Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Цель курсового проекта - систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчета релейной защиты.

Буровая установка, нагрузка, трансформатор, шина, ток, двигатель, комплектное тиристорное устройство, выключатель, учет, ограничитель, разъединитель, предохранитель, отсечка, защита, линия, система, комплекс. Вданном курсовом проекте производится разработка системы электроснабжения и релейной защиты буровой установки БУ-5000 ЭУК с применением СВП.

В работе осуществляется выбор основного электрооборудования, произведены расчеты заявленных нагрузок потребителей, выбор числа и мощности трансформаторов, произведен расчет сечения проводов, расчет токов короткого замыкания, по результатам которых выбраны электрические аппараты.

Рассмотрена релейная защита силовых трансформаторов, отходящих фидеров. В тексте использованы следующие сокращения:

БУ - буровая установка;

КЛ - кабельная линия;

РУ - распределительное устройство;

КТУ - комплектное тиристорное устройство;

КЗ - короткое замыкание;

ОЗЗ - однофазное замыкание на землю;

МТЗ - максимальная токовая защита;

МПЗ - микропроцессорное устройство релейной защиты.



Содержание

Реферат

Введение

1. Литературный и патентный обзор

2. Характеристика объекта проектирования

3. Электроснабжение

• 3.1 Расчет потребляемой мощности буровой установки
• 3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69 кВ
• 3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ
• 3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4
• 3.5 Выбор высоковольтного оборудования
• 3.6 Расчет токов КЗ
• 3.7 Выбор шин
• 3.8 Выбор выключателей
• 3.9 Выбор разъединителей
• 3.10 Выбор ограничителей перенапряжения
• 3.11 Выбор трансформаторов тока
• 3.12 Выбор трансформаторов напряжения
• 3.13 Выбор предохранителей
• 3.14 Выбор трансформатора собственных нужд
• 4. Релейная защита и автоматика системы электроснабжения
• 4.1 Защита сетей 6 кВ
• 4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств
• 4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов
• 4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений
• 4.5 Центральная сигнализация
• 4.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4
• 4.6.1 Расчет МТЗ
• 4.6.2 Расчет дифференциальной защиты
• 4.6.3 Газовая защита трансформатора
• 4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит
• 4.7.1 Расчет МТЗ
• 4.7.2 Токовая отсечка
• 4.8 Расчет релейной защиты и автоматики электродвигателя
• 4.9 Автоматизированная система контроля и учета энергоносителей
• Заключение
• Список использованных источников


Введение

Добыча нефти и газа является одной из важнейших звеньев энергетической программы страны. Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно сопровождаться планомерным проведением энергосберегающей политики. Добиться решения этой задачи можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Развитие нефтяной и газовой промышленности базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения, к качеству электрической энергии, к ее экономному и рациональному расходованию.

Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных методов, повышающих производительность труда.

В проекте рассмотрено энергоснабжение буровой установки БУ-5000ЭУК. В установке реализованы система верхнего привода, и комплексная автоматизированная система управления. В проекте рассмотрены преимущества этих системы, оценена экономическая эффективность внедрения СВП.



1. Литературный и патентный обзор

Нефтегазовая промышленность, а особенно электробурение, являются весьма энергоемкими отраслями, причем основной объем электроэнергии потребляют привод буровых насосов и лебедок. Значительный рост стоимости электроэнергии, получаемой от источников централизованного электроснабжения, и стоимости линий электропередачи, а также наметившиеся тенденции перехода к автономному энергоснабжению с источниками ограниченной установленной мощности выводят на первый план задачи энергосбережения.

В ближайшие годы основной объем внедрения регулируемых электроприводов на предприятиях нефте- и газодобычи нашей страны будет связан с их реконструкцией. При этом наряду с заменой изношенного или морально устаревшего оборудования возможна и модернизация электроприводов путем доукомплектования существующих электрических машин и систем управления тиристорными преобразователями и другими компонентами регулируемого электропривода. При этом ожидаемая экономия электроэнергии за счет внедрения регулируемого электропривода может составить до 40% от ожидаемой экономии по всей совокупности мероприятий. Практическая безальтернативность регулируемого электропривода для тяжелых и экстремальных условий эксплуатации обусловливает особую важность создания таких электроприводов для технических средств освоения континентального шельфа.

Основные направления развития электропривода технологических установок нефтяной и газовой промышленности совпадают с общей тенденцией развития электропривода на современном этапе - все более широким применением регулируемого электропривода и компьютерных средств автоматизации при создании нового и модернизации действующего технологического оборудования. Следует также отметить специфическое дня нефтяной и газовой промышленности направление дальнейшего совершенствования электропривода - повышение надежности и взрывозащищенности.



