Содержание
Введение
1. Особенноститехнологического процесса добычи и транспортировки нефти «Белопашинской»группы месторождений
1.1 Краткая характеристикарайона строительства
1.2 Краткаяхарактеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефти вусловиях Белопашинской группы месторождений
1.3 Система электроснабженияпроцесса добычи и транспортировки нефти и газа
2. Проектированиеподстанции 35/6кв «Шершневская»
2.1 Характеристикаэлектропотребителей
2.2 Определениеэлектрических нагрузок
2.3 Обоснование системыэлектроснабжения и выбор места расположения подстанции
2.4 Обоснованиепостроения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35кВ
2.5 Выбор мощностиколичества и типа силовых трансформаторов
2.6 Выбор марок исечения ЛЭП
2.7 Потери напряжения всиловых трансформаторах и ЛЭП
2.8 Определение токовкороткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП
2.9 Выборраспределительных устройств высокого напряжения ГПП и конструкцийтрансформаторной подстанции
2.10 Компенсацияреактивной мощности
2.11 Обоснованиеосновных видов релейных защит
2.12 Защита отходящихлиний 6,3кВ
/>/>/>/>/>2.13Автоматизация основных электропотребителей
2.14 Защита отперенапряжения
2.15 Защита от молний
2.16 Заземлениеоборудования подстанции
2.17 Контроль состоянияизоляции
3. Безопасностьжизнедеятельности
/>/>3.1 Общий анализвредных и опасных факторов
3.2 Мероприятия попредотвращению поражением электрическим током
3.3 Безопасное ведениемонтажных работ на подстанции
4. Экономическая часть
4.1 Технико-экономическоеобоснование выбора силовых трансформаторов
Заключение
Литература
/>
/>Введение
В результате сейсморазведочных работ,проведенных ООО «Пермнефтегеофизика» в 1982 году в районеБелопашинской площади, было открыто два участка пригодных для промышленнойдобычи нефти, позднее названные как «Шершневское» месторождение иместорождение «имени Архангельского».
В настоящее время в связи с завершениемдоразведочных работ и увеличения производственной добычи нефти введено впромышленную эксплуатацию 11 скважин. Извлечение нефти предусматриваетсяосуществлять с помощью глубинонасосных установок. На территории Белопашенскойплощади пробурено также 6 поисково-разведочных скважин и ведутся дальнейшиепоисково-разведочные работы.
Существующая понизительная подстанция6/0,4кВ мощностью 630кВА обладает недостаточной мощностью, необходимой на этаперазработки и эксплуатации месторождений.
В связи с этим в специальной частипроекта рассмотрены вопросы обоснования и создания новой подстанции требуемоймощности, а также строительство двухцепной ВЛ-35кВ, необходимых для полногоосвоения месторождения.
В частности предусматривается:
- обоснованиеи выбор местоположения подстанции;
- учетмощности приемников месторождения;
- выбори проверка силовых трансформаторов;
- выбори проверка основного оборудования подстанции и распределительных устройств;
- расчётпараметров электрической сети;
- проектированиезащиты силовых трансформаторов;
- расчётрелейной защиты подстанции;
- расчёткомпенсирующих устройств, заземления и молниезащиты подстанции.
Трансформаторная подстанциярасчитывается с учетом дальнейшего увеличения площадей освоения данного месторожденияи связанного с этим увеличения потребления электроэнергии.
1. Особености технологического процесса добычи итранспортировки нефти и газа белопашенской группы месторождений
1.1Краткая характеристика района строительства
Белопашинскаягруппа месторождений расположена в Усольском районе Пермской области на земляхБерезниковского лесхоза Романовского лесничества.
Внепосредственной близости от района строительства расположена населенныепункты: Романово, Белая пашня, Малое Романово, д. Володин камень.
Врайоне работ проходит старая автодорога Пермь-Березники. Населенные пунктысоединяются существующими грунтовыми дорогами.
Климатрайона континентальный с холодной продолжительной зимой, но сравнительно теплымлетом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Средняя температуравоздуха = +0,80С. Самым холодным месяцем в году является январь, сосредней температурой воздуха = –15,00С, самым теплым – июль, сосредней температурой +23,60С. Абсолютный минимум температуры воздуха–500С, максимум +360С. Годовая сумма осадков составляет771мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре – 84мм, минимум в феврале– 41мм. Преобладающее направление ветра в течении года – южное и юго-западное.Среднегодовая скорость ветра – 4,5м/с.
Максимальнаявысота снежного покрова за зиму на открытом участке соответствует 81см.
Месторождениерасположено на правом пологом склоне долины р. Яйва, в междуречье правыхпритоков Яйва – р. Сюзьва и Волим. Рельеф эрозийно – аккумулятивный, полого –холмистый, с сетью неглубоких логов. Общий уклон поверхности на запад исеверо-запад.
Вгеоморфологическом отношении район представляет собой всхолмленную равнину,расчлененную долинами рек, ручьев, логов. Дно логов часто заболочено. Возможнывременные водотоки.
Скважиныместорождения им. Архнгельского находятся в зоне калийных солей категории СПалашерского участка ВКМКС.
Ближайшееместорождение, находится в промышленной эксплуатации – «Уньвинское»,ближайшая сепарационно-насосная установка находится на площадке ДНС-1 «Уньва».
1.2Краткая характеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефтив условиях Белопашенской группы месторождений
Исходя из геологических строенийзалежей, физико-геологических характеристик нефтеносных пластов, установленногорежима нефтяного месторождения и продуктивности скважин, на начальном этапепредусматривается разработка освоением 11-ти добывающих скважин, 3-хнагнетательных скважин, а также 6- исследовательских и разведочных скважин.Система воздействия на залежь — законтурное и внутриконтурное заводнение срасстоянием между скважинами 400-500м.
Построение технологическойсхемы добычи нефти (рис. 1.1.), осуществляется на принципе подпора водойкрыльев антиклинальной структуры содержащих нефть, а в сводной части — газ.Пласт эксплуатируют нефтяными скважинами, служащими для извлечения пластовойжидкости, а другие скважины служат для нагнетания воды в пласт. Для подъема поскважине добываемой пластовой жидкости используется специальный комплекс — оборудование для эксплуатации скважин 1. Пластовую жидкость, содержащую кроменефти воду, газ, механические примеси, с помощью системы сбора собирают иразделяют на нефть, воду и газ, после чегонефть обессоливают, обезвоживают и, как товарную, направляют потребителям.После первичной обработки из газа получают дополнительный продукт — сухой газ.Все технологические процессы выполняются комплексом оборудования 2. Для болееполного и интенсивного извлечения запасов нефти из пласта используют комплексоборудования 9, обеспечивающего кислотную обработку пласта, его гидроразрыв итермовоздействие.
Для поддержания и восстановленияпластовой энергии в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования4 закачивают воду, в том числе воду, добытую из эксплуатационных скважин. Крометого, для восполнения разницы в объемах, извлеченных пластовой жидкости и водык возвращаемой воде, добавляется вода из других источников, котораяподвергается специальной подготовке в оборудовании 4.
Исходя из принятой технологической схемыдобычи нефти в условиях Белопашинской группы месторождений, на 1 этапеосуществляется отработкой 11-ти скважин, оборудованных погружнымиэлектрическими центробежными насосами типа ЭЦН (лист 3.).
Сбор и транспортирование нефти наместорождении предусматривает и осуществляется по групповой автоматизированнойсистеме, с подачей продукции скважин на групповые замерные установки АГЗУ-«СпутникБ-40». От замерных установок пластовая жидкость по трубопроводам поступаетна насосную станцию перекачки нефти (ДНС), оборудованную центробежными насосамис электродвигателями типа ВAO-250.С ДНС скважинная жидкость по трубопроводу поступает на пункт предварительногосбора и обработки нефти, находящегося на Уньвинском месторождении ЗАО "Лукойл-Пермь".
/>
Рис.1.1. Технологическаясхема добычи нефти
Условные обозначения: 1- оборудованиедобычных и нагнетательных скважин; 2- комплекс оборудования разделенияпластовой жидкости; 3- комплексы по перекачке нефти и воды; 4- оборудованиенасосных станций; 5- устьевое оборудование скважин; 6-шапка газа; 7- нефтянойпласт; 8- пластовые воды; 9- комплекс оборудования воздействия на пласт; 10-подъемное и нагнетательное оборудование скважин; 11- обсадные колонны скважин.
С целью поддержания необходимогопластового давления, увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения еенефтеотдачи в пласт нагнетается вода. С этой целью на месторождениииспользуются 3 скважины, с применением законтурного и внутриконтурногозаводнения. Исходя из значений требуемого устьевого давления и максимальныхгодовых объемов, закачиваемой воды, для создания давления используется, блочнаякустовая насосная станция типа БКНСЗ-200-РЦВ-СТД с подачей до 540 мЗ/ч. идавлением нагнетания 19МПа. Источником производственного водоснабжения являетсяводопровод, питание которого осуществляется водой ближайших рек Яйва, Ситовка иИвановка.
Организация работы оборудования основанана технологии эксплуатации месторождения. Извлечение пластовой жидкостиосуществляется круглосуточно, оптимальные режимамиработы оборудования и параметрамидобычи обеспечиваются диспетчерской службой.
Комплексы скважин, подъемное инагнетательное оборудование обеспечивают работоспособность ограниченное время,продолжительность которого значительно меньше периода разработки пласта исоответствует межремонтному периоду. Поэтому эксплуатация каждой скважиныциклична и прерывиста. Время перерывов, то есть время текущих и капитальныхремонтов, а так же и количество труда затрачиваемого на ремонт по каждойскважине определяется геологическими условиями, надежностью оборудованияскважины и спущенного в неё оборудования. Суммарные затраты времени и труда наремонты обоих видов весьма значительны, что вызывает необходимость иметь службуремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудования для ремонтаскважин, также при вводе новых скважин необходимо использование специальногооборудования.
Обслуживание и ремонт оборудованияосуществляется в первую смену, тремя бригадами, каждая из которых обслуживаетсвой технологический комплекс оборудования. Управление и контроль за работойосуществляется инженерно-техническим персоналом управления Пермского дивизионадобычи ЗАО «ЛУКойл-Пермь».
1.3 Система электроснабжения процессадобычи и транспортировки нефти и газа
История развития нефтяной и газовойпромышленности тесно связана с историей нефтяной энергетики, так как именно онаво многом способствовала бурному росту темпов освоения нефтяных и газовыхрайонов.
Электрический привод на нефтяных игазовых промыслах признан самым надежным, наиболее эффективным и длябольшинства агрегатов единственно приемлемым.
На рис. 1.2. представлена структурнаясхема электроснабжения Шершнёвского месторождения нефти.
Центральная понизительная подстанция(ЦП) получает питание от районной электрической сети энергосистемы по ЛЭП110кВ. От ЦП «Уньва» электроэнергия при напряжений 35кВпредполагается подаваться на промысловую подстанцию ГПП 35/6кВ.Электроприёмники промысла получат электроэнергию с шин КРУ 6,3кВ ГПП.
Станция по внутрипромысловой перекачкенефти и станция БКНС получают энергию непостредственно с шин КРУ 6,3кВ по ЛЭП6,3кВ. Электроэнергия от ГПП по воздушным линиям электропередачи поступает наРУ ДНС и БКНС, а непосредственный подвод к приемникам осуществляется кабелями.Электродвигатели вспомогательных механизмов и станции управления и автоматикипитаются от ТП 6/0,4кВ.
