Реконструкция системы электроснабжения и релейной защиты

Пояснительная записка к дипломному проекту

Реконструкция системы электроснабжения и релейной защиты НПС «Суторминская»

Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства страны. Перед ней поставлена задача надежного и бесперебойного снабжения энергоресурсами промышленности, транспорта и объектов бытового назначения. Решение этих задач связано с необходимостью оснащения отрасли экономичным, высокопроизводительным и надежным электрооборудованием. В связи с широким развитием электрификации электроустановки технологических объектов нефтегазовой промышленности являются весьма важным звеном, от которого в большей мере зависит нормальный ход технологического процесса.

В настоящее время для электроснабжения объектов нефтяной промышленности используется новейшее оборудование, с использованием цифровой техники. Преимущество таких установок заключается в повышении уровня надежности, энергосбережения, автоматизации и безопасности.

Таким образом, внедрение и рациональная эксплуатация высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении огромным образом влияет на объемы перекачки транспортируемой нефти.

1. Описание технологического процесса

1.1 Нефтеперекачивающие станции

По магистральным нефтепроводам транспортируется нефть от промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий или перевалочных нефтебаз.

Производительность МН составляет от 0.7 до 80 млн. т нефти в сутки, рабочее давление от 4.5 до 10 МПа.

Все сооружения и объекты МН можно представить двумя группами: линейные сооружения и нефтеперекачивающие станции (НПС).

Нефтеперекачивающие станции сооружаются через 50−100 км. Первая станция, получившая название головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС), оборудуется резервуарным парком, подпорными и магистральными (основными) насосами.

Подпорные насосы, забирая нефть из резервуаров, подают ее на вход магистральных насосов с давлением, обеспечивающим нормальный (бескавитационный) режим их работы. Условием бескавитационного режима работы является превышение давления на входе насосов давления насыщенных паров нефти при температуре перекачки.

Последующие, промежуточные НПС, обеспечивающие поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки, имеют в своем составе из основного оборудования только магистральные насосы. Бескавитационная их работа обеспечивается остаточным давлением в нефтепроводе.

Для повышения надежности работы нефтепровода через каждые 400−600 км. сооружаются станции с резервуарным парком (НПСР). По набору основного оборудования они аналогичны ГНПС, но объем резервуарного парка в этом случае составляет 0,3−1,5 суточной производительности МН.

Объекты, входящие в состав НПС, можно условно подразделить на две группы. В первую группу входят объекты основного (технологического) назначения: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

Технологическая схема НПС представлена на рис. 1.1.

нефтеперекачивающий электроснабжение трансформатор технологический Рис. 1.1. Технологическая схема НПС где I — узел пуска-приема скребка (УППС); II — фильтры-грязеуловители; III — устройство гашения ударной волны; IV — емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V — насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI — помещение регулятора давления; VII — насосная внутренней перекачки; VIII — подземные емкости с погружными насосами Ко второй группе относятся объекты вспомогательного назначения: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские.

1.2 Технологические режимы работы нефтеперекачивающих станций

НПС подразделяются по назначению на станции с емкостью и без емкости.

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Перекачивающая насосная станция без емкости предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

При работе через резервуары поступающая на станцию нефть принимается в одну группу резервуаров, а из другой группы резервуаров в это же время нефть забирается подпорными насосами, подается в основные насосы и затем закачивается в магистральный нефтепровод. Такой режим обычно применяется на головных станциях нефтепроводов, где приемо-сдаточные операции выполняются на основе замеров нефти в резервуарах.

При режиме с «подключенными резервуарами» последние через приемные трубопроводы все время гидравлически связаны с потоком нефти, проходящим через станцию. Из резервуаров или в резервуары поступает только объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до станции и после нее. Если объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается постоянным, т. е. исключаются потери от «больших дыханий». Такой режим работы применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами), обеспечивающими коммерческий учет нефти, и пробоотборниками, работающими на потоке нефти.