2. Характеристика объекта проектирования

Буровая установка - это комплекс специализированного оборудования, выполняющего в процессе бурения скважин определенные функции. Оборудование установки размещено в следующих основных блоках

приемном мосту;

вышечно - лебедочном;

циркуляционной системы;

насосном;

компрессорном;

электрооборудования,;

дизель-электростанции,

котельной,;

блоке дополнительных емкостей,;

модуле КРУ и ФКУ,;

Все блоки установки, кроме дизель-электростанции, котельной, блока дополнительных емкостей, модуля КРУ и ФКУ, перемещаются по направляющим балкам внутри кустовой площадки. Вышечно-лебедочный блок передвигается с одной точки бурения на другую внутри куста вместе с комплектом бурильных труб, установленных на подсвечниках. Модули и блоки, образующие эшелон, между собой соединяются тягами и осями. Все блоки установки расчленяются на мелкие блоки - модули, состоящие из рам со смонтированным на них оборудованием и коммуникациями.



3. Электроснабжение

Для внешнего электроснабжения буровых установок используются воздушные линии электропередачи напряжением 6кВ и понизительные трансформаторные подстанции.

Схема электроснабжения буровой установки выбирается в зависимости от места расположения и мощности источника электроэнергии, а также от типа буровой установки. Варианты схем внешнего электроснабжения буровых установок с электроприводами основных механизмов приведены на рисунке 1.

Буровые установки с неавтономным приводом основных механизмов, предназначенные для работы в электрифицированных районах, получают питание от одной линии напряжением 6 кВ, а буровые установки для бурения скважин глубиной более 5000 м - от двух ЛЭП 6 кВ. Для распределения электроэнергии на этих установках используют унифицированные распределительные устройства высокого напряжения типа КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пусковые устройства ПБГ-6 наружной установки. релейный трансформатор фидер ток

Для буровых установок, имеющих установленную мощность электрооборудования более 3000 кВт и удаленных более чем на 5-6 км от источника электроэнергии, целесообразно применять схему глубокого ввода, т.е. напряжение 110-35 кВ подавать непосредственно к буровой установке. По схеме глубокого ввода при буровой установке сооружают трансформаторную подстанцию 110/6 или 35/6 кВ; при этом возможно использование распределительного устройства буровой установки в качестве распределительного устройства понизительной подстанции.

Схема распределения электроэнергии определяется количеством исполнительных механизмов и числом приводных двигателей, родом тока и напряжением главных и вспомогательных потребителей. Основные варианты распределения электроэнергии на буровых установках с питанием от сетей государственных энергосистем приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Электроснабжение электроприводов основных механизмов буровой установки

До недавнего времени на наиболее распространенных буровых установках “Уралмаш” привод буровой лебедки осуществлялся электродвигателями переменного тока напряжением 500 В, что привело к необходимости использовать понижающие трансформаторы 6/0,5 кВ непосредственно на буровой. Для привода буровых насосов, а также лебедки на остальных типах буровых установок с электроприводом переменного тока (в том числе тиристорным) используют электродвигатели высокого напряжения, соответствующего напряжению на вводе буровой. Для питания потребителей низкого напряжения (электродвигатели вспомогательных механизмов, освещение и обогрев) предусмотрены понижающие силовые трансформаторы 6/0,4 кВ.

Применение в неавтономных системах электропривода постоянного тока по системе тиристорный преобразователь - двигатель привело к необходимости вернуться к преобразованию напряжения в главных цепях, поскольку питание тиристорного преобразователя обычно осуществляется напряжением до 1000В; при этом возможно применение как двухобмоточных (индивидуально на каждый преобразователь), так и многообмоточных трансформаторов.

С ростом мощности отдельных вспомогательных механизмов и внедрением для них регулируемого привода возникает проблема повышения уровня низкого напряжения, по крайней мере для некоторых приводов. Так, например, в контейнерах западногерманской фирмы “Сименс” установлен частотно-регулируемый привод переменного тока для пескоилоотделителя и насоса для приготовления бурового раствора напряжением на первичной стороне преобразователя 660 В.

При автономном приводе исполнительных механизмов буровой установки в качестве источника питания трехфазным переменным током применяют дизель-электрические агрегаты, объединенные в силовой блок буровой. Уровень напряжения на общих шинах такого силового блока, количество и единичную мощность агрегатов определяют специальным анализом.