Электрооборудование водонасосных станцийможет быть нормального исполнения, так как здесь отсутствуют взрывоопасныесмеси. По необходимой бесперебойности питания электроэнергией ДНС и БКНСотносятся к потребителям 2-й категории. Остановка части глубиннонасосныхустановок в случае прекращения подачи электроэнергии связана только с потерейнефти, определяемой прекращением ее откачки из скважин и не вызывает серьезныхосложнений при дальнейшей эксплуатации.
Установки центробежных электронасосов(ЭЦН) питаются по схеме: от сети 6кВ с промежуточной трансформацией напряженияна скважине до 0,4кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторамустановки ЭЦН. В настоящее время для питания погружных электронасосовиспользуются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40до 400кВа. Подвод электроэнергии к погружному электродвигателю осуществляетсяспециальным маслонефтестойким трехжильным кабелем с резиновой илиполиэтиленовой изоляцией, прикрепляемым к насосным трубам с помощьюметаллических поясов. Верхний конец кабеля намотан на барабан, служащий длятранспортировки кабеля и его спуска-подъема. Кабельнаялиния в скважине выполняется плоским кабелем марки КРБК (с резиновой изоляцией)или марки КРШ (с полиэтиленовой изоляцией) на конечном участке вдоль насоса икруглым кабелем марки КРБК ( КПБК) — на остальной длине линии (диапазономсечений 3х16; 3х5; 3х35мм2). При этом площадь сечения плоского кабеля принимаетсяна одну ступень ниже площади сечения круглого кабеля. Применение плоскогокабеля позволяет уменьшить поперечные размеры погружного устройства.
/>
Рис.1.2. Структурная схемаэлектроснабжения Белопашенскойгруппы месторождений.
Условные обозначения: 1-двигатели ипотребители станции по местной перекачке нефти; 2-двигателии потребители БКНС; 3-двигатели станков-качалок; 4-двигателипогружных электронасосов.
Управление и защита электродвигателейпогружных центробежных насосов осуществляется с помощью комплекса аппаратурысмонтированной в станции управления типа ШГС-5802, обеспечивает возможностьручного и автоматического управления, управления с диспетчерского пункта,работы установки по программе.
В настоящее время на месторожденииимеется понизительная подстанция 6/0,4кВ с трансформаторами ТМГ-630(кВА). Всвязи с доразведкой месторождения и вводом первой очереди в эксплуатацию,имеющаяся подстанция не способна обеспечить преёмники месторождения необходимымколичеством электроэнергии, т.к. мощность ее недостаточна, поэтому возникаетзадача создания новой подстанции, которая обеспечит надежное и экономичноеэлектроснабжение всех токоприемников месторождения.
При создании подстанции необходимоучитывать и дальнейший рост электропотребления, который вызван дальнейшимувеличением числа токоприемников и окончательным вводом месторождения вэксплуатацию, что повлечет за собой увеличение протяженности линий, установкуновых подстанций 6/0,4кВ и т.д.
Схема электроснабжения Шершнёвскогоместорождения нефти приведена на графическом листе 2.
2. Проектированиеподстанции «Шершневская» 35/6кв.
2.1 Характеристикаэлектропотребителей
Электроприёмники нефтедобывающейпромышленности имеют свои специфические особенности и разделяются на несколькогрупп. Одни работают в условиях нефтеводной среды, другие со сложнымимеханическими нагрузками, третьи работают в нормальных условиях.
Работу по добыче нефти на Шершнёвскомместорождении предполагается выполняеть электрическим приводом. Применяются погружные,электронасосные установки.
Работа электродвигателя погружногонасоса происходит в нефтеводяной среде, установка подвешена на колонне труб, изапитана кабелем с поверхности. Применяются двигатели серии ПЭД (погружныеэлектродвигатели) трехфазные, синхронные, короткозамкнутые, маслонаполненные, сгидрозащитой, мощностью 32кВт, и синхронной скоростью вращения 3000об/мин.
Электрооборудование насосных установок,из-за широкого применения искусственного способа поддержания пластовогодавления на нефтепромыслах, является одним из главных потребителейэлектроэнергии. Насосные установки, преимущественно, центробежного типа. Малыегабариты, возможность непосредственного соединения с электродвигателем,простота конструкции, отсутствие клапанов, плавная и непрерывная подача водыбез гидравлических ударов – обеспечивает целесообразность использованияцентробежных насосов.
Для поддержания пластового давленияпредполагается установить блочную кустовую насосную станцию(БКНС), оборудованную тремя центробежными насосными установками (одна изкоторых выведена в резерв). Электропривод будет оснащен синхронными двигателямитипа СТД-1600, рабочее напряжение 6кВ, мощность 1600кВт. БКНС относится ковторой группе потребителей электроэнергии нефтепромысла /15/.
Мощным потребителем электроэнергии наместорождении также будет является дожимная насосная станция, с центробежныминасосными агрегатами перекачивающая собранную на месторождении жидкость напункт предварительной подготовки нефти.
Дожимная насосная станция будетоборудована двумя центробежными насосными установками с электродвигателями(серии ВАО), мощностью 250кВт каждый.
А так как сырая нефть относится к группевзрывоопасных смесей категории 1А, то по правилам изготовления взрывозащищенногооборудования, электропривод станций выполняется взрывозащищенным (серии ВАО) ився электрическая коммутационная аппаратура двигателей должна быть удалена набезопасное расстояние от установки и обычно выполняется в общепромышленномисполнении.
Основные электроприемники Шершнёвскогоместорождения приведены в таблице 2.1.
2.2 Определение электрических нагрузок
Эксплуатация энергосистем месторожденийнефти показывает, что все группы электроприемников работают в длительныхрежимах, редко отключаются, а если и отключаются, то в основном сразувключаются резервные агрегаты. Это относится как к станции заводнения, так и кдожимным насосным станциям и добывающим насосам на скважинах.
Для оценки расчетной мощностиэлектроприёмников промысла, точнее самых ответственных и мощных группприёмников, воспользуемся методом определения расчетных нагрузок поустановленной мощности и коэффициенту спроса. Основными достоинствами этогометода является: простота и достаточно высокая степень достоверности полученногорезультата /4/.
Используя таблицу электрических нагрузок(табл.2.1.) определим расчетные нагрузки для однородных по режиму работыприемников по выражениям:
/>
Рном, — номинальная мощность приемника;
Рр, — активная расчетная мощность;
Qp, — реактивнаярасчетная мощность;
Sр, — полнаярасчетная мощность;
Кс, — коэффициент спросапринимаем по данным практики;
tgφ- соответствует характерному для данной группы приёмников cosφ.
Расчетную нагрузку для узла системыэлектроснабжения, содержащего группы приемников электроэнергии с различнымирежимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельныхгрупп.
/>/>/>кВА,
где:
/> -сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников; (табл.2.1).
/> -сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников (табл.2.1);
Км.= 0,9 — коэффициент разновременностимаксимумов нагрузок отдельных групп приемников /16/;
/>
Находим расчетные нагрузки для насоснойстанции ДНС:
/>
Аналогичным методом определяем нагрузкидругих электроприемников и результаты расчета сводим в таблицу 2.1.
Основные группы токоприемниковместорождения и их показатели приведены на графическом листе 3.
Таблица 2.1.Наименование группы токоприемников Тип эл. двигателя Номинальное напряж. U ном. (КВ) Номинальная мощность Рном. (КВт.) Номинальный COSφ ном. Частота вращения n ном. (об/мин.) Кол-во двигателей, (штук) Суммарная мощ ность эл. двигате- лей (кВт.) Коэффициент спроса, Кс Активная мощность расчетная Рр, (кВт.) Реактивная мощ ность расчетн Qр, (квар.). кзар. Полная мощностъ S (кВА) 1 ГРУППА (насосная станция по перекачке нефти) ВАО-250 6 250 0,9 I500 2 500 0,6 300 145 333 2 ГРУППА (насосная станция по закачке воды) СТД-1600 6 1600 0,85 3000 3 4800 0,7 3360 2080 3952 3 ГРУППА (погружные насосы) ПЭД35-123АВ5 0,52 32 0.85 3000 11 352 0,5 176 85 196 ВСЕГО 5652 3836 2310 4030
2.3 Обоснование системы электроснабжения и выбор местарасположения подстанции
Для обеспечения оборудованияместорождения нефти электрической энергией и его бесперебойной работынеобходимо создать надежную и экономичную систему электроснабжения.
Широкоераспространение получили следующие мероприятия по повышению эффективностииспользования электрической энергии:- перевод систем электроснабжения наповышенное номинальное напряжение;- приближение источников питания к центрамнагрузок;- выбор рациональной конфигурации электрических сетей;- рациональныйвыбор и оптимизация режима использования, с учетом фактического графиканагрузки, силовых трансформаторов;- разработка и внедрение мероприятий пооптимальной компенсации реактивной мощности с автоматическим управлением еёрежимами;- поддержание в узлах нагрузки и у электроприемников рациональногоуровня напряжения, а также нормируемых показателей качества электроэнергии всоответствии с требованиями ГОСТ13109-87;- выбор типа, мощности и числаэлектродвигателей основных производственных установок в зависимости от условийих работы и фактической загрузки.
Питание месторождения осуществляется отУральской энергетической системы Березниковских электрических сетей АО«ПЕРМЭНЕРГО».
Наиболее рациональным местомрасположения собственного источника питания месторождения является центрэлектрических нагрузок (ЦЭН). В случае совпадения ЦЭН с местом расположениятехнологических объектов или коммуникаций источник питания располагаем смаксимально возможным приближением к центру нагрузок.
Для потребителей электроэнергии,относящихся к 1 категории, в соответствии с ПУЭ предусматриваем не менее двухнезависимых источников питания.
К числу независимых источников питанияотносят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанцийпри одновременном соблюдении следующих двух условий /3/:
1) каждаясекция шин, в свою очередь, имеет питание от независимого источника питания.
2) Секции(системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматическиотключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.
Исходя из этих требований и условийШершнёвского месторождения, необходимо создать понизительнуюподстанцию «Шершнёвская» 35/6кВ, которая позволит обеспечитьэлектроэнергией оборудование и технологические установки месторождения.Подстанцию предполагается строить на равномерном расстоянии от потребителей и,в тоже время, рядом с мощными потребителями электроэнергии, расположенными натерритории месторождения.
Согласно инженерно-геологическимизысканиям, грунты на площадке строительства следующие: глина светло-бурая,полутвердая до глубины 2м. Грунтовые воды до глубины 7м не обнаружены.Нормативная глубина промерзания грунта 1,5м. Наиболее холодная температура-50°С.
2.4 Обоснованиепостроения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35 кВ
При проектировании системыэлектроснабжения должны рассматриваться следующие вопросы:
1) перспективаразвития энергосистемы и системы электроснабжения с учетом рациональногосочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновьсооружаемыми сетями других классов напряжения;
2) обеспечениекомплексного централизованного электроснабжения всех потребителей,расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от ихведомственной принадлежности;
3) ограничениетоков короткого замыкания предельными уровнями, определяемыми на перспективу; снижениепотерь электрической энергии.
В связи с выше перечисленным, принимаемноминальный уровень напряжения для питания новой подстанции – 35кВ, споследующей трансформацией напряжения на уровень 6кВ и строим двухцепную линиюэлектропередач – «Нефтяная-Шершневская».
2.5 Выбормощности колличества и типа силовых трансформаторов
Для более точного выбора числа имощности силовых трансформаторов необходимо определить суммарную мощность настороне низкого напряжения силовых трансформаторов. Поэтому произведем подсчетпотребляемой мощности в узлах системы внутреннего энергоснабжения (см.рис.2.1.). Расчет производится от скважин по ступеням к секциям шин на стороненизкого напряжения ГПП.