При режиме «из насоса в насос» весь поток нефти подается на прием основных насосов, поэтому на станциях не устанавливаются резервуары и подпорные насосы, т. е. нефтеперекачивающие станции становятся дешевле и проще. Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют значительного подпора, что уменьшает пропускную способность нефтепровода. Для ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на промежуточных станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и применять режим «с подключенными резервуарами». Для увеличения пропускной способности нефтепровода на промежуточных станциях можно устанавливать только подпорные насосы (без установки емкости), эти насосы должны быть рассчитаны на высокое давление на всасывании. Однако при работе «из насоса в насос» любые изменения режима работы насосной приводят к изменению давления и расхода вдоль всего магистрального трубопровода, что вызывает необходимость регулирования работы насосных на всех НПС. Кроме того, при работе «из насоса в насос» отказ оборудования на любой станции вызывает снижение пропускной способности всего трубопровода.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанными друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

2. Электроснабжение нефтеперекачивающей станции

2.1 Схема электроснабжения

Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС На рис. 2.1. приведена схема электроснабжения НПС «Суторминская».

НПС относится к первой категории надёжности электроснабжения, поэтому, согласно ПУЭ, проектируемый объект в нормальных режимах должен обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Тогда электроснабжение НПС будет осуществляться по двум одноцепным взаимно резервирующим воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин головной подстанции.

2.2 Расчет электрических нагрузок

Расчёт электрических нагрузок ведём методом коэффициента спроса, т.к. известны мощности отдельных электроприемников — синхронных двигателей, для которых коэффициент спроса К_с=0,9

1. Найдем расчетную активную мощность высоковольтных синхронных двигателей:

(2.1)

где n_сд — число электроприёмников (синхронных двигателей);

Р_{н (сд)} — номинальная активная мощность единичного электроприемника.

(МВт)

2. Найдем реактивную мощность высоковольтных синхронных электродвигателей:

(2.2)

где — коэффициент мощности для данного типа электроприёмника;

(МВА)

3. Найдем полную мощность:

(2.7)

(МВА)

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

НПС относится к потребителю I категории надежности. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двухтрансформаторные подстанции и питание должно подаваться по двум независимым линиям.

Номинальная мощность трансформатора выбирается по расчетной максимальной мощности потребителя: S_НОМ? S_Р.

Расчетная нагрузка Sр была вычислена по формуле (2.7):

(МВА) Учитывая результат полной мощности электродвигателей, выберем трансформаторы. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может быть принята S_ном = 40 (МВ*А) Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТРДНС-40 000/110, технические данные которых сведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Параметры трансформаторов ТРДНС-40 000/110

Трансформатор типа ТРДНС-40 000/110-У1 силовой масляный трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с регулированием напряжения под нагрузкой; предназначен для работы на электростанциях в качестве пускорезервного собственных нужд, а также на подстанциях энергосистем и промышленных предприятий.

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.

Рассчитаем коэффициенты загрузки трансформаторов:

(2.6)

Активные потери рассчитаем по формуле

(2.7)

реактивные:

(2.8)

Полная мощность трансформатора с учётом потерь соответственно:

(2.9)

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при этом не более, чем на 10%, т. е.:

(2.15)

Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток.

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

2.4 Выбор сечений проводов

Сечение проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Электрические сети можно рассчитать:

— по экономической плотности тока;

— по потере напряжения;

— по нагреву.

Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения производят по экономической плотности тока, которая зависит от материала проводников, конструкции провода и числа часов использования максимума активной мощности, поэтому выберем сечения проводов по экономической плотности тока. Сечение проводников проектируемой линии с достаточной точностью можно определить по формуле:

(2.16)

где j_эк — экономическая плотность тока, для алюминиевых проводов j_эк=1 (А/мм²);

Iр — расчетное значение тока. А.

Расчетное значение тока Iр можно определить по величине активной Рр. либо полной Sp расчетной мощности.

Для трансформаторов расчетный ток:

(2.17)

где U_ном — номинальное напряжение сети, равное 110 (кВ).

Для синхронного двигателя номинальный ток:

(2.18)

где Р_{ном дв} — номинальная мощность электродвигателя, (кВт);

U_ном — номинальное напряжение, равное 10 (кВ);

сos ц — коэффициент мощности электродвигателя.

Выбор сечений по нагреву для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ 10 кВ, производят по расчетному току, в качестве которого принят ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчётный ток для этого случая определим по величине расчётной мощности:

(2.19)

где S_расч — расчётная мощность, равная 40,08 (МВА).

(А) Выбираем сечения воздушной линии 110 кВ по экономической плотности тока по формуле (2.16):

(мм²)

Сечение провода, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего каталожного значения. Тогда выбираем провод марки АС — (3Ч240).