Особую группу представляют буровые установки, электроснабжение которых осуществляется от автономных источников электроэнергии, расположенных за пределами буровой, например от газотурбинной электростанции, работающей на природном или попутном газе. В зависимости от числа одновременно работающих в буровом предприятии установок, их мощности и коэффициента спроса определяется количество таких электростанций, работающих на общие шины. Несмотря на отличие подобной системы электроснабжения от государственной сети, с точки зрения ЭТК эта группа может рассматриваться как установки с неавтономным электроснабжением, тем более что в заводском комплекте буровой установки не учтены их специфические особенности.

3.1 Расчет потребляемой мощности на буровой установке

На буровой установке предусмотрено использование напряжений 6, 0,69 кВ и 0,4 кВ. К электрической сети на напряжении 0,69 кВ через комплектное тиристорное устройство подключены: буровые насосы №1 и №2, привод ротора, буровая лебедка, двигатели верхнего привода №1 и №2. От сети напряжением 0,4 кВ осуществляется питание регулятора подачи долота, вспомогательной лебедки, двигатели насосов, мешалок, пескоотделителя, вибросита, освещение буровой и котельная от которой обогревается буровая установка.

Буровая установка при окончании бурения одной скважины, и переходе на новую, может быть перемещена в пределах куста. Для облегчения этого процесса предусмотрим размещение силовых трансформаторов непосредственно на подвижной платформе буровой установки. Для упрощения и ускорения процесса их подключения к промышленной питающей сети предусмотрим размещение двух комплектных распределительных устройств. Одно, неподвижное, разместим на территории куста. Второе непосредственно на буровой установке. Использование кабельной линии для присоединения КРУ-2 к КРУ-1 позволит избежать необходимости реконструкции элементов воздушной линии при каждом перемещении буровой установки.

Для питания потребителей вагон городка предусмотрим установку КТПН в непосредственной близости от них, и подключим к ней потребителей через распределительные щиты ЩР1, ЩР2, ЩР3, ЩР4.

Для определения расчётных электрических нагрузок вводного оборудования используем метод коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса используется на стадии проектирования для определения расчётной максимальной мощности питающих предприятий, цехов. Для определения расчётной мощности по этому методу необходимо знать суммарную установленную мощность потребителей P_ном, коэффициент мощности cos ц и коэффициент спроса Кс, а также коэффициент одновременности K_ОДН.

Расчётная мощность по этому методу определяется по формулам:

Рр = КсЧРу, (3.1)

где Kc - коэффициент спроса;

Pу - установленная мощность оборудования, кВт.

Тогда полную мощность можно найти:

Sр= Рр/cos ц, (3.2)

где Pр - расчетная активная мощность оборудования, кВт;

cos ц - коэффициент мощности оборудования.

Реактивная мощность будет равна:

(3.3)

где S_р - полная расчетная мощность оборудования, кВт;

P_р - активная расчетная мощность оборудования, кВт.

Расчетный ток найдем по формуле:

Ip=Sp/Uном (3.4)

Для снижения электрических потерь предусмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 0,69 кВ при помощи автоматизированного компенсационного устройства, поддерживающего cos ц на заданном уровне. Для минимизации расходов установка будет задавать cos ц равным 0,97.

Буровая установка может работать в нескольких режимах: бурение, спуск и подъем инструмента. Рассчитаем энергопотребление буровой установки в каждом из этих режимов.

Расчёты произведем по формулам 3.1 - 3.3, результаты оформим в виде таблиц.



Таблица 3.1- Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ при бурении забойным двигателем

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	225,6	927,8
Буровой насос №2	1000	0,9	900	0,97	225,6	927,8
Буровая лебедка	1000	0,5	500	0,97	125,3	515,5
Итого:			2300		576,4	2371,1

Таблица 3.2-Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ при верхним приводом

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	250	1031,0
Буровая лебедка	1000	0,5	500	0,97	125	515,5
Двигатель СВП №1	300	1	300	0,97	75,2	309,3
Двигатель СВП №2	300	1	300	0,97	75,2	309,3
Итого:			2100		526,3	2164,9

Таблица 3.3-Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ при подъеме и спуске оборудования

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	250	1031,0
Буровая лебедка	1000	1	1000	0,97	250,6	1031,0
Двигатель СВП №1	300	0,5	150	0,97	37,6	154,6
Двигатель СВП №2	300	0,5	150	0,97	37,6	154,6
Итого:			2300		576,4	2371,1

Проанализировав энергопотребление на стороне 0,69кВ в различных режимах работы, примем максимальное значение потребляемой мощности:

P_pасч0,69 = 2300 кВт

Q_расч0,69 = 576,4 кВар

S_расч0,69 = 2371,1 кВА

Для потребителей на стороне 0,4кВ из технологии возьмем коэффициент спроса Кс=0,65. Расчет представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4-Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,4кВ