Приведем пример расчета, определениярасчетной мощности и тока для группы двигателей скважин, эксплуатируемыхпогружными электрическими центробежными насосами.
Данные расчета: n=3- число двигателей;
Рном.=32 (кВт) — номинальная мощность;
Ки=0,45 — коэффициент использования;
Cosf ном.=0.85;
К=1,1 — коэффициент максимума для даннойгруппы.
Расчет /4/:
1) Определяемэффективное число приемников в группе
/>
так как мощности двигателей одинаковы,то nэф.=3
2) Средниеактивные и реактивные нагрузки составят:
/>
/>
Полнаямощность узла составит:
/>
/>
Рис.2.1. Обобщённая схемaэлектроснабженияместорождения
3)Определяемрасчетный ток линии питающей группу двигателей:
/>
Аналогичный расчет произведен и подругим линиям, отходящим от фидеров ГПП, результаты расчета сведены в табл.2.2. При расчете учитывалось, что собственная потребляемая мощность КТПсоставит(4)
/>
где Spнн- расчетная мощность на стороне низкого напряжения КТП;
На основании данных табл. 2.2.рассчитываем потребляемую мощность на секциях шин ГПП, при этом считаем, чтопотребление электроэнергии на собственные нужды незначительно.
/>
где Кр.м=0.9коэффициент разновременности максимума нагрузки.
Таблица 2.2.Результатырасчета мощностей и токов по основным фидернымлиниямНомер фидера и название приемников, подключенных к нему Sр (квА) Iр (А) 6 БКНС № 1 1777 171,3 7 БКНС № 2 1777 171,3 8 БКНС № 3 1777 171,3
/>/>3 ДНС № 1 445 43
/>/>4 ДНС № 2 445 43 12 Скважины 63,64,69,68. 239 23 11 Скважины 65,66,67. 159 15,3 13 Скважины 55,56,60. 159 15,3 14 Скважины 61,62. 80 7,7
/>
Рассчитываем групповой коэффициентиспользования:
/>,
где />=4804 (кВт) — суммарнаярасчетная мощность групп электроприёмников (табл.2.1.);
/>=7488(кВт) — суммарная номинальная мощность групп электроприёмников.
Киг.=4804/7488 =0,64
За расчетную нагрузку принимаем:
Sp=Smaxp*Kи.г.=6630*0,64=4245 (кВА)
Намечаем два варианта мощности силовыхтрансформаторов, при этом допустимая перегрузка не должна превышать 50% отноминальной, принимаем согласно (5):
Sgn =0.4Sном.
Первый вариант: два трансформатора по6,3МВА (2Sном=12,6МВА). Внормальном режиме намечается работа одного трансформатора, с коэффициентомзагрузки в часы максимума
К3=Smax.p/ Sном.=6630/6300=1,05
Трансформатор будет работать снезначительной перегрузкой.
/>/>Второйвариант: два трансформатора по 4МВА (2Sном=8МВА).
В нормальном режиме трансформаторы будутработать с коэффициентом загрузки в часы максимума
K3 =6630/8000 = 0,83
С точки зрения номинальных режимов работывторой вариант более приемлем.
Проверяем возможность перегрузкинамеченных трансформаторов при отключении одного из них:
Первый вариант: при отключении одного изтрансформаторов на 6,3МВА, оставшийся в работе может пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*6,3=8,8МВА,то есть всю мощность потребляемую электроприёмниками. Коэффициент 1,4определяет допустимую перегрузку трансформатора.
Второй вариант: при отключении одного изтрансформаторов оставшийся в работе сможет пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*4=5,6МВА,то есть всю мощность потребляемую электроприемниками, при этом К3=6630/5600=1,2-это значение не превышает допустимое. Порассмотренным выше критериям оба варианта трансформаторов приемлемы. Поопределению экономической целесообразности режима работы двух вариантовтрансформаторов, приведенных выше, выбираем первый вариант с использованиемдвух трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый, с учетом того, что внормальном режиме работать будет один трансформатор, а другой будет выведен врезерв. Этот вариант еще предпочтителен и тем, что на месторождении планируетсядальнейший рост энергопотребления. Принимаем трансформаторы типа ТМ6300/35/6,3. Основные технические данные приведены в табл. 3.1.
/>/>2.6 Выбор марок и сечения ЛЭП
Подвод напряжени35кВ кподстанции «Шершневская» предполагается осуществлять воздушнойлинией. Расчетный ток для нее определяем по формуле:
Iр.в.л.= />/>,
Где Sр.тр.- расчетная мощностьтрансформатора, из пункта 2.4.;
Sосн. мех.- мощность двигателей основных механизмов;
Uном.(вн) – номинальное напряжение питания, 35кВ.
Iр.вл. =/> =197,2 А
Выбираем для воздушной линииалюминиевый провод марки АС, сечением 50 мм2 (допустимая длительнаятоковая нагрузка 215А стр. 31 /3/ )
/>/>2.7 Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП
Потеря напряжения на участкесети – это алгебраическая разность между величинами напряжения в начале и вконце этого участка.
Допустимые потери напряженияв нашем случае определяются для электроприемников с номинальным напряжением 35кВ.
Сумарные потери напряжения всети при нормальной работе />/>электроприемниковопределяются выражением
/>/>Uнорм.=/>Uтр.+ />Uл.
/>
Где />Uтр /> -потери напряжения на обмотках трансформатора;
/>Uл. – потеря напряжения в линии:
Потерю напряжения в линии,т.е. арифметическую разность между напряжением в начале и в конце линии сдостаточной точностью определим из выражения:
/>U =/> *Iрl*(r cosj + х sinj),
Где l – длина линии, км.;
r и x – активное и индуктивное сопротивление 1 км. одной фазы линии,Ом/км;
Iр – расчетный ток нагрузки, А.:
Iр =/> ,
Где U ном – номинальное линейное напряжениелинии электропередачи, кВ
Iр = 197,2 А из пункта 2.5.
rвл = 0,63 Ом/км; хвл = 0,363 Ом/км /3/
/>U = />*197,2*12*(0,63*0,7+0,363*0,71)=1400,3В
что составляет 4% от U ном = 35 кВ
Допустимая потеря напряженияв воздушной линии составляет 8% /3/.
4 /> 8
По полученному результатувидим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.
Потеря напряжения в обмоткахтрансформатора определяется по формуле:
Uтр =/>*Iтр.*(1,5*Rтр.cosjтр.+Хтр.sinjтр.),
где 1,5 – коэффициент,учитывающий нагрев обмоток от +20 до 150оС;
jтр – уголсдвига фаз нагрузки трансформатора
/>/>Rтр = 0,60; Xтр = 0,257; cosj тр =0,75
Потеря напряжения вкабельной линии
/> Uтр =/>*197,2*(1,5*0,75+0,257*0,76)=291,7В
Сумарные потери напряжения всети будут равны:
/>Uнорм.=1400,3+291,7=1692 В.
Для нормальной работыэлектроприемников согласно /3/ величина напряжения по стороне 35кВ должна бытьне менее 0,95 от номинального:
33308 ≥ 33250
По полученным результатамвидим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.
Проверяем данный проводникпо экономической плотности тока:
Экономически целесообразноесечение S, мм2, определяется из соотношения
S =/>,
/>/>Где I – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк – нормированное значениеэкономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работывыбираемых по таблице 1.3.36. стр.36./3./
S = />= 151,7 А
Выбранный проводник марки АС-50 имеетдлительный допустимый ток нагрузки согласно /3/ =251 А, отсюда следует, чтоон подходит по параметрам экономической плотности тока с учетом дальнейшегоувеличения нагрузки на перспективу.
/>/>2.8 Определение токовкороткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП
Расчет произведен в относительныхединицах /4/, так как мощность питающей системы неизвестна и неизвестносопротивление системы, принимаем, что мощность системы не ограничена Sс=¥,точка короткого замыкания значительно удалена от источника питания,сопротивление системы до точки соединения потребителей принимаем равным нулю.
Параметры необходимые для расчетаприведены на рис.2.3.
Составляем схему замещения рис.2.4.
За базисную мощность принимаемноминальную мощность трансформатора:
Sб=6,3(MBA)за базисное напряжение
Uбв.н=37(KB);Uбн.н=6,3(кВ)
Рассчитываем величину базисного тока
/>
Определяем сопротивление элементов схемыв базисных единицах:
Воздушные линии электропередач:
/>
где
/>/>/> -удельное активное и индуктивное сопротивление линии (Ом/км);
L- длина линии(км) Трансформатор:
/>
где,
/> - напряжение короткого замыкания трансформатора (%).Активное сопротивление трансформатора не учитываем, так как
Sном, т=6,3(МВА)
Сопротивление системы:
/>
где,
/>-токпитающей системы
Расчет сопротивлений элементов схемызамещения и суммарных сопротивлений до точки к.з. приведен в табл. 2.3.
/>
Величина установившегося трехфазноготока к.з. рассчитывается по формуле:
/>
Величина двухфазного тока к.з.рассчитывается по формуле:
/>
Ударные токи к.з. рассчитываются, какмгновенное значение ударного тока к.з. через полпериода после возникновенияк.з.
/>
где, />
/>/>Ку- ударный коэффициент.
Наибольшее действующее значение ударноготока к.з.
/>, (кА)
Так как при расчете токов к.з.учитывается активное сопротивление ВЛ, то ударный коэффициент определяется повыражению:
/>
где
Та — постоянная времени затуханияаппериодической составляющей
/>
Величина мощности установившегосятрехфазного к.з. находится по выражению:
/>
Расчет токов к.з., ударных токов,мощностей к.з. в расчетных точках, приведен в табл. 2.3.
Для расчетов токов к.з. на стороненизкого напряжения п/с «Шершнёвская» используем параметры и схемуизображенную на рис. 2.5(а). Схема замещения приведена на рис. 2.5(б).Результаты расчетов токов к.з., ударных токов, мощностей к.з. в расчетныхточках приведены в табл. 2.3.
/>
Рисунок 2.3
/>
Рисунок 2.4
/>
Рисунок 2.5
Таблица 2.3.№ Т.К.3 Хб Rб Zб I(3) кА I(2) кА Ку Iу кА Iу кА S(з) МВА К1 0,055 - 0,055 1,78 1,54 1,9 4,79 2,88 114,6 К2 0,085 - 0,085 1,15 0,99 1,9 3,1 1,86 74,1 КЗ 0,105 0,0178 0,106 0,92 0,8 1,59 2,1 1,2 59,4 К4 0,18 0,0178 0,181 3,19 2,76 1,733 7.82 4,59 34,8 К5 0,228 0,0813 0,242 2,38 2,06 1,33 4,47 3,63 26 К6 0,214 0,0788 0,228 2,53 2,2 1,31 4,7 2,76 27,63 К7 0,374 0,363 0,521 1,1 0,958 1,047 1,63 1,1 12,1 К8 0,369 0,353 0,511 1,13 0,977 1,049 1,68 1,133 12,3 К9 0,414 0,439 0,603 0,956 0,827 1,039 1.4 0,957 10,5
2.9 Выбор распределительных устройстввысокого напряжения ГПП и конструкций трансформаторной подстанции
Строительные конструкции подстанциипринимаем из унифицированных железобетонных элементов. Конкретно из этихэлементов выполняем фундаменты под силовые трансформаторы, с укладкой их набалластовую подушку и фундамент под комплектное распределительное устройство настороне низкого напряжения. Ограждение подстанции предусматриваем сетчатое,высотой 1,8м, сетка крепится к железобетонным столбам. Питаниеподстанции осуществляется по двухцепной линии подключенной от ОРУ 35кВподстанции «Нефтяная». Линия выполнена проводом марки АС-50.
