определить по формуле:

, (6.13)

где U_H0M2 - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора напряжения, В;

Z_приб - полное сопротивление прибора, Ом.

На электродинамическую и термическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяют.

Технические данные выбранных трансформаторов напряжения приведены в табл. 6.7.

Таблица 6.7

Технические данные трансформаторов напряжения.

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
		НОЛ.08-10	3*3НОЛ 0,6-10
Номинальное рабочее напряжение:
ВН	В	10000;	10000
НН	В	100	100
НН (дополнительное)	В	-	100:3
Номинальная мощность в классе точности:
0,5	ВА	75	120
1	ВА	150	200
3	ВА	300	500
Предельная мощность	ВА	630	960
масса	нет	31,5	80

Выбор сборных шин осуществляем по длительно допустимому току 1_доп и проверяем их на электродинамическую и термическую стойкость.

При выборе сборных шин должно выполнятся условие:

(6.14)

где I_ДОП - длительно допустимый ток, А.

В проектируемом

ЗРУ 10 кВ ПГВ-110/10 кВ предусмотрена одна система шин, состоящая из двух секций, работающих в нормальном режиме раздельно.

За

I_H.МАХ

принимаем ток наиболее тяжелого режима, когда в работе осталась одна секция шин, несущая всю нагрузку.

Значение максимального тока нагрузки определим по формуле:

Далее, согласно (6.14), выбираем шины прямоугольного сечения марки AT 40x5 мм, длительно допустимый ток которых I_ДОП = 700 А [20].

Устанавливать их в ЗРУ 10 кВ будем плашмя в одной горизонтальной плоскости, с длиной пролета L = 0,75 м и расстоянием между осями шин а = 0,25 м. Число пролетов - больше 2.

Проверим выбранные шины на электродинамическую стойкость токам короткого замыкания.

По значениям

(6.15)

(6.16)

находим по рис. 1.6 [5] коэффициент формы сборных шин Кф = 0,96.

Теперь определим силу, действующую на сборные шины ЗРУ

кВ при трехфазном КЗ:

(6.17)

Момент сопротивления сборных шин при установке их плашмя в одной горизонтальной плоскости определим по формуле:

(6.18)

Тогда расчетное напряжение на изгиб в сборных шинах будет:

(6.19)

Проверим выбранные сборные шины на возможность возникновения в них механического резонанса, для чего определим частоту свободных колебаний шин по формуле [28]:

, (6.20)

где L - пролет шины, м;

Е - модуль упругости материала шины (для алюминия Е=70-10⁹ Па), Па ;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси сечения, перпендикулярной плоскости колебаний, м⁴;

m - масса шины на единицу длины, кг/м.

Определим момент инерции поперечного сечения шины AT 40x5 мм, установленной плашмя, по формуле:

(6.21)

Подставляя числовые значения в выражение (6.20), получим:

По условию возникновения механического резонанса колебаний шин опасными считаются частоты собственных колебаний, близкие к 50 и 100 Гц. При частоте собственных колебаний шин более 200 Гц опасности возникновения в них механических резонансных явлений нет, поэтому расчет напряжения в материале шины можно вести исходя из максимальной электродинамической силы, рассматривая ее как статическую нагрузку, как это было сделано в настоящем расчете (у_расч = 42 МПа).

Так как для шин марки AT у_доп=70 МПа, то исходя из этого делаем вывод о том, что выбранные шины механически устойчивы к действиям трехфазных токов КЗ.

Теперь проверим выбранные шины марки AT 40x5 мм на термическую стойкость токам трехфазного КЗ.

Зная, что

и принимая время действия КЗ на сборных шинах ЗРУ 10 кВ t_K = l,5 с, находим по кривым рис. 1.7 [5] приведенное время периодической составляющей тока КЗ t_пр.п = l,33 с.

Так как t_K > lc, то приведенное время апериодической составляющей тока КЗ учитывать не будем и примем t_np= t_np.п = 1,33 с.

Тогда расчетный тепловой импульс тока КЗ будет равен:

Теперь определим температуру шин до момента КЗ:

(6.23)

По кривым рис. 1.8 [5] для алюминия по значению И_р=33,3°С находим A_р = 0,2*10⁴, .