Наименование потребителя	Pуст, кВт	N	Kc	Ppасч, кВт	cosц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Регулятор подачи долота (РПД)	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Вспомогательная лебедка	18,5	1	0,65	12,03	0,75	10,61	16,03
Двигатели насосов №1 и №2	55	2	0,65	71,50	0,75	63,06	95,33
Двигатель насоса №3	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Двигатель насоса откачки	30	1	0,65	19,50	0,75	17,20	26,00
Двигатели подпорных насосов №1 и №2	55	2	0,65	71,50	0,75	63,06	95,33
Двигатель водяного насоса	15	1	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Винтовые конвейры №1 и №2	7,5	2	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Дегазатор	30	1	0,65	19,50	0,75	17,20	26,00
Пескоотделитель	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Смеситель	5,5	1	0,65	3,58	0,75	3,15	4,77
Вибросито №1, №2, №3	5	3	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Мешалки 1м6, 2м6, 1м7, 2м7, 1м8, 2м8	5,5	6	0,65	21,45	0,75	18,92	28,60
Вентиляторы №1, №2, №3, №4	3	4	0,65	7,80	0,75	6,88	10,40
Нагреватели м1, м2, м3, м4, м8	0,25	5	0,65	0,81	0,75	0,72	1,08
Электрогидравлический тормоз	0,37	1	0,65	0,24	0,75	0,21	0,32
Дисковый затвор бака	0,25	1	0,65	0,16	0,75	0,14	0,22
Итого:				432,82		381,71	577,09

Расчет электрических нагрузок КТПН на стороне 0,4кВ представлен в таблице 3.5.



Таблица 3.5- Расчет электрических нагрузок КТПН 6/ 0,4кВ

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
ЩР1	51	0,85	42,5	0,98	8,6	43,4
ЩР2	82	0,85	70	0,98	14,2	71,4
ЩР3	100	0,8	80	0,98	16,2	81,6
ЩР4	90	0,8	72	0,98	14,6	73,5
ЩР5	126,9	0,85	107,9	0,98	21,9	110,1
Итого:			372,4		75,6	380,0

3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69 кВ

Электроприёмники первой категории - электроприёмники, 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.

Из состава электроприёмников первой категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприёмники второй категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприёмники третьей категории - все остальные электроприёмники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, для потребителей III категории достаточно одного источника.

Потребители на стороне 0,69кВ относятся к третьей категории надежности электроснабжения, поскольку они не содержат признаков ни первой, ни второй категорий.

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Поэтому в качестве источника питания с учетом всех допущений выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-2500/6/0,69 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в таблицу 3.6.

Таблица 3.6-Параметры трансформаторов ТМ - 2500/6/0,69

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	2500
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,69
Потери холостого хода, P0	кВт	3,8
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	28
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	6,5
Ток холостого хода, I0	%	1

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

Для трансформатора ТМ-2500/0,69:

Д_Р = 2500 Ч 0,02 = 50 кВт,

Д_Q = 2500 Ч 0,1 = 250 кВар.

S_р==2491кВА< 2500 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

Кз=Sр/Sном (3.5)

Кз=2491/2500=0,99

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

В случае прекращении электроснабжения основных механизмов буровой установки возможно заклинивание буровой колонны. Это может привести к нарушению технологического процесса. Для снижения вероятности наступления данного события проектом предусмотрено использование РПД. При помощи регулятора подачи долота производится постоянное движение колонны, что значительно снижает вероятность зацепа. Двигатель РПД подключен к шинам 0,4 кВ, поэтому в проекте предусмотрено 2 источника электроснабжения.

В качестве основного источника выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-630/6/0,4 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в таблицу 3.7.

В качестве резервного источника питания предусмотрен дизель-генератор, рассчитанный на питание потребителей II категории. Вся прочая нагрузка в аварийном режиме автоматически отключается.

Таблица 3.7-Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	630
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,4
Потери холостого хода, P0	кВт	1,25
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	7,6
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	5,5
Ток холостого хода, I0	%	1,7

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

Для трансформатора ТМ-630/0,4:

Д_Р = 630 Ч 0,02 = 12,6 кВт,

Д_Q = 630 Ч 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

Sр==629кВА< 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

Кз=629/630=1

3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4 кВ

Все потребители являются потребителями III категории. Выберем в качестве источника энергоснабжения комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 630кВА.