На ОРУ подстанции«Шершнёвская», на каждой линии установливаем шины высокогонапряжения( ошиновку выполнить алюминиевым проводом А-50) шины между линейными MBи трансформаторами, а так же подсоединение секционного масляного выключателявыполняем алюминиевыми трубами диаметром 60мм. На каждой секции шинустанавливаем линейные масляные выключатели, шины секционируются между собоймасляным выключателем. Для защиты от перенапряжений на шинах устанавливаемразрядники типа РВС и трансформаторы типа 2НОМ-35. К секциям шин подключаютсясиловые трансформаторы через масляные выключатели, которые, путем гибкойошиновки, подсоединяются к шинным вводам комплектного распределительногоустройства (КРУ) на 6,3кВ и оборудуются двадцатью пятью шкафами выкатного типамарки К-59. Вывод осуществляется как через шинные, так и через кабельныевывода. Каждый шкаф оборудован АПВ однократного действия с моторно-пружиннымприводом. Секции шин 6кВ (1 и 2) секционируются между собой маслянымвыключателем. К каждой секции шин подключаются измерительные трансформаторынапряжения типа НТМИ 6,3 и вентильные разрядники типа РВ0-6, а такжетрансформаторы собственных нужд типа ТМ-25/6.
/>/>Схемаосновных электрических соединений подстанции представлена на графическом листе4.
Выбор и проверка высоковольтныхэлектрических аппаратов, устанавливаемых на стороне 35кВ подстанции «Шершнёвская»проводится по условиям длительного режима работы и по условиям протекания токовк.з.
Первоначально, на стороне 35кВподстанции, намечаем установку разъединителей типа РЛНД2-35/630.
Номинальное напряжение сети, в которойустанавливается разъединитель:
/> где
/>,данноеусловие выполняется.
Максимальный рабочий ток цепи, в которойустанавливается разъединитель:
/>/>/>Iраб.мах.=Iном.,А, где
Iном — длительныйноминальный ток разъединителя.
Рассчитываем Iраб.мах.,из наиболее неблагоприятного режима эксплуатации. Для цепей трансформаторов сучетом допустимой 1,5 кратной перегрузки:
Iраб.мах.=1,5 Iтр.ном.,где
Iтр.ном.номинальный рабочий ток трансформатора
/>
I раб.мах.= 1,5*104=156(A);
/>/>Iраб.мах.=156(А)
Ударный ток в цепи, где устанавливаетсяразъединитель:
/>
где
/> -номинальный ток электродинамической стойкости разъединителя
/>
данное условие выполняется.
Тепловой импульс тока к.з.,характеризующий количество теплоты, выделяющейся в аппарате за время к.з.:
/>,
где
Iпр.m- предельный ток термической стойкости, который данный аппаратможет выдержать без повреждения в течении предельного времени термическойстойкости tm
Вк = Iк*tпр,
где
tпр.=0,2(с)приведенное время короткого замыкания.
Вк =0,92 * 0,2 = 0,17
Согласно расчетам, данный типразъединителя проходит по своим параметрам, поэтому все разъединители РУ ВН,линейные, секционные, трансформаторные. Выбираем типРЛНД2-35/630, всего 8 штук. Технические данные приведены в табл. 2.4.
Выбор масляного выключателя РУ ВН.
Намечаем выключатель типа С-35М-630-10.Номинальное напряжение цепи, в которой стоит выключатель — 35кВ.
Uном.с= Uном.в; кВ
Uном.с = 5(кВ)=Uном.в=35(кВ), данное условие выполняется.
/>/>Максимальныйрабочий ток в цепи, в которой установлен выключатель:
Iраб.мах.
Iраб.мах.=156(А)
Проверяем выключатель наэлектродинамическую стойкость:
i уiпр.с; кА,
iуд=2,1(кА)
Проверяем выключатель по условиютермической устойчивости:
Iк * tпр/>Iт.у.tmу;кА, где
t пр.=0,2(с)приведенное время длительности короткого замыкания;
tmу=4(c)-предельноевремя термической стойкости;
Iт.у.-предельныйток термической стойкости ;
0.92*0,2=0.17(А)
Iо.рас./>Iо.ном.;кА, где
Iо.рас.=Iк=0.92(кА)- расчетный ток отключения;
Io.ном.=10(кА) — номинальный ток отключения.
0.92
На основании расчетов окончательновыбираем для РУ ВН масляные выключатели типа С-35М-630-10, всего 3 штуки.Технические данные приведены в табл. 2.5.
Для ОРУ подстанции выбираем разрядникитипа РВС-35. Технические данные разрядников приведены в табл. 2,6.
На стороне низкого напряжения подстанции«Шершнёвская» выбираем к установке комплектное распределительноеустройство внутренней установки типа К-59, оборудованного выключателямиВБКЭ-10. Основные технические характеристики приведены в таблице 2.7.
/>/>Производимпроверку вакуумных выключателей. Номинальное напряжение сети, в которойустановлен выключатель — 6,3(кВ).
Uном.с/>Uном.с;кВ,
Uном.с =6,3(кВ)/>Uном.в=10(кВ),данное условие выполняется.
Максимальный рабочий ток в цепи, вкоторой устанавливается выключатель:
Iраб.мах.
/>
I ном.в=1000(А);
866
Проверяем выключатель наэлектродинамическую стойкость:
/>
данное условие выполняется.
Проверяем выключатель по условиютермической стойкости:
/>
5,1
Проверяем выключатель по отключающейспособности:
/>
по отключающей способности выключательподходит.
Окончательно выбираем К-59, свыключателями типа ВБКЭ-10, техническая характеристика выключателя приведена втабл.2.5.
Таблица 2.4.
/>/>тип Номинальное напряжение, (кВ) Наибольшее рабочее напряжение (кВ) Номинальный ток, (А) Устойчивость при сквозных токах короткого замыкания, (кА)
Время протекания наибольшего
тока термической устойчивости, (сек.) Главных ножей Заземляющих ножей
Предельный
сквозной ток Ток термической устойчивости Предельный сквозной ток Ток термической устойчивости РЛНД2-35/630 35 40,8 630 64 20 - - 4
Таблица 2.5.ТИП Номинальное напряжение ,(кВ) Наибольшее рабочее напряжение (кВ) Номинальный ток, (кА) Номинальный ток отключения (кА)
Предельный сквозной ток,
(кА) Ток термической устойчивости, допустимое время его действия (кА/с) Предельное время отключения (сек.) Амплитудное значение Начальное действующее значение ВБКЭ –10 10 10 1000 20 52 30 20/5 0,14
С-35М-630-10
ПП-67 35 35 630 10 26 10 10/5 0,08
Таблица 2.6.Т И П Назначение Номинальное напря жение, (кВ) Наибольшее допустимое напряжение, (кВ)
Пробивное напряжение при частоте
50 Гц, (КВ) не более не менее РВС-35
Для защиты от атмосферных
перенапряжений 35 40,5 98 78
Таблица2.7ТИП Номинальный ТОК шкафов, (А) Номинальный ток шин, (А)
Тип
выключателя Системашин Номинальн. напряжение, (кВ) Вид ввода, (вывода) Ток динамической устойчивости (амплй-туд.значе-ние), (кА) КРУ-6 1000 1000 ВВБКЭ-10 Одинарный 6 Шинный, кабальный 52 />/>2.10 Компенсация реактивной мощности
Основными потребителями реактивнойэнергии на Шершнёвском месторождений являются асинхронные приводатехнологических установок (станков-качалок, подсудных насосов, насосныхустановок ДНС), а также силовые трансформаторы КTП 6/0,4кВ и линииэлектропередач 6кВ.
Реактивная энергия, потребляемаядвигателями насосов и станков-качалок, компенсируется с помощью конденсаторныхбатарей, установленных на стороне 0,4кВ в КТП. Остальная энергия компенсируетсяна шинах 6кВ подстанции «Шершнёвская» путем перевозбуждения синхронныхдвигателей насосной станции КНС, подключенных к шинам 6кВ подстанции. Длякомпенсации реактивной мощности при неработающих синхронных двигателях на шинах6кВ подстанции предусмотрены статические не регулируемые конденсаторные батареинабранные из конденсаторов типа КС2-6,3-75.
Произведем расчет мощности необходимогокомпенсирующего устройства. Расчет производим для максимального потребленияреактивной мощности.
Мощность компенсирующего устройства Qк.уопределяется как разность между реактивной максимальной мощностью предприятияQмах. и предельной реактивной мощностью Qэ,предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:
Qк.у=Qмах.–Qэ=Р(tgφ–tgφэ),где
Qмах.=Ptgφ(Мвар)
расчетная максимальная мощностьреактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающейэнергосистеме;
Qэ — предоставляемая реактивная мощность;
tgφ-соответствующий коэффициенту мощности предприятия;
tgφэ=0,2- установленный предприятию.
Cosφ=0,9
/>/>Изтаблицы 2.1.
Рмах.=4,804(МВт); Qмах.=2,85(Мвар)
Соответствующий тангенс равен tgφ=0,56
Окончательно определяем Qку:
Qку=4,804(0,56–2)=1,73(МВар)
Расчитаеммощность генерируемую синхронным двигателем СТД–1600, по выражению:
Qмах.сд=αмах.*Рном*tgφном/ρном;(квар), где
αмах.–коэффициент наибольшейдопустимой перегрузки СД по реактивной мощности, определяем по номограмме рис.9.4. /4/, при
Ксд=0,6 – коэффициент загрузки иCosφ=0,9,αмах. будет равен 0,68 ;
ρном.=0,94.
Qмах.сд=0,68*1600*0,48/0,94=555,6(квар)
Изпроведенного выше расчета вытекает следующее:
два, находящихся в постоянной работесинхронных двигателя отрегулированные на генерацию реактивной энергии, равнойдаже максимально генерируемой данным типом двигателей, не обеспечатэнергопотребителей реактивной энергией.
Для компенсации потребляемой реактивнойэнергии принимаем к установке на каждую секцию шин 6кВ подстанции батарейстатических конденсаторов типа КС2-6,3-75, то есть устанавливаем два блока по12 конденсаторов в каждом, суммарной мощностью 1800(квар).
2.11 Обоснование основных видов релейныхзащит
Согласно ПУЭ, для трансформаторов собмоткой высшего напряжения 35кВ предусматриваем устройства релейной защиты отследующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) Многофазных замыканий в обмотках и навыводах.
2) Однофазных замыканий на землю вобмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью.
3) Витковых замыканий в обмотках.
4) Токов в обмотках, обусловленныхвнешним, коротким замыканием.
5) Токов в обмотках, обусловленныхперегрузкой.
6) Понижение уровня масла.
Газовая защита силового трансформатора.
Газовая защита применяется отповреждения внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и отпонижения уровня масла. Интенсивность газообразования зависит от характера,размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способнуюразличать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигналили отключение / 2./
Основным элементом газовой защитыявляется газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителемтрансформатора.
В настоящее время успешно используютсягазовые реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 ( рис. 2.6), этиэлементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе сподвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижнымиконтактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла вкожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении указанном на рис.2.6.