После этого, вычислив

(6.24)

По кривым рис. 1.8 [5] находим температуру нагрева алюминиевых шин при протекании по ним тока КЗ, которая равна И_К=142 °С.

Учитывая, что допустимая температура нагрева для алюминиевых шин И_ДОП = 2ОО°С, делаем вывод о том, что выбранные алюминиевые шины Марки AT 40x5 мм термически устойчивы и могут быть рекомендованы к установке в проектируемом ЗРУ 10 кВ ПГВ 110/10 кВ.

Несмотря на то, что выбранные алюминиевые шины марки AT 40x5 мм в полной мере удовлетворяют всем требованиям, но учитывая, что завод

изготовитель КРУН-10 серии К-59 комплектует их сборными шинами, рассчитанными на номинальный ток 1000 А (см. табл. 6.2), окончательно принимаем для сборных шин 10 кВ проектируемого ЗРУ 10 кВ однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения марки AT 60x8 мм с I_ДОП = 1025 А.



7. Релейная защита

7.1 Релейная защита силовых трансформаторов 110/10 кВ

Основными повреждениями трансформаторов являются междуфазные КЗ и однофазные замыкания на землю (корпус) в их обмотках и подводящих токопроводах, а также витковые замыкания в обмотках.

Ненормальные режимы работы силовых трансформаторов связаны с протеканием по обмоткам внешних токов коротких замыканий и токов перегрузки, обусловливающий ненормальный тепловой режим. К ненормальному режиму относятся также и недопустимые понижения уровня масла в баке трансформатора и в отеке РПН.

При повреждениях в трансформаторе защиты должны отключать все выключатели, которыми он подсоединен к сборным шинам. В случае параллельной работы трансформаторов должен отключаться только поврежденный трансформатор.

Согласно ПУЭ релейная защита силовых понижающих трехфазных трансформаторов мощностью 16 MB-А должна реагировать на следующие виды повреждений и ненормальные режимы работы:

многофазные замыкания в обмотках и на выводах;

однофазные замыкания в обмотках (включая витковые) и на выводах;

внешние короткие замыкания;

перегрузку обмоток;

возгорание масла;

понижение уровня масла;

"пожар" стали магнитопровода.

Для обеспечения успешной и безаварийной работы силовых трансформаторов типа ТДН-16000/110 предусматриваем следующие виды защит от:

повреждений внутри бака и от понижений уровня масла;

повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора;

токов внешних многофазных КЗ;

токов внешних замыканий на землю на стороне высшего напряжения;

токов перегрузки.

Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла. Тип защиты - газовая с одним газовым реле, контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель, и с одним газовым реле для контакторного отсека РПН. При этом имеем ввиду, что газовая защита является единственной защитой от "пожара стали" магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами электротехнической стали.

Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение соответственно. Ступень защиты, действующая на отключение, может быть переведена для действия на сигнал. Газовая защита контакторного отсека РПН выполняется одной ступенью, действующей только на отключение.

Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора. Тип защиты - продольная дифференциальная токовая защита, действующая без выдержки времени на отключение поврежденного

трансформатора от неповрежденной части электрической сети и других электроустановок с помощью выключателей (рис. 7.1.)



Рис. 7.1. Продольная дифференциальная токовая защита силового двухобмоточного понижающего трансформатора типа ТДН - 16000/110.

Трансформаторы тока для продольной дифференциальной токовой защиты устанавливаются со всех сторон защищаемого силового трансформатора.

Для защищаемых двухобмоточных трансформаторов, имеющих схему соединения обмоток Y_н/Д, вторичные обмотки трансформатора тока на стороне высшего напряжения соединяем в треугольник, а на стороне низшего напряжения - в звезду, при этом в дифференциальной цепи устанавливаем три реле.

Продольную дифференциальную токовую защиту осуществляем с применением реле тока с торможением типа ДЗТ - 11, обладающими улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса.

Дифференциальная защита трансформатора, выполняемая при помощи реле ДЗТ-11, настраивается так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Уставки защиты продольной дифференциальной токовой защиты для двухобмоточных силовых трансформаторов ТДН-16000/110 будем рассчитывать по следующим формулам и в следующей последовательности.

Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, выраженный в амперах, определим по формулам:

(7.1) и

(7.2)

Коэффициенты схем включения к_сх реле ДЗТ-11 во вторичные цепи трансформаторов тока:

ВН при соединении ? к_сх = ;

НН при соединении Y к_сх = 1.

Расчетные коэффициенты трансформации трансформаторов тока на сторонах:

; (7.3)

, (7.4)

где I_{H0M TT} - номинальный ток трансформаторов тока, А.

Принимаем коэффициенты трансформации трансформаторов тока для сторон:

BH - K_iBH; HH - K_iHH.

Первичный ток срабатывания защиты:



(7.5)

Расчетный ток срабатывания реле ДЗТ-11, приведенный к стороне ВН:

(7.6)

Минимальное значение тока в реле ДЗТ-11 при двухфазном КЗ на выводах НН:

на среднем ответвлении РПН

(7.7)

на крайнем ответвлении РПН

(7.8)

где К_i.ВН - коэффициент трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых со стороны ВН;

- минимальное значение тока в обмотке трансформатора при трехфазном КЗ на выводах НН при среднем ответвлении РПН;

- то же, но при крайнем ответвлении РПН.

Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах НН:

на среднем ответвлении РПН



(7.9)

на крайнем ответвлении РПН

(7.10)

где w_BH- число витков рабочей обмотки реле ДЗТ-11, включаемых в плечо защиты со стороны ВН.

Wbh ? Wbh. pасч = 100 / I_{С .Р.} (7.11)

Число витков рабочей обмотки реле ДЗТ-11, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное

(7.12)

Принимается значение w_HH ближайшее к w_{НН.РАСЧ} целое число. Число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное

(7.13)

где е = 0,1;

?u - относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

б - угол наклона касательной к тормозной характеристике реле ДЗТ-11;

tgб = 0,75.

Результаты расчета уставок продольной дифференциальной токовой защиты сведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1.

Уставки продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора типа ТДН - 16000/110

Параметр	Единица измерения	Значение
Данные защищаемого трансформатора
Полная мощность	кВА	16000
Номинальное напряжение обмоток:
ВН	кВ	115
НН	кВ	11
Схема и группа соединения обмоток силового трансформатора	-	Yн/Д-11
Данные трансформатора тока
Схема и группа соединения обмоток трансформатора тока	-	Д/Y
Коэффициент трансформации на стороне:
ВН	-	150/5
НН	-	1500/5
Уставки реле типа ДЗТ-11:
число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо зашиты со стороны ВН	-	14
число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН	-	14
число витков тормозной обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН	-	11
Минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН, соответствующее требованиям чувствительности:
на среднем ответвлении РПН	А	287
на крайнем ответвлении РПН	А	214

Зашита от токов внешних многофазных КЗ. Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (продольной дифференциальной токовой и газовой).

В качестве защиты трансформаторов ТДН 16000/110 от токов внешних КЗ применим максимальную токовую защиту с пуском напряжения, устанавливаемую на стороне высшего напряжения.

МТЗ выполним при помощи двух реле тока КА1 и КА2 типа РТ-40, фильтра-реле напряжения обратной последовательности KVZ типа РНФ-1М и минимального реле напряжения KV типа РН-54/110 (рис. 7.2).

Рис. 7.2. Максимальная токовая защита трансформатора

ТДН16000/110

от внешних многофазных коротких замыканий (а) скомбинированным пусковым органом напряжения (б)

Для питания напряжением пусковых органов МТЗ используем шинные трансформаторы напряжения ЗРУ 10 кВ.

Ток срабатывания реле МТЗ определяется по формуле:

(7.14)

где К_ОТС - коэффициент отстройки реле, равный К_ОТС = 1,2;

К_СХ - коэффициент схемы, равный К_СХ =;

I_Н.max - наибольшее значение тока нагрузки трансформатора, с учётом самозапуска синхронных двигателей БКНС, А

К_В - коэффициент возврата, равный К_В = 0,8 - 0,85;

К_i - коэффициент трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых на стороне ВН.

Уставка комбинированного пускового органа напряжения выбирается в диапазоне:

U_С.З = (0,4 ч 0,5)U_HOМ. (7.15)

где U_H0M - номинальное напряжение (в данном случае) на стороне НН, т.е. на стороне 10 кВ, В.

Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне

высшего напряжения. Защита предусматривается для

трансформаторов с глухим заземлением нейтрали - обмотки

высшего напряжения при наличии присоединений синхронных

электродвигателей в целях резервирования отключения

замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора.

Земляная защита выполняется в однорелейном исполнении. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора (рис.7.3.).



Рис. 7.3. Токовая защита нулевой последовательности трансформатора ТДН-16000/110:

а)первичная цепь; б) вторичная цепь

Первичный ток срабатывания защиты принимается равным

I_С.З = (0,4 ч 0,8)I_НОМ.Т

где I_Н\ОМ.Т - номинальный ток трансформатора.

Защита действует на отключение выключателя установленного со стороны ВН защищаемого трансформатора.

Защита от токов перегрузки. Тип защиты - МТЗ от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Защита устанавливается на двухобмоточных трансформаторах с односторонним питанием - на стороне питания.

Защита выполняется в однорелейном исполнении - реле тока КА (см. рис. 7.2, б).

Ток срабатывания реле определим по формуле:

(7.16)

где ; К_ОТС = 1,2 ; К_В = 0,8 ч 0,85.

Продолжительность срабатывания защиты выбираем примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска синхронных двигателей БКНС, получающих питание от защищаемого силового трансформатора.

7.2 Релейная защита линии 10 кВ

Для электроснабжения участка нефтедобычи (кустов скважин, ДНС и буровых установок), прилегающего к проектируемой БКНС, используются воздушные линии электропередачи напряжением 10 кВ. Выходы из ЗРУ 10кВ ПГВ 110/10 кВ при БКНС будем осуществлять кабелями, прокладываемыми в земле (траншеи) за территорию БКНС до концевой анкерной опоры соответствующей ВЛ 10 кВ.

Нефтепромысловые электрические сети напряжением 10 кВ представляют собой систему с малыми токами замыкания на землю (систему с изолированной нейтралью).

Согласно требованиям ПУЭ такие линии должны иметь следующие устройства релейной защиты (рис. 7.8):

двухступенчатую максимальную токовую защиту;

защиту от перегрузки;

защиту от замыканий на землю.

Двухступенчатую максимальную токовую защиту предусмотрим в виде:

максимальной токовой защиты без выдержки времени - токовая отсечка;



Рис. 7.4. Схема релейной защиты ВЛ 10 кВ максимальной токовой защиты с выдержкой времени.

Каждый вид этой защиты выполним в двухрелейном исполнении с действием на отключение высоковольтного выключателя Q9 защищаемой линии:

токовые реле КА9 и КА10 образуют токовую отсечку (ТО);

токовые реле КА11 и КА12, совместно с реле времени, которое на рис.7.4 не показано, образуют максимальную токовую защиту с выдержкой времени (МТЗ).

Уставки реле токовой отсечки рассчитаем по формуле:

, (7.17)

а МТЗ с выдержкой времени по формуле:

, (7.18)

где к_Н = 1.2 ч 1.3 - для ТО, выполненной с реле РТ-40;

к_Н = 1.4 ч 1.5 - для ТО, выполненной с реле РТ-80;

к_Н = 1.1 ч 1.2 - для МТЗ с выдержкой времени.

Защиту линии от перегрузки выполним в виде максимальной токовой защиты в однорелейном исполнении (реле тока КА13 на рис. 7.4), действующей с выдержкой времени на сигнал.

Уставку реле максимальной токовой защиты от перегрузки определяем по формуле:

(7.19)

где к_Н = 1,2 ч 1,4.

Защиту от однофазных замыканий на землю выполним в виде максимальной токовой защиты нулевой последовательности (реле тока КА14 и трансформатор тока нулевой последовательности ТА31 на рис. 7.4).

Уставку срабатывания реле будем определять по формуле:

(7.20)

где к_Н = 4 ч 5;

I_С - емкостной ток замыкания на землю, А.

7.3 Устройство автоматического включения резерва

Повышение надежности питания цепей выпрямленного оперативного тока можно обеспечить автоматическим подключением их к резервному источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного питания (УАВР).