Таблица 3.8-Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	630
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,4
Потери холостого хода, P0	кВт	1,25
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	7,6
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	5,5
Ток холостого хода, I0	%	1,7

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

Для трансформатора ТМ-630/0,4:

Д_Р = 630 Ч 0,02 = 12,6 кВт,

Д_Q = 630 Ч 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность потребителей с учетом потерь в трансформаторах составит:

Sр==409кВА< 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

Кз=409/630=0,65

3.5 Выбор высоковольтного оборудования

Выбор сечения проводов и кабелей

Выбор сечения проводов и кабелей производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для трансформаторов номинальный ток определится:

Iном=Sном/(*Uном) (3.6)

где S_ном - мощность подключаемой к трансформатору нагрузки, кВ·А;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Номинальный ток трансформатора ТМ - 2500/6/0,69 на стороне 6кВ:

Iном=2500/ *6)=240А

Аналогичным образом произведем расчет для ТМ - 630/6/0,4 и для КТПН-630 6/0,4:

Iном=630/ *6)=60А

Тогда ток в линии, питающей буровую, будет складываться из токов всех трансформаторов подключенных к ней, и составит

I = I1 + … + In (3.7)

I_вл = Iном2500 + Iном630 + Iном630 = 240 + 60 + 60 = 360 А

I_кл = Iном2500 + Iном630 = 240 + 60 = 300 А

Выбор сечений проводов ВЛ-6кВ произведем по экономической плотности [1].

Экономически целесообразное сечение:

F_эк=I_расч/j_эк (3.8)

где I_расч - расчетный ток линии на пятом году ее эксплуатации, А;

j_эк - экономическая плотность тока, jэк = 1,5 А/мм2.

I_расч=S_расч/(*U_ном) (3.9)

F_эк=360/1,5=240 мм²

Из полученных данных выберем провод марки АС-185/29 [2].

Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Iрасч ? Iдоп или 286,5А ? 520А.

Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.

Номинальный ток для трехфазных потребителей определится:

I_ном=Р_ном/(*U_ном*сos ц) (3.10)

где Р_ном - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

cosц - коэффициент мощности электродвигателя.

Для двигателей верхнего привода:

I_ном=(2*300)/(*0,69*0,75)=670,3 А

Проверку по экономической плотности тока допускается не проводить для временных сооружений и для потребителей, работающих на напряжении до 1кВ. Поэтому кабельную линию и кабели для двигателей СВП проводить не будем.

Таблица 3.9-Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов

Наименование потребителей	Расчетная мощность, кВт (кВА)	Номинальный ток, А	Ближайший больший ток кабеля, А	Сечение кабеля, кв мм	Принятая марка кабеля
ВЛ 6кВ	3760	360	390	185/29	АС 185/29
КЛ 6кВ	3130	300	343	95	КГХЛ 3x95 + 1x25
Двигатели СВП №1 и №2	2х300	670,3	800	240	3xКГН240

Выбор ячеек КРУН-6 кВ

Для комплектования КРУН-1 и КРУН-2 выберем комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-12ПП, изготовляемые ОАО «Промэлектроавтоматика» [5]. КСО предназначены для применения в системах электроснабжения служб нефтяной промышленности и состоит из шести ячеек.

Напряжение подводится отдельными ответвлениями: к ячейке №1 трансформатора ТС вспомогательных приводов и к ячейке ввода №3. В ячейке №2 установлены измерительный трансформатор напряжения ТН, контрольно измерительная аппаратура. В ячейке №3 устанавливаются разъединители и вакуумный выключатель ВВ ввода, через который подается напряжение на шины ячеек № 4, 5 и 6 отходящих фидеров.

Выбор ячеек КТПН-6 кВ

Для электроснабжения вагон городка выберем комплектную трансформаторную подстанцию наружной установки типа КТПН-Ин1 6/0,4 кВ производства ОАО "Московский Завод "Электрощит".

КТПН-Ин1 6/0,4 кВ представляет собой трансформаторную подстанцию тупикового типа наружной установки с одним трансформатором, с воздушными, кабельными или совмещенными вводами УВН, кабельными выводами РУНН.

В КТПН предусмотрены блокировки, обеспечивающие надежную работу оборудования и безопасность обслуживающего персонала.

Корпуса блоков выполнены в антивандальном исполнении, изготовлены из стального оцинкованного листа толщиной 1,5 мм с порошковым полимерным покрытием, имеют теплоизоляцию из минераловатного утеплителя.

В модулях (кроме трансформаторного) установлены обогреватели с автоматической системой поддержания температуры, что обеспечивает комфортные условия для обслуживающего персонала и экономное потребление энергии на собственные нужды. В модулях предусмотрена естественная вентиляция.

Номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15543.1-89 и ГОСТ 15150-69, при этом:

- высота над уровнем моря не более 1000м;

-температура окружающего воздуха от плюс 40 °С до минус 60 °С. Температура воздуха внутри КТПН должна поддерживаться не ниже плюс 5 °С;

-средняя относительная влажность воздуха при эксплуатации не более 80 % при температуре плюс 20 °С;

-окружающая среда - атмосфера типа II по ГОСТ 15150, при этом должна быть взрыво и пожаробезопасной, не содержащей токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, снижающих параметры КТПН.



3.6 Расчет токов короткого замыкания

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

На рисунке 2 приведена расчетная схема замещения.

Произведем расчет в именованных единицах, приняв за основную:

S_{ном С}=1500 МВА;

U_Б = 6,3 кВ;

x_{ном C} = 2,3.

Определим сопротивление энергосистемы:

Х₁=х_номС*U²_Б/S_номС (3.11)

гдеU_б - основная ступень напряжения, кВ;

S_{ном С} -мощность КЗ энергосистемы.

Рисунок 3- Расчетная схема замещения

Сопротивление проводов и кабелей можно рассчитать по формуле:

Х_Л=l* (3.12)

гдеr₀ - активное сопротивление провода;

х₀ - реактивное сопротивление провода;

l - длина воздушной линии.

Для провода АС185/29 r₀=0,14 Ом/км, х₀=0,39 Ом/км, l = 1 км:

Х_ВЛ=1*=0,414

Для кабеля КГХЛ 3x95 r₀=0,33 Ом/км, х₀=0,06 Ом/км, l = 0,2 км:

Х_ВЛ=0,2*

Сопротивление силового трансформатора:

z_тр=(U_кЧU_б)/(100ЧS_ном) (3.13)

где u_k - напряжение короткого замыкания (см. табл. 2.3 и табл.2.4);

S_ном - мощность трансформатора (см. табл. 3.3 и табл.3.4).

Сопротивление трансформатора ТМ-2500/6 /0,69:

z_тр=(6,5Ч6²)/(100Ч2,5)=0,94 Ом

z_тр=(5,5Ч6²)/(100Ч0,63)=3,14 Ом

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.

Сопротивление КЗ будет равно сумме сопротивлений от сопротивления системы до точки КЗ:

X_k = У(Xc..Xn) (3.14)

Действующее значение тока КЗ (для момента начала КЗ t=0 с) в точке можно найти по формуле:

I_к=U_б/(ЧХ_к) (3.15)

гдеX_k - сопротивление цепи питания точки КЗ.

Рисунок 4-Преобразованная схема замещения

Найдем ударный ток КЗ:

i_уд=ЧI³_кЧ k_уд (3.16)

где k_уд=1,8 - ударный коэффициент.

Двухфазное КЗ является несимметричным, поэтому для определения начального действующего значения тока Iк(2), при двухфазном КЗ в точке К-1 необходимо знать не только сопротивления прямой, но и сопротивления обратной последовательности элементов расчетной схемы, но в нашем случае - в целях упрощения расчетов сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности, принимаются равными сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности (х1к = х2к), тогда для точки К-1:

I⁽²⁾_к=(/2)Ч I⁽³⁾_к (3.17)

Определим токи КЗ в точке К1:

X_Kmax = X_Cmax + X_ВЛ = 0,061 + 0,414 = 0,475

I⁽³⁾_кmax=6000/Ч0,475=7293 А

I⁽²⁾_кmax=0,87Ч7293=6391 А

i_уд=Ч1512Ч1,8=18565А

Остальные расчет проделаем аналогичным образом, результаты расчетов токов КЗ занесем в табл. 3.2

Таблица 3.10-Результаты расчета токов КЗ

Xk	Iк(3), А	iуд, А	Iк(2), А
0,475	7293	6316	18565
0,542	6391	5535	16270
2,502	1385	1199	3524
3,682	941	815	2395
3,615	958	830	2439

3.7 Выбор шин

В качестве сборных шин выбраны алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 30х4 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет Iдоп =365 А. Условие выбора:

Iрасч= I_ном ? I_доп

300А?365А

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. Шину, закрепленную на изоляторах, можно рассматривать как многопролетную балку. Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

у=М/W (3.18)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н*м;

W - момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

М=FЧl/10 (3.19)

где F - сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним

ударного тока КЗ, Н;

l - расстояние между опорными изоляторами, l=1,1м;

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

W=bЧh²/6 (3.20)

где b, h - соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

W=0,004Ч0,03²/6=0,6Ч10^-6м³

Наибольшее электродинамическое усилие:

F=1,76Ч(l/a)Чi²_удЧ10^-7ЧК_ф (3.21)

где a - расстояние между токоведущими шинами, a = 0,35 м;

К_ф- коэффициент формы, К_ф =1,1.