Система отрегулирована так, что массачашки с маслом достаточна для преодоления силы пружины при отсутствии масла вкожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек изамыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реледействует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный потокмасла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потоканаходится лопасть 7, действующая вместе с нижней чайкой на общий контакт.Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, еслискорость движения масла и газов достигает определенного значения,установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающегоэлемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,6(м/с). При этом времясрабатывания реле составляет
Tср.р= 0,05¸0,5(с).
Уставка по скорости потока маслаопределяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.
Монтаж газовой защиты связанс выполнением некоторых требований ПТЭ: для беспрепятственного прохода газов врасширитель должен быть небольшой подъем (I¸1,5%) у крышкитрансформатора и (2¸4%)у маслопровода. От крышки к расширителю, нижний конец маслопровода, входящийвнутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, анижний конец выхлопной трубы — вдаваться внутрь трансформатора; контрольныйкабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты припромежуточной сборке зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую />/>изоляцию, так какрезина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключениенеобходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключениетрансформатора в случае кратковременного короткого замыкания или вибрациинижнего контакта газового реле, обусловленных толчками масла при бурномгазообразовании.
/>
/>/>Рис.2.6
/>
Рис.2.7.
В схеме защиты на переменном оперативномтоке рис. 2.7 самоудержание достигается путем шунтирования, нижнего контактагазового реле КSQ верхнимзамыкающим контактом реле К4. Самоудерживание автоматически снимается послеразрыва цепи отключения вспомогательным контактом QRI.2выключателя QR.
Защита обладает высокойчувствительностью и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака:
— защищает трансформатор принедопустимом понижении уровня масла по любым причинам;
Дифференциальная токовая защитатрансформатора.
Дифференциальный принцип позволяетобеспечить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на поврежденияв обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. Защита выполнена наоснове типового реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рис.2.8 показанапринципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-II.Реле ДЗТ-II имеет одну тормознуюобмотку, которая подключается к трансформаторам тока питаемой стороны. Такоевключение обеспечивает торможение только при внешних, коротких замыканиях. Токсрабатывания защиты зависит от числа витков и значения тока тормозной обмотки.
Для отстройки защиты от бросков токанамагничивания и от максимальных значений установившегося первичного токанебаланса Iн.б.рас.мах. привнешних, коротких замыканиях выбирается минимальный ток срабатывания защиты Iс.з.minи число витков тормозной обмотки Wтр.н.Отстройка от бросков тока намагничивания, когда ток в тормозной обмоткеотсутствует, достигается выбором Iс.з.min по условию:
/>/>Iс.з.min³Котс.Iт.ном.,
где,
Котс.=1,5 — коэффициент отстройки,согласно /II/
Определение параметров дифференциальнойзащиты силового трансформатора:
Определяем ток срабатывания защиты поусловию:
Iс.з.³1,5*Iт.ном.,
где,
Iт.ном. — номинальный ток первичной (вторичной) обмоток трансформатора.
Рассчитываем Iт.ном.по формуле:
/>
Для стороны ВН: Iт.ном.=104(А);
Для стороны НН:Iт.ном.=577(А).таблца2.8.
Ток срабатывания защиты для стороны ВН:
Iс.з.³1,5* 104=156(А); принимаем Iс.з=160(А).
Ток срабатывания защиты для стороны НН:
Iс.з³1,5*577=865,5(А),принимаем Iс.з.=865(А).
/>/>
/>
Рис.2.8.
/>/>Длядифференциальной защиты трансформаторов с соединением обмоток трансформаторы токасобираются по схеме, а коэффициент схемы для стороны ВН: К(3)= 3; для стороныНН: К(3)=1.
Коэффициент трансформаций трансформаторовтока:
Кт=КсхIт.ном./5/
Для стороны ВН: Кт= √ 3 *104/5=36,03, примем с учетом перегрузки трансформатора, Кт=40.
Для стороны НН:
Кт=I*577/5=115,4,принимаем Кт=120.
Вторичный ток в плечах защиты,соответствующий номинальной мощности трансформатора по выражению:
I2ном=Ксх*Iт.ном./Кт;А ,
На стороне ВН:
I2ном=√3*104/40=4,5(А),
На стороне НН:
I2ном.=I*577/120=4,8(А).
Рассчитываем ток срабатывания реле:
Iср.=Ксх*Iс.з./Кт;А,
На стороне ВН: Iср.=3*160/40=6,93(А),
На стороне НН: Iс.р.=I*865/120=7,2(А).
Рассчитываем число витков обмотки НТТ(насыщающийся трансформатор тока) реле для основной стороны защищаемоготрансформатора, за основную сторону принимаем сторону с наибольшим токомсрабатывания, то есть сторону НН: Iсp.осн=7,2(А).
Число витков обмотки рассчитываем поформуле:
/>
/>/>где,
Fср.=100(А) — магнитодвижущая сила срабатывания реле, согласно /2/
/>
Принимаем предварительное число витковдля основной стороны:
Wосн.=14.
Рассчитываем число витков НТТ реле длянеосновной стороны по выражению:
/>
Принимаем предварительное число витковдля неосновной стороны Wнеосн.=15витков.
Определяем составляющую первичного токанебаланса:
/>
где,
Iк.вн.мах.=0,92(кА)- ток к.з. на стороне ВН.
/>
Определяем первичный ток небаланса, сучетом составляющей
Iн.б.вр.I,по формуле:
/>
где,
/>/>Е=10%номинальная погрешность трансформатора тока;
DUрег.=±16%- погрешность регулирования напряжения.
/>
Рассчитываемчисло витков тормозной обмотки, обеспечивающих
отстройкуот максимального первичного тока небаланса.
/>
где
Котс.=1,5, согласно /II/;
Wраб.-числовитков обмотки НТТ реле, на стороне к которой присоединена тормозная обмотка, Wраб.=14.
tga — тангенс угланаклона к оси абцисс касательной, проведенной из начала координат кхарактеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению,(нижняя характеристика, на рис. 13.10(б) /II/для реле ДЗТ-11 tga=0,75.
/>
Принимаем Wтрм.=15виткам, согласно /II/.
Рассчитываем уточненное значение токасрабатывания реле на основной стороне:
Iср.осн.=Fср./Wосн.=100/14=7,14(А)
Определяем уточненное значение токасрабатывания защиты на основной стороне:
/>/>с.з.=Iс.р.осн.*Кт.осн./Ксх.
так как за основную была принята сторонаНН, то Кт.осн.=120,
Ксх=1.
Iс.з.=7,14*120/1=856,8(А)
Определяем действующее значениекоэффициента отстройки:
Котс.=Iс.з/Iнб.расч.мах.=856,8/244=3,51
Котс.=1.3, условие выполняется,следовательно принимаем для основной стороны число витков Wосн.=14витков.
Рассчитываем значение коэффициентачувствительности согласно условия:
/>
где для дифференциальнойзащиты трансформатора с соединением обмоток:
/>
так какIс.з. на стороне НН.
На стороне ВН:
/>
условие выполняется.
На стороне НН: Iк.min=2760(А);Ксх.=√3, так как считаем на стороне НН.
Кч = √3*2760/(3*856,8)=3,22>1,5, условие также выполняется.
Все подсчитанные выше величины сведены втабл. 2.8.
Таблица 2,8.
/>
/>/>Максимальная токовая защита (МТЗ)силового трансформатора.
Для защиты от внешних к.з. применяем МТЗс выдержкой времени. Защита содержит две ступени: одну — токовую отсечку безвыдержки времени, другую — максимально токовую защиту. Однолинейная схемазащиты приведена на рис. 2.8.
При срабатывании защита действует навыключатели трансформаторов с обеих сторон через выходное промежуточное реле,общее для всех защит трансформатора от повреждений.
Выбор параметров срабатывания.
Селективность отсечки обеспечиваетсявыбором ее тока срабатывания по выражению:
Iс.з =Котс. Iк.вн.мах.;кА,
где,
Iк.вн.мах. — максимальный ток к.з, на шинах 6,3кВ КРУ.
Котс.=1,2¸1,3- коэффициент отстройки для реле, типа РТ-40 с промежуточным выходным реле.
Iс.з.=1,3*3,19=4,147(кА)
Сопротивление трансформатора достаточновелико, поэтому при к.з. со стороны питания 35кВ ток повреждения значительнопревышает I к.вн.мах. — это даетвозможность использовать токовую отсечку без выдержки времени. Недостатокотсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформатора.
Для устранения этого недостатка токоваяотсечка дополняется МТЗ.
Ток срабатывания защиты определяется извыражения:
/>/>Iс.з.=Котс.*Ксз.п * Iраб.мах./кВ
где,
Ксз.п=2,5 коэффициент самозапуска;
Кв=0,8 — коэффициент возврата.
Iс.з.=1,3*2,5*156/0,8=633,75(А)
Выдержка времени принимается на ступеньбольше максимальной />выдержкивремени защит предыдущих элементов.
Защита от перегрузок
Так как перегрузки обычно бываютсимметричными, поэтому защита от перегрузок выполнена одним реле тока,включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних к.з.
Ток срабатывания реле определяется повыражению:
/>
Котс.=1,05 — учитывает толькопогрешность в токе срабатывания.
Ic.p.=1.05*104/(0,8*40)=3,4(А)
Для отстройки от кратковременныхперегрузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени. Выдержка временипринимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защитытрансформатора от внешних к.з.
/>/>2.12Защитаотходящих линий 6,3кВ
На отходящих линиях 6,3кВ подстанции «Шершнёвская»применяется токовая отсечка без выдержки времени и МТЗ с независимой выдержкойвремени.
Выбор тока срабатывания реле токовойотсечки производим по выражению:
/>
где
Котс.=1,2¸1,3- коэффициент отстройки;
Kсх.=1 — коэффициент схемы;
Iк.вн.мах. — максимальный ток к.з. проходящий через реле;
Кт — коэффициент трансформациитрансформатора тока.
Ток срабатывания реле отходящих линий:
от фидера №12 Iс.р.=34(А)
от фидера №11 Iс.р.=22(А)
от фидера №8 Iс.р.=29(А)
от фидера №7 Iс.р.=19(А)
от фидеров №21; 22; 23 Iс.р.=36(А)
от фидеров №18; 2 Iс.р.=38(А)
Токовые защиты отходящих линийреализованы на реле тока типа РТ-40 по схеме полная звезда (Ксх=1).
Произведем расчет параметровмаксимальной токовой защиты.
Выбираем ток срабатывания защиты:
Iс.з =Котс.*Ксз.п * Iном/Кв, где
Kотс. — коэффициент отстройки;
Ксз.п.- коэффициент самозапускаКсз.п.=2,5;
/>/>Кв=0.8- коэффициент возврата;
Iном. — номинальный ток отходящей линии, А.
Iном.= ∑Sном./√3 Uном.; А, где
Sном. — суммарнаяноминальная мощность всех КТП, питающихся от данной линии;
Uном. — номинальное напряжение линии.
Ток срабатывания реле защитыопределяется по формуле:
/>
Определяемкоэффициент чувствительности по формуле:
/>
где
Iк.min- минимальный ток к.з. в самой удаленной точке, защищаемой линии, кА.
Определяем выдержку времени МТЗ:
tнез. =Dtр.в+ tо.в + tзап,где
Dtр.в.- погрешность реле времени;
tо.в. времяотключения выключателя;
tзап.- времязапаса, учитывающее неточность регулировки токового реле.
tнез.=0,06+0,1+0,1=0,26(сек.)Результаты расчетов приведены в табл. 2.9.