2.5 Расчёт токов короткого замыкания

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

Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. На рис. 2.2 приведена расчетная схема замещения, а на рис. 2.3 схема замещения, построенные в соответствии со схемой на рис. 2.1.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционные выключатели включены. Этот режим принят за расчетный.

Расчет производим в относительных единицах. В качестве базисных величин принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 МВА. Тогда за базисную мощность принимаем значение 100 МВА.

В качестве базисного напряжения принимаем напряжение высокой ступени 115кВ — Uб₁=115кВ и Uб₂=10,5кВ — базисное напряжение на низкой стороне 10,5кВ.

Рис. 2.2. Расчетная схема замещения Т.к. точка КЗ значительно удалена от источника питания и его мощность велика по сравнению с суммарной мощностью электроприемников, тогда периодическая составляющая тока КЗ:

(2.20)

Определим базисные токи (I_б) для каждой ступени трансформации:

(2.21)

Базисный ток на высокой стороне:

Базисный ток на низкой стороне:

Найдем сопротивления отдельных элементов сети в относительных единицах и подсчитаем суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки короткого замыкания:

а) для системы при заданной мощности КЗ:

(2.22)

б) для ВЛ 1 (параметры кабеля АС-3×240):

(2.23)

где, , км

(2.24)

где, ,

в) для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой:

(2.25)

(2.25)

г) для синхронных двигателей:

(2.26)

где S_ном.д — полная мощность СТД, МВА,

(2.27)

— сверхпереходное сопротивление, = 0,2

д) для двух параллельно работающих синхронных двигателей:

Суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания К-1:

(2.28)

Отношение результирующих активного и индуктивного сопротивлений до точки К-1 составляет:

Активное сопротивление не учитываем, поэтому Определим периодическую составляющую тока К-1:

(2.29)

Определим периодическую составляющую тока К-2:

(2.30)

Определим периодическую составляющую тока К-3:

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ.

Ударный ток КЗ в точке К-1:

(2.37)

где к_уд=1,8 — выбираем по графику зависимости

(кА) Мощность КЗ в точке К-1:

(2.38)

Ударный ток КЗ в точке К-2:

(2.39)

(кА) Мощность КЗ в К-2:

(2.43)

Ударный ток КЗ в точке К-3:

(2.39)

(кА) Мощность КЗ в К-3:

(2.43)

В качестве минимального тока КЗ, который необходим для проверки чувствительности релейных защит, используют ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле:

(2.45)

где I_k⁽³⁾ = I_k

Результаты расчета токов КЗ сведены в таблицу табл. 2.2.

Таблица 2.2. Результаты расчета токов КЗ

2.6 Выбор ячеек КРУ-10 кВ

В качестве распределительного устройства 10 кВ применим комплектные распределительные устройства серии КВ-02−10 внутренней установки двухстороннего обслуживания, предназначенных для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц на номинальное напряжение 6 и 10 кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью.

КРУ используются в распределительных устройствах собственных нужд электростанций, электрических подстанций энергосистем и промышленных предприятий, а так же на объектах электроснабжения ответственных потребителей нефтяной промышленности.

В состав распределительного устройства 10 кВ входят: набор отдельных шкафов КРУ с коммутационными аппаратами, приборами измерения, устройствами автоматики и защиты, а также аппаратурой защиты, управления, сигнализации и другими вспомогательными устройствами, соединенными между собой в соответствии со схемой электрической расположения КРУ.

Шкафы КРУ всех серий имеют жесткую конструкцию, в которую встроены выключатели, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, токоведущие части (сборные шины и отпайки). В верхней части шкафов КРУ устанавливаются релейные шкафы со встроенной аппаратурой релейной защиты и автоматики (РЗиА), аппаратурой управления, измерения и сигнализации, клеммниками и цепями вторичных соединений.

Корпуса шкафов КВ-02−10 предусматривают встраивание выкатных элементов (тележек), в которых размещены выключатели, трансформаторы напряжения и разъединяющие контакты (выполняющие роль разъединителей).

В состав КРУ входят вакуумные выключатели типа ВВЭЛ-110−630−20У3, трансформаторы тока типа ТОЛ, трансформаторы напряжения НАМИ-10, ограничители перенапряжения типа ОПНп — 