Проверим для точки К-1:

F=1,76Ч(1,1/0,35)Ч6316²Ч10^-7Ч1,1=13,9 Н

Для точки К-2 проверять не будем, поскольку ударный ток в ней меньше на 20%.

Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки определим по формуле (3.19):

М=13,9Ч1,1/10=1,5 Н·м

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

у=1,5/(0,6Ч10^-6)=2,5 МПа

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

у = 2,5 МПа ? у_доп = 70 МПа

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

f₀=(3,56/l²)Ч (3.22)

где l - пролет шины, l =1,1 м;

- модуль упругости материала шин, для алюминия =7,2Ч10¹⁰ Н/м2;

m- масса единицы длины шины, m = 0,802 кг/м;

J- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

J=bЧh³/12 (3.23)

J=0,004Ч0,03³/12=9Ч10^-9

f₀=(3,56/1,1²)Ч=85 Гц

Т. к. f₀ > 50 Гц, то явление резонанса не учитываем.

Таким образом, выбранные шинопроводы и сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:

F=I_?Ч / 95 (3.24)

где I_?- периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

t_пр - приведенное время КЗ/

t_пр= t_пр.п+ t_пр.а (3.25)

где t_пр.а - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

t_пр.п - время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ t_откл= с и в” = 1

t_пр.п=0,8 с.

Отсюда термически стойкое сечение шин:

F_т=7293Ч/95=69 мм²

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. Fш * Fт, или 30Ч4 =120 мм2 Ч 69 мм²

3.8 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются:

по напряжению (U_c ? U_ном);

по номинальному току отключения (I_п0 ? I_откл);

по термической стойкости (B_к ? I?2_tп);

по электродинамической стойкости (i_уд ? i_дин).

Расчетные величины необходимые для выбора высоковольтных выключателей КРУН КТПН сведены в таблице 3.11.

Номинальный ток отключения, для выключателя - это ток КЗ (I_п0), который находится по таблице 3.11.

Далее находим тепловой импульс для выключателя Q₁.

B_к=I_поЧt_отк (3.26)

гдеI_п0=7,2 кА - действующее значение периодической составляющей тока

трехфазного КЗ в точке К-1;

t_откл=0,16 с - время отключения вводного выключателя;

B_к=7,2Ч0,16=8,2 кА²с

Поскольку требования предъявляемые к выключателю Q₁ самые высокие, остальные выключатели выберем по тем же параметрам. Для КРУН и КТПН выберем выключатели внутренней установки - типа ВВ/TEL-10-20/630.

Таблица 3.11-Выбор высоковольтных выключателей

Место установки выключателя	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные выключателя
Q1..Q4	ВВ/TEL-10-12,5/630	Uc ? Uном Iрасч ? Iном Iк ? Iоткл iуд ? iдин Bк ? I?2tп	6 кВ 300 А 7,2 кА 18,5 кА 8,2кА2с	10 кВ 630 А 12,5 кА 32 кА 2400 кА2с

3.9 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, для чего составим таблицу 3.12 [2].

3.10 Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения 6кВ выбираем ОПНп_6/29 У1, минимальное пробивное напряжение U_пр=6,9 кВ, максимальное U_пр=12,9кВ.

Таблица 3.12-Выбор разъединителей

Место установки	Тип разъединителя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные разъединителя
Вне помещения	РЛНД-1-10-400 У1	Uc ? Uном Iрасч ? Iном iуд ? iдин Bк ? It2t	6 кВ 300 А 18,5 кА 8,2 кА2·с	10 кВ 400 А 25 кА 4000 кА2·с
Внутри помещения	РВ-10/630	Uc ? Uном Iрасч ? Iном iуд ? iдин Bк ? It2t	6 кВ 300 А 18,5 кА 8,2 кА2·с	10 кВ 630 А 20 кА 4000 кА2·с

3.11 Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим таблицу 3.13 [2].

Таблица 3.13 - Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные трансформатора тока
КРУН-6 кВ, КТПН-6кВ на ввод и отходящие линии	ТОЛ-10-0,5/10Р-300/5	Uc ? Uном	6 кВ	10 кВ
		Iрасч ? I1ном	300 А	300 А
		iуд ? iдин	7,2 кА	30 кА
			8,2 кА2/с	1656 кА2/с
		K		60

3.12 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в таблице 3.14 [2].

Таблица 3.14-Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
КРУН-1 6 кВ	НАМИ-6	Uном ? Uсети Sном ? S2	6кВ -	6 кВ 100 ВМА



3.13 Выбор предохранителей

Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения. Для их защиты выберем предохранители типа ПКТ 101-6-10-16 У1, технические данные которого представлены в таблице 3.15 [2].