/>/>
Таблица 2.9.Наименование величин Фидера 21;22;23
Фидера
18; 2
Фидера
12
Фидера
11
Фядэра
8
Фидера
7 Номинальный ток Iном.; А 172 45 39,5 64,5 24,1 55 Ток срабатывания защиты, Iс.з.; A 700 183 160 262 98 223 Ток срабатывания релеIc.p.; А 8 2,3 4 4,4 2,5 3,7 Коэффициент ' чувствительности Кч 1,5 2,9 12 6 3,6 8,4 3,7
2.13 Автоматизацияосновных электропотребителей
Подстанция 35/6кВ«Шершнёвская» оборудуется типовыми cxeмaмизащиты и управления, выполненными для комплектных подстанций и защищающими отповрежцений и аварийных режимов как силовые трансформаторы, так и отходящиелинии 6,3кВ.
2.14 Защита от перенапряжений
Перенапряжениями называют такиеповышения, напряжения, которые представляют собой опасность для электрическихустановок.
Различают два вида перенапряжений вэлектрических установках: внутреннее и атмосферное.
Внутреннее перенапряжение возникает врезультате коммутаций, как нормальных (включение и отключение ненагруженныхлиний, отключение ненагруженных трансформаторов), так и послеаварийных (дуговыезамыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения к.з., АПВ).Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, нозначение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения возникают врезультате разрядов молний в электроустановку или вблизи неё. Значения этихперенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионоввольт.
Для защиты электроустановок отвнутренних перенапряжений применяем: вентильные разрядники типа РВО-6 на шинахнизкого напряжения, отключение с помощью масляных выключателей на стороневысокого напряжения.
Перенапряжение, возникающее приотключении ненагруженного трансформатора, гасятся молниезащитными разрядниками,установленными на высокой стороне подстанции, пропускнаяспособность которых достаточна для того, чтобы рассеять энергию, выделяющуюсяпри перенапряжениях этого вида.
Атмосферные перенапряжения в элементахсистемы электроснабжения возникают как при прямом ударе молнии, так и приразряде молнии в окрестности проводников (индуктированное перенапряжение).Защита от прямых попаданий молнии в электроустановки рассмотрена ниже,осуществляется молниеотводами. Однако применение молниеотводов полностью неисключает поражение электроустановок молнией. Волны перенапряжения, возникающиена линиях электропередач в результате ударов молнии, достигают подстанции(набегающие волны) и представляют опасность для изоляции установленного тамоборудования. Перекрытие изоляции на подстанций, в большинстве случаев,означает дуговое к.з. вблизи сборных шин, которое может привести к системнымавариям.
Основным аппаратом защиты от набегающихволн является вентильный разрядник, у которого разрядное напряжение, напряжениеискрового промежутка не менее чем на 10% ниже гарантированной прочностизаземляемой изоляции при полном импульсе. На подстанции установлены разрядникиРВС-35.
/>/>2.15 Защитаот молний
Молниезащита — комплекс защитныхустройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранностьзданий и сооружений, оборудования и материалов от возможных взрывов, загоранийи разрушений, возникающих при воздействии молний.
Открытые распределительные устройстваподстанции 35кВ защищаются от прямых ударов молний отдельно стоящимистержневыми молниеотводами.
Расчет молниеотводов заключается в определениитакой зоны защиты, которая бы охватывала все оборудование подстанции с учетомего высоты.
Для защиты оборудования подстанции отпрямых ударов молний используется стержневой молниеотвод высотой 30 метров.
Определяем допустимое расстояние от молниеотводадо конструкции подстанции при прямом ударе молнии по воздуху и по земле.
/>
Ев=500(кв/м) — напряженностьэлектрического поля по воздуху;
Ез=300(кв/м) — напряженностьэлектрического поля по земле;
Im–ток молнии, кА.
По Пермской области значение составляет1500(кА).
Rимп.=10(Ом) — импульсное сопротивление заземления;
Uмаx.-амплитудноеимпульсное напряжение.
h-высотамолниеотвода.
/>
/>/>Определяемзону защиты молниеотвода по формуле:
/>
где
hx=7(м) — защищаемого оборудования;
ha=h-hx=30-7=23(м)- активная высота;
x — радиусзащитной зоны на уровне hx; м.
/>
Зона защиты с полученным радиусомохватывает всю территорию подстанции и обеспечивает защиту всего оборудования.
/>/>2.16Заземлениеоборудования подстанции
Заземление — преднамеренноегальваническое соединение металлических частей электроустановок с заземляющимустройством. Заземление применяется для обеспечения электробезопасности призамыкании токоведущих частей на землю и для обеспечения нормальных режимовработы электроустановки.
Ввиду отсутствия в районе подстанцииестественных заземлителей принимаем в расчет только искусственные заземлители.Сопротивление искусственного заземлителя определяется по выражению:
Rзм.=Uрасч./Iрасч.;Ом,
где
Uрасч. — расчетное напряжение на заземляющем устройстве по отношению к земле,принимается равным 125(В), так как заземляющее устройство используется дляэлектроустановок напряжением выше I000(В)с малыми токами замыкания на землю и для электроустановок с напряжением ниже I000(В);
Iрасч. — расчетный ток заземляющего устройства замыкания на землю; А.
Для заземляющих устройств, к которым неприсоединены устройства компенсации емкостного тока, расчетный ток замыкания наземлю принимаем равным:
/>
/>
/>/>Вкачестве расчетного сопротивления заземления принимаем
Rзм.расч.=4(Ом).
Эквивалентное удельное сопротивлениегрунта на площадке подстанции составляет Р=100(Ом.м), табл. 8.1 /10/.
Определяем расчетное удельноесопротивление грунта расч., с учетом повышающих коэффициентов, учитывающихвысыхание грунта летом и промерзания зимой.
По таблице 8,2 /10/ выбираем повышающиекоэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов.
Кп.в.=1,8; Кп.ч.=4,5
Расчетные удельные сопротивлениянаходим:
ρрacч.=100*Кп;Ом,
ρрасч.в=100*1.8=180(Ом); pacч.ч=100*4,5=450(Ом).
Определяем сопротивление растеканиюодного вертикального электрода — уголка №50 длиной 2,5 метра при погруженииниже уровня земли на 0,7(м) по выражению:
/>
dу.эк=0,95*В — эквивалентный диаметр уголка;
В=0.05(м) – ширина стороны уголка;
d.у.эк.=0,95*0.05=0,0475
L- длина уголка,м;
t — расстояние отверхности земля до середины электрода, м ;
t=0,7+2,5/2=1,95(м)
/>
Определяемпримерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятомкоэффициенте использования Ки.в.зм=0,74, выбранном по таблице 8.5 /10/ повыражению:
/>/>n=Rв.о/(Ки.в.зм*Rи ), шт.; где
Rи — необходимоесопротивление искусственного заземления, Ом
n=54,93/(0,74*4)=18,56(шт.)
Следовательно, требуется не менее 19вертикальных электродов.
Определяем сопротивление растеканиюгоризонтальных электродов (полосы 30х4мм), которые соединяют вертикальныеэлектроды.
/>
где
Ки.г=0,45 — коэффициентиспользования горизонтальных электродов, определяется по таблице 8.6 /10/;
L=90(м)- длина горизонтальных заземлителей по контуру заземления;
в=0,03(м) — ширина полосы;
t — расстояние отповерхности земли до горизонтального заземлителя, м.
/>
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродовс учетом проводимости горизонтальных соединений из выражения:
/>
Уточняем число вертикальных электродов сучетом коэффициента использования:
/>
Окончательно принимаем 16уголков.Дополнительно к контуру на территории устанавливается сетка изпродольных полос, расположенных на расстоянии 0,8¸1(м)от оборудования, параллельно осям оборудования, на глубине 0,7(м). Продольныеполосы соединяются между собой на всей площади поперечными проводниками с шагомне более 6(м).
Выравнивание потенциалов такжеосуществляется у въезда на территорию электроустановки путем укладки двух полосс постепенным заглублением на глубину 1 и 1,5(м) соответственно. Эти неучтенные горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления внезначительной степени.
2.17 Контрольсостояния изоляции
Подстанция проектируется с малым токомзамыкания на землю.В нормальных условиях напряжение всех трех фаз по отношениюк земле равны фазному напряжению. В случае металлического однофазного замыканияна землю, напряжение поврежденной фазы относительно земля становится равнымнулю, а напряжение не поврежденных фаз увеличивается до междуфазного.Междуфазные напряжения при этом не изменяются и работа электроприемников, ненарушается. Через место повреждения протекает сравнительно небольшой ток. Притаком замыкании сеть может некоторое время (примерно 2 часа) оставаться вработе. Длительная работа с замкнутой на землю фазой опасна, так как при пробоена землю изоляции другой фазы, в сети возникает междуфазное к.з. Для контролятакого состояния сетей предусматривается устройство контроля изоляцииотносительно земли.
Контролирующее устройство выполняетсяпри помощи одного вольтметра и переключателя, присоединяемых к сборным шинам6,3кВ КРУ через измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ. Длясигнализации однофазного замыкания на землю на вторичные обмотки трансформатора,подключается реле максимального напряжения, а также вольтметр контроляизоляции.
При нормальном режиме работы вольтметрпоказывает равные по значению фазные напряжения. При глухом (металлическом)замыканиина землю одной из фаз, напряжение этой фазы относительно земли станет равнымнулю, а напряжения двух других фаз возрастут и станут междуфазными, чтоотразится на показаниях вольтметра. Если замыкание на землю не будет глухим, тонапряжение поврежденной фазы уменьшится, а напряжение не поврежденных фазповысится в меньшей мере. Соответственно этому изменяются показания вольтметрапри переключениях.
3. Безопасностьжизнедеятельности
3.1 Общий анализ вредных и опасныхфакторов
При обслуживании подстанции 35/6кВ иприлегающего к ней электрооборудования персонал в первую очередь подвергаетсяопасности поражения электрическим током.
Опасность электрического тока в отличиеот прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии безспециальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Проходя через живыеткани, электрический ток оказывает термическое электролитическое ибиологическое воздействие, что приводит к различным нарушениям в организме,вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражениеорганизма.
Различают два вида пораженияэлектрическим током: электрический удар и местные электрические травмы, которыерезко отличаются друг от друга. Местными электрическими травмами являются:ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи, механические поврежденияи электроофтальмия.
В электроустановках напряжением 35кВвозникает опасность характерная для данного уровня напряжения, ожоги могутвозникать и без непосредственного контакта с токоведущими частями, а лишь прислучайном приближении на опасное расстояние. Когда это расстояние меньше илиравно разрядному, возникает сначала искровой разряд, который переходит вэлектрическую дугу.
Температура дуги достигает 4000С, крометого ткани человека нагреваются проходящим через них током. Это приводит кожогу. Под действием тока происходит резкое сокращение мышц, которое приводит кразрыву дуги. Поскольку ток проходит через тело человека кратковременно,нарушения дыхания и кровообращения может не наступить, однако полученные ожогивесьма серьезны, а иногда и смертельны.
3.2 Мероприятия по предотвращениюпоражения электрическим током
Проектируемая подстанция относится кэлектроустановкам с напряжением выше 1000В, что требует соблюдения мерэлектробезопасности, согласно правил техники безопасности.
Причины несчастных случаев можно сгруппироватьпо следующим основным направлениям: квалификация персонала, дисциплина ипорядок на производстве, ответственность за полученное дело, психологическиефакторы.
Исходя изэтого, выделяются основные причины, приводящие к электротравмам:
1) Нарушениетехнических мероприятий ПТБ.