Схемы УАВР должны удовлетворять следующим требованиям:

срабатывать при прекращении питания потребителей от рабочего источника по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервом для данных потребителей источнике питания;

иметь минимальное время срабатывания;

обладать однократностью действия;

обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение

резервного источника питания и его потребителей от

поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу.

Выполним устройство АВР на контакторах. В схеме на рис. 7.9, потребители системы оперативного выпрямленного тока получают питание от рабочего источника трехфазного переменного тока на напряжении 380 В по линии Л1 от трансформатора собственных нужд ТЗ. Контактор КМ1 удерживается во включенном положении катушкой КМ1, которая находится под полным рабочим напряжением линии. При этом его вспомогательный контакт КМ1.2 в цепи катушки контактора , КМ2 разомкнут, поэтому контактор КМ2 отключен. Он включается автоматически и переводит питание на резервный источник (трансформатор Т4) только при отключении контактора КМ1, когда замкнется вспомогательный контакт КМ1.2. Устройство АВР автоматически восстанавливает питание от рабочего источника (ТЗ) после появления напряжения на линии Л1.



Рис. 7.5. Схема устройства АВР в цепях питания системы оперативного выпрямленного тока

7.4 Автоматическая частотная разгрузка

Автоматическое отключение части нагрузки при снижении частоты в электроэнергетической системе, вызванном возникшим аварийным дефицитом активной мощности, необходимо для восстановления нормального уровня частоты.

Понижение частоты в электроэнергетической - системе нарушает ее нормальное функционирование и даже может привести к цепочному развитию локальной аварии в общесистемную, т.е. к ее развалу с нарушением электроснабжения целых районов. Если возникший дефицит активной мощности не покрывается самой электроэнергетической системой путем автоматических включений резервных источников активной мощности и снижение частоты достигает опасного уровня, единственной возможностью восстановления частоты в такой ситуации оказывается автоматическое отключение части нагрузки потребителей соответствующей значению создавшегося дефицита.

В настоящее время верхняя граница снижения частоты, от

которой начинается автоматическая разгрузка

электроэнергетической системы, составляет 49-49,2 Гц. Критической частотой является частота около 46,5 Гц [19,24].

На проектируемой подстанции 110/10 кВ БКНС предусмотрим двухступенчатую частотную разгрузку (АЧР).

На рис. 7.6 показана схема АЧР, размещенного в КРУН-10 кВ.

Рис. 7.6. Схема АЧР в КРУН 10 кВ

АЧР I действует при частоте 49-49,2 Гц с выдержкой времени 15-20 с, а АЧР II - при частоте 48 Гц с выдержкой времени 0,5 с,

В качестве общего измерительного органа АЧР используем полупроводниковые реле понижения частоты типа РЧ-1 (KF-1, KF-2). Реле срабатывает сначала на уставке определенной очереди АЧР, после чего переключается на другую уставку. Реле времени АЧР включено во вторичную цепь трансформатора напряжения через электромагнитный стабилизатор напряжения.

Автоматическая частотная разгрузка действует на отключение высоковольтных выключателей соответствующих синхронных электродвигателей.



8. Безопасность и экологичность проекта

8.1 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

Мероприятия по технике безопасности:

- в каждой насосной станции на видном месте должны быть вывешены схемы её коммуникаций и нагнетательных водоводов с колодцами и задвижками, первичная и вторичная схемы установок электропитания, а также установленные списки лиц, имеющих допуск к их обслуживанию и осмотру;

- к работе с оборудованием допускаются лица, соответствующие по своей квалификации, характеру выполняемых ими работ и прошедшие инструктаж по технике безопасности и сдавшие экзамен;

- в помещениях станции должна поддерживаться чистота, при этом она должна быть оборудована вытяжной вентиляцией. Запрещается хранение легко воспламеняющихся веществ;

- проходы и рабочие места не следует загромождать деталями оборудования или посторонними предметами. Не допускается затаскивать кислородные и газовые баллоны в блоки и во время газосварочных работ. Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов должны иметь прочные съемные металлические ограждения, надёжно закрывающие доступ к ним со всех сторон. Ремонт и осмотр ограждённых частей, и снятие ограждений допускаются только после полной остановки механизма;<...