Таблица 3.15-Выбор предохранителей

Параметры	Условия выбора	Каталожные данные
Номинальное напряжение, кВ	Uном ? Uсети	6
Номинальный ток, А	Iрасч ? Iном	10
Номинальный ток отключения, кА	Iк ? Iоткл	16

3.14 Выбор трансформатора собственных нужд

Для обеспечения собственных нужд подстанции выберем 2 трансформатора марки ТМ-100/6.

Параметры выбранного трансформатора:

U_ном=6 кВ, S_ном=100 кВ·А.



4. Релейная защита и автоматика

4.1 Защита сетей 6 кВ

Для обеспечения нормальной работы подстанции буровой установки предусмотрены релейные защиты трансформаторов, воздушных и кабельных линий и другого оборудования, входящего в состав сети. Питание оперативных цепей защит, автоматики, управления и сигнализации осуществляется от трансформаторов собственных нужд.

Согласно ПУЭ для трансформаторов предусмотрены защиты от:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- однофазных замыканий в обмотках;

- витковых замыканий;

- внешних КЗ;

- перегрузки;

- пониженного уровня масла.

Для защиты линий предусматриваются защиты от:

- многофазных замыканий;

- однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий исполняют в двухфазном исполнении. На линии с односторонним питанием устанавливают 2-х ступенчатую защиту. Первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ. Если указанные защиты не обеспечивают селективность и необходимую чувствительность, то применяют дистанционную или дифференциальную защиту.

Несмотря на высокую надежность выполнения сборных шин подстанций и редкость возникновения на них коротких замыканий, необходимо учитывать, что повреждение сборных шин связанно с перерывом электроснабжения всех потребителей, подключенных к данным шинам.

Размеры повреждений во многом зависят от того, на сколько быстро произведено отключение сборных шин

Защита сборных шин подстанций в сетях с заземленной нейтралью выполняется от междуфазных замыканий, однофазных и многофазных замыканий на землю.

На подстанции могут возникать перенапряжения. Для защиты от перенапряжений применяются молниеотводы, вентильные и трубчатые разрядники, ограничители перенапряжения

4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

Для защиты, управления, автоматики, сигнализации сети выберем микропроцессорные цифровые устройства (далее терминалы) производства «Автоматизация».

Применение терминалов позволяет, кроме необходимого набора защит и автоматики, использовать широкий набор дополнительных функций, имеющийся в терминалах. Отличием цифровых терминалов защиты и автоматики является цифровая обработка информации, постоянный контроль исправности устройств в целом и возможность прямого включения таких устройств в системы АСУ ТП электроснабжения без дополнительных элементов обработки информации. Кроме того, терминалы не требуют традиционного обслуживания и регулировок, повышают надежность работы устройства в целом и сокращают затраты на обслуживание.

Отдельный терминал представляет комплект необходимых элементов для защиты и управления силовых трансформаторов, отходящей линии 6кВ, секционного выключателя, шинного трансформатора напряжения, вводного выключателя, с выдачей управляющих воздействий на силовой выключатель по цепи включения и отключения, также выдачу сигналов на схему звуковой и световой сигнализации.

Конструктивно терминал выполнен в виде двухъярусной кассеты, установленной в закрытом металлическом корпусе. На задней стороне корпуса терминала расположены разъемы подключения оперативных цепей сигнализации и питания терминала, а также клеммник подключения цепей тока и разъем последовательного порта для подключения терминала в информационную сеть АСУТП или к персональному компьютеру, для настройки уставок защиты, логики работы устройств.

Все цепи РЗА, включая промежуточные реле оперативных цепей и цепей сигнализации, являются необслуживаемыми элементами с точки зрения механических и электрических регулировок.

Кроме отключения выключателя от защиты терминала, в схему управления выключателя посредством воздействия на приемные реле терминала могут быть введены сигналы устройств РЗА (АЧР, блокирование защиты по напряжению, защиты возбудительных устройств и др.).

Приемные и логические цепи терминала защищены от электромагнитного влияния электроустановок и не требуют специальных мер исключения ложной работы при эксплуатации.

Срабатывание терминала на отключение или на сигнал от собственных защит, или при внешнем воздействии, фиксируется светодиодной сигнализацией с сохранением информации при сбоях оперативного питания. Выставление уставок и логики работы защиты и автоматики терминала, а также просмотр параметров аварийного режима, просмотр состояния (срабатывания) приемных и выходных реле терминала, сигнализация аварийного режима, производится с помощью кнопок на лицевой панели, расположенной в верхней части терминала.

• ...