2) Нарушениеорганизационных мероприятий ПТБ.
Для устранения этих нарушенийпредусматриваются:
1.Организационные мероприятия /19/:
1) Назначениелиц, ответственных за безопасное ведение работ.
2) Выдачанаряда или распоряжения в строго установленном порядке.
3) Выдачаразрешения на подготовку рабочих мест и на допуск.
4) Надзорпри выполнении работ.
5) Оформлениеперевода на другое рабочее место.
6) Оформлениеперерывов в работе и ее окончания.
2. Технические мероприятия /19; 20/:
Для подготовки рабочего места приработе, требующей снятия напряжения, устанавливается следующий порядоквыполнения технических мероприятий:
а) производятся отключения и принимаютсямеры, препятствующие ошибочному или самопроизвольному включению коммутационнойаппаратуры;
б) вывешиваются запрещающие плакаты наприводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационнойаппаратуры;
в) проверяется отсутствие напряжения натоковедущих частях, которые должны быть заземлены, для защиты людей от пораженияэлектрическим током;
г) устанавливается заземление(включаются заземляющие ножи, используются переносные заземления);
д) ограждаются при необходимости рабочиеместа или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешиваются наограждениях плакаты безопасности. В зависимости от местных условий токоведущиечасти ограждаются до или после их заземления.
При работе на токоведущих частях,требующей снятия напряжения, отключаются:
1) Токоведущиечасти, на которых будет производиться работа.
2) Неограждённыетоковедущие части, к которым возможно приближение людей на расстояние не менее1 м на стороне 35кВ и не менее 0.6м на стороне 6,3кВ проектируемой подстанции,механизмов и грузоподъемных машин на расстояние не меньше 1,5м на стороне 35кВи менее 1м на стороне 6,3кВ.
В электроустановках с напряжением свыше1000В с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом может быть поданонапряжение на рабочее место, предусматривается видимый разрыв: отсоединение шини проводов; отключаются разъединители; снимаются предохранители; отключаютсяотделители и выключатели нагрузок за исключением тех, у которых автоматическоевыключение осуществляется пружинами, установленными на самих аппаратах.
Трансформаторы напряжения и силовыетрансформаторы, связанные с выделенным для работы участком электроустановки,отключаются и со стороны напряжения до 1000В для исключения возможной обратнойтрансформации.
При подготовке рабочего места послеотключения разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручнымуправлением, необходимо визуально убедиться в их отключенном положении иотсутствии шунтирующих перемычек.В электроустановках с напряжением выше 1000Вдля предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационныхаппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы,предусматриваются следующие меры:
1) Уразъединителей, отделителей и выключателей нагрузки ручные приводы вотключенном состоянии запираются на механический замок.
2) Уразъединителей, управляемых оперативной штангой, специальные ограждения такжезапираются механическим замком.
3) Уприводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление,отключаются цепи силовые и управления.
4) Угрузовых и пружинных приводов выключающий груз пружины приводятся в нерабочеесостояние.
5) Приработе в отсеке шкафов КРУ тележка с оборудованием выкатывается, шторка отсека,в котором токоведущие части остались под напряжением, запирается на замок ивывешивается плакат «Стой! Напряжение!», в отсеке где предстоитработать, вывешивается плакат «Работать здесь».
6) Приработе вне КРУ на подключенном к ним оборудовании шин на отходящих ВЛ и КЖтележка с выключателем выкатывается из шкафа; шторка или дверца запираются назамок и на них вывешивается плакат «Не включать! Работают люди!» или" Не включать! Работа на линии!". При этом, допускается: при наличииблокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем, устанавливатьтележку в контрольное положение после включения этих ножей, при отсутствиитакой блокировки или заземляющих ножей в шкафах КРУ, тележка устанавливается впромежуточное положение между контрольным и выкаченном положении, при условиизапирания ее на замок. Тележка устанавливается в промежуточном положениинезависимо от наличия заземления на присоединении.
В электроустановках с напряжением до1000В со всех сторон токоведущих частей, на которых будут проводиться работы,напряжение снимается отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, апри наличии в схеме предохранителей — снятием последних. При отсутствии в схемепредохранителей, предотвращение ошибочных включений коммутационных аппаратовобеспечивается такими мерами, как запирание рукояток или дверей шкафа, закрытиекнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующихнакладок и т.д. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционнымуправлением включающая катушка отключается.
Расшиновка или отсоединение кабеля,проводов при подготовке рабочего места выполняется слесарем из ремонтногоперсонала, имеющим Ш группу до электробезопасности, под наблюдением дежурногоили работника из оперативно-ремонтного персонала. С ближайших к рабочему местутоковедущих частей, доступных прикосновению, снимается напряжение, либо ониограждаются.
Отключенное положение коммутационныхаппаратов до 1000В с недоступными для осмотра контактами определяется проверкойотсутствия напряжения на их зажимах, либо на отходящих шинах, проводах илизажимах оборудования, включаемого этим коммутационным аппаратом.
На приводах разъединителей, отделителейи выключателей нагрузки, на ключах и кнопках дистанционного управления, накоммутационной аппаратуре до 1000В не имеющих автоматов, выключателей илирубильников, плакаты вывешиваются у самих предохранителей.
На приводах разъединителей, которымиотключена для работ ВЛ или КЛ, независимо от числа работающих бригадвывешивается один плакат «Не включать! Работа на линии!». Этот плакатвывешивается и снимается по указанию работника, который дает распоряжения наподготовку рабочих мест и ведет учет численности работающих на линии бригад.
Для временного ограждения токоведущихчастей, оставшиеся под напряжением применяются шиты, ширмы и т.п.,изготовленные из дерева или других изоляционных материалов. На временныеограждения наносятся надписи «Стой! Напряжение!» или укрепляются соответствующиеплакаты.
В ОРУ при работах, проводимых с земли ина оборудовании установленном на фундаментах и отдельных конструкциях, рабочееместо ограждается канатом, веревкой или шнуром из растительных илисинтетических волокон с вывешенным на них плакатом «Стой!Напряжение!», обращенным внутрь огражденного пространства. Разрешаетсяпользоваться для подвески каната конструкциями, не включенными в зону рабочегоместа, при условии, что они остаются вне огражденного пространства. При снятиинапряжения со всего ОРУ, за исключением линейных разъединителей, последниеограждаются плакатами с надписями «Стой! Напряжение!», обращенныминаружу огражденного пространства. В ОРУ, при работе на вторичных цепях пораспоряжению, ограждать рабочее место не требуется. В электроустановках, кромеВЛ и КЛ, на подготовленных рабочих местах вывешивается плакат «Работатьздесь». В ОРУ на участках конструкции, по которым можно пройти от рабочегоместа к граничащим с ним участком, находящимся под напряжением, устанавливаютсяхорошо видимые плакаты «Стой! Напряжение!». На конструкциях,граничащих с той, по которой разрешается подниматься, внизу вывешивается плакат«Не влезай! Убьет!». На стационарных лестницах и конструкциях покоторым разрешено подниматься для проведения работ, вывешивается плакат«Влезать здесь».
Не допускается убирать или переставлятьдо полного окончания работ плакаты и ограждения, установленные при подготовкерабочих мест.
Проверка отсутствия напряженияосуществляется указателем напряжения, исправность которого перед применениемпроверяется с помощью прибора или приближением к токоведущим частям,находящимся под напряжением. В электроустановках с напряжением выше 1000Вуказателем напряжения пользуются в диэлектрических перчатках. Вэлектроустановках 35кВ и выше для проверки отсутствия напряжения используетсяизолирующая штанга. Признаком отсутствия напряжения является отсутствиеискрения и потрескивания при прикосновении ею несколько раз к токоведущимчастям. Заземление на токоведущие части устанавливаются непосредственно послепроверки отсутствия напряжения. В электроустановках выше 1000В заземляютсятоковедущие части всех фаз отключенного для работ участка со всех сторон,откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для работсборных шин, на которые достаточно установить одно заземление.
Заземленные токоведущие части отделяютсяот токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключеннымивыключателями, разъединителями, демонтируемыми шинами или проводами.Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительноустанавливается в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведеннымнапряжением. Присоединяются переносные заземления к токоведущим частям в местахочищенных от краски.
В электроустановках до 1000В при работахна сборных шинах распределительных устройств, щитов, сборок напряжениеснимается с шин, и шины (за исключением шин выполненных изолированным проводом)заземляются.
Допускается временное снятие заземленияустановленного при подготовке рабочего места, если это требуется по характерувыполняемых работ (измерение сопротивления, изоляции и т.п.). Временное снятиеи последующая установка заземления выполняется дежурным, оперативно-ремонтнымперсоналом, либо по указанию выдающего наряд производителем работ. Разрешениена временное снятие заземления, а также на выполнение этих операций выдаетсяпроизводителем работ, вносится в строку наряда «отдельные указания» сзаписью о том, где и для какой цели снимается заземление.
В электроустановках, конструкция которыхтакова, что установка заземления опасна или невозможна (например в некоторыхраспределительных ящиках КРУ отдельных типов, сборках с вертикальнымрасположением фаз), при подготовке рабочего места заземление неустанавливается, а надеваются диэлектрические колпаки на ножи разъединителейили устанавливаются прокладки между контактами коммутационных аппаратов.
В электроустановках до 1000В операции поустановке и снятию заземлений выполняются одним работником с группой Ш издежурного или оперативно-ремонтного персонала.
В электроустановках выше 1000Впереносные заземления устанавливаются двумя работниками: один с группой 1У (издежурного или оперативно-ремонтного персонала), другой с группой Ш. Заземляющиеножи включаются одним работником с группой IУиз дежурного или оперативно-ремонтного персонала. Отключаются заземляющие ножии снимаются переносные заземления одним человеком с группой Ш из дежурного илиоперативно-ремонтного персонала.
3.3 Безопасное ведение монтажных работна подстанции
Кроме соблюдения правил ТБ приэксплуатации проектируемой подстанции, предусматриваются меры безопасности приэлектромонтажных и наладочных работах на данной подстанции.
При проведении электромонтажных работ вРУ предусматриваются следующие правила /21/:
1) Подъем,перемещение и установка разъединителей и других аппаратов рубящего типапроизводится в положении «включено», а аппаратов, снабженныхвозвратными пружинами или механизмами свободного расцепления в положении«отключено».
2) Прирегулировании выключателей и разъединителей, соединенных с проводами,принимаются меры для предотвращения самопроизвольного или непредвиденноговключения или отключения последних.
3) Проверкаодновременности включения контактов масляного выключателя выполняется принапряжении не выше 12В.
4) Приработе на трансформаторе тока зажимы вторичных обмоток до полного окончанияработ замыкаются накоротко непосредственно на зажимах трансформатора изаземляются; все выводы трансформаторов напряжения закорачиваются и заземляютсяна все время монтажа.
5) Недопускается прокладка временных ВЛ для освещения, сигнализациии других целей над монтируемыми токоведущими частями открытых РУ.
6) Приработах на вновь монтируемых ОРУ спуски от линии электропередач у концевых опорили на вводных порталах закорачиваются и заземляются.
7) Приработах в действующем или расширяемом ОРУ, в случае обнаружения соединений с«землей» какой-либо токоведущей части установки, до отключенияповрежденного участка, приближаться к месту повреждения на расстояние менее 10метров для линии до 220кВ, запрещается.
8) Притумане, сильном ветре (>12м/с), приближении грозы и во время грозы всеработы по монтажу ОРУ прекращаются.
При ведении пуско-наладочных работ (ПНР)предусматриваются следующие требования /21/:
а) до начала ПНР на РУ все питающие иотходящие к другим подстанциям линий отсоединяются от оборудования,закорачиваются и заземляются;
б) на время производства ПНРзакорачиваются и заземляются токоведущие части, на которые может быть поданонапряжение путем обратной трансформации, от постороннего источника питания илина них может появиться наведенное напряжение; снимать закорачивающие перемычкии заземление разрешается только на время испытаний и измерений;
в) до начала ПНР на коммутационныхаппаратах в целях предотвращения их ошибочного включения или отключениявыполняются следующие действия: приводятся в нерабочее состояние пружиныкоммутационных аппаратов, выключающие грузы или пружины приводов; отключаютсярукоятки ручного включения электромагнитных, пружинных и других приводов;
г) не допускается одновременная работа вприводах и на коммутационных аппаратах;
д) при измерении времени включения иотключения коммутационного аппарата применяются меры против подачи, напряженияв первичные цепи;
е) все выводы трансформаторов на времяПНР закорачиваются и заземляются; снимать закорачивающие перемычки и заземленияс выводов трансформатора разрешается только на время испытаний и измерений;
ж) не допускается находиться на крышесилового трансформатора во время проверок и измерений, связанных с подачейнапряжения;
з) при выполнении работ по наладкетрансформаторов на высоте более 1,3м предусматривается выполнение требований §3,1 /21/.
Подстанция 35/6,3кВ«Шершнёвская» состоит из ОРУ-35кВ и КРУН-6,3кВ, которыеэксплуатируются на открытом воздухе и приравниваются к электроустановкам,эксплуатирующимся в особо опасных условиях, так как в зависимости от погодывозможны повышенная температура, проводящий «пол» (открытый сыройгрунт) и особая сырость.
Поэтому применяются следующие техническиезащитные меры:
1. Обеспечениенедоступности токоведущих частей.
2. Защитноезаземление (см.раздел 2.10).
3. Защитноеотключение (см.раздел 2.6).
4. Молниезащитныесооружения (см.раздел 2.9).
4. Экономическая часть
4.1 Технико-экономическое обоснованиевыбора силовых трансформаторов
Порезультатам расчетов полученным в специальной части дипломного проекта сумарнаярасчетная мощность электроприемников месторождения составила = 4245кВА.,поэтому возникла необходимость рассмотреть два варианта выбора трансформаторовпри двух разных режимах работы.
Для определения экономическицелесообразного режима работы трансформаторов и выбора наилучшего вариантаустановки силовых трансформаторов используем метод срока окупаемости, лет /4/.
К1и К2 — капитальные вложения по варианту 1 и 2, тыс.руб.;
Сэ1и Сэ2 — ежегодные эксплуатационные расходы в первом и втором вариантах, тыс.руб/год.
Технические данные трансформатороввариантов 1 и 2 приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1.Тип трансформатора Мощност, ВН кВ ННкВ Потери, кВт Uк% I%
Цена,
тыс. руб DРх DРк
/>/>ТОН 4000 35 6,3 5,7 33,5 7,5 1 85,5
/>/>/>/>/>/>ТМ 6300 35 6,3 8 46,5 7,5 0.9 75,4
Капитальные вложения определяем повыражению:
К=N*Ктр*Км*Ки, где
N-число трансформаторов, шт;
Ктр — стоимость трансформатора,тыс.руб.;
Км — 1.05 — коэффициент расходов намонтаж;
Ки – 14 — принятый коэффициентиндексации.
Вариант 1
K1=2*85,5*14*1.05=2513,7(тыс.руб.)
Вариант 2
K2=2*75,4*14*1,05=2216,8(тыс.руб.)
Определяем годовые потери электроэнергиив трансформаторах. Для этого строим годовой график нагрузок, по материалам/I0/. График приведен на рис 4.1.
Расчет годовых потерь электроэнергии втрансформаторах первого и второго варианта производим для каждой ступениграфика нагрузок, и сводим в табл.4.2.
Потери мощности в трансформаторахопределяем по выражениям:
/>
где/> - приведенныепотери трансформатора, кВт:
/>
где/>/>/> -приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери активноймощности в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах всей схемыэлектроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемойтрансформатором;
/>
Рис 4.1
/>
где /> -приведенные потери короткого замыкания;
Кип- коэффициент изменения потерь для трансформаторов, присоединенныхнепосредственно к шинам подстанции
/>/>Кип=0,05кВт/Квар./10/;
K3 — коэффициент загрузкитрансформатора;
/>Qх= Sном.т. * /> , квар
/>/>/> -реактивная мощность холостого хода трансформатора;
/> = Sном* /> , квар.
/> - реактивнаямощность короткого замыкания трансформатора;
/> - ток холостогохода трансформатора, %;
/> - напряжениекороткого замыкания трансформатора, % ;
Определяем потери мощности:
Вариант I.
/>
Определяем приведенные потери в одномтрансформаторе 6,3MВA:
/>/>/>
Определим приведенные потери впараллельно работающих трансформаторах по выражению:
/>
/>/>
/> -число параллельно работающих трансформаторов;
/>/>/>/>
Второйвариант:
/>
Приведенныепотери в одном трансформаторе:
/>
Приведенные потери в трансформаторахработающих параллельно:
/>
Рассчитываем нагрузку, при которойнеобходимо переходить на параллельную работу трансформаторов:
/> , МВА
/>/>Вариант1:
/>
/>/>/>Вариант2:
/>
Расчетыпо определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл. 3.2.
Таблица3.2.
/>/>№
/>/>/>/>ступени Нагрузка кВа Кз Кз/2 Продолжительность ступени нагрузки потери мощности в тран Потери электроэнер в трансфор Вариант 1: 1 5300 - 0,21 1500 24,8 37200 2 5800 - 0,23 3600 25,4 91440 3 6000 - 0,24 700 25,7 17990 4 6200 - 0,245 1500 25,9 38850 4 6600 - 0,26 1500 26,4 39600 =225080 Вариант 2: 1 5300 - 0,31 1500 22,7 34050 2 5800 - 0,34 3600 23,7 85320 3 6000 - 0,35 700 24,2 16940 4 6200 - 0,38 1500 25,8 38700 5 6600 - 0,4 1500 26,6 39900 ВСЕГО за год: DЭач=215000кВт/ч/год.
Проведем технико-экономическоесоставление вариантов трансформаторов:
При эксплуатации трансформаторныхподстанций можно выделить четыре статьи расходов:
1. Заработнаяплата обслуживающего персонала.
2. Годовыеамортизационные отчисления.
3. Потериэлектроэнергии в самих трансформаторах.
4. Расходына горюче-смазочные материалы.
При рассмотрении вариантовтрансформаторов расходы на зарплату и горюче-смазочные материалы будутодинаковы для обоих видов трансформаторов, поэтому при расчетах будем учитыватьтолько переменные расходы, то есть потери электроэнергии в трансформаторах иамортизационные отчисления.
Вариант 1:
Капитальные затраты К1=2513,7(тыс.руб.)
Годовые амортизационные расходы:
Са1=φ*К1=0,125*2513,7=314,2(тыс.руб)
φ=0,125 — нормативный коэффициентамортизационных отчислений.
Стоимость потерь электроэнергииопределяем из выражения:
Сп1=Со*DЭа1, где
С0=67(коп./кВт.Ч) — стоимостьэлектроэнергии по АО «Пермьэнерго»
Сп1=0,67*225080=150,8(тыс.руб.)
Сумарные годовые расходы:
Сэ1=Са1+Сп1=314,2+150,8=465,0(тыс.руб.)
Вариант 2:
К2=2216,8(тыс.руб.)
Са2=0,125*2216,8=277,1(тыс.руб.)
Сп2=0,67*215000=144,05(тыс.руб.)
Сэ2=277,1+144,05=421,15(тыс.руб.)
Результаты расчетов сводим в таблицу:
Табл.4.2.Наименование I вариант II вариант Тип ТМ ТМ Напр. ВН (кВ) 35 35 Напр.НН (кВ) 6,3 6,3 Цена (тыс.руб.) 85,5 75,4 Кап.вложения(тыс.руб.) 2513,7 2216,8 Потери электроэнергии(кВт/ч/год) 225080 215000 Годовые амартизационные расходы (тыс.руб.) 314,2 277,1 Стоимость потерь электроэнергии(тыс.руб.) 150,8 144,05 Сумарные годовые расходы(тыс.руб.) 465,0 421,15
По эксплуатационным затрам оба вариантапрактически равноценны, но по капитальным затратам К2
3аключение
В специальном разделе дипломаразработаны комплексные мероприятия по созданию электрической подстанции 35/6кВ«Шершнёвская» ЗАО" Лукойл-Пермь".
Ввод в эксплуатацию подстанции позволитполностью обеспечить электроэнергией все группы токоприемников месторождения, атакже обеспечит экономичность и эффективность работы самой подстанции иэлектрических сетей всего месторождения.
В специальной части диплома произведенвыбор и проверка систем, оборудования и защит подстанции:
- рассмотреныдва варианта силовых трансформаторов. На основе технико-экономическихпоказателей вариантов, выбран вариант с мощностью силовых трансформаторов по6,3МВА каждый;
- произведенвыбор и проверка защит силовых трансформаторов, а также проверка всех релейныхзащит подстанции;
- произведенрасчет компенсирующих устройств, устройств молниезащиты и заземления.
На основании приведенных расчетов вданном дипломном проекте можно сделать вывод:
Создание подстанций 35/6кВ«Шершнёвская» позволит полностью обеспечить электроэнергией всехэлектропотребителей Белопашинской группы месторождений.
Применение двух силовых трансформаторовмощностью по 6,3МВА каждый позволит выполнить дальнейшее расширение работ подобыче нефти, без реконструкции подстанции.
Литература
1. Технологияи оборудование добычи нефти и газа. М., 1991 г.
2. А.М. Иванов. Основы технологии добычи нефти и газа. М., 1989 г.
3. Правилаустройства электроустановок. М., 2000 г.
4. А.А.Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломногопроектирования. М., 1987 г.
5. Справочникпо электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование иавтоматизация. Под редакцией А.А. Федорова. М., 1981 г.
6. Пособиек курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетическихспециальностей. Под редакцией В.М. Блок., М.,1981г.
7. Б.Н.Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций.Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М., 1989 г.
8. Указанияпо проектированию электроснабжения промышленных предприятий. М., 1976 г.
9. Справочникпо электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна.,М. ,1981 г.
10. Справочникпо электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.Под редакцией А.А.Федорова. М., I980 г.
11. В.А.Андреев. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М., 1991 г.
12. А.М.Авербух. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. Л., 1975 г.
13. Л.Н.Баптиданов, В.И.Тарасов. Электрические станции и подстанции., М., 1969 г.
14. Электрическаячасть станций и подстанций. Под редакцией А.А. Васильева. М., 1990 г.
15. К.Н.Кулизаде. Электроэнергетика насосной нефтедобычи. М., 1971 г.
16. А.А.Богданов. Погружные центробежные насосы для добычи нефти. М., 1976 г.
17. Справочникпо проектированию электрических сетей и электрооборудования. В.И. Круповича.М.,1981 г.
18. Охранатруда в электроустановках. Под редакцией Б.А. Князевского., M.I983г.
19. Правилатехники безопасности при эксплуатации электроустановок. М, 1989 г.
20. Правилатехнической эксплуатации электрических станций и сетей. М., 1989 г.
21. Правилатехники безопасности при электромонтажных и наладочных работах. М., 1992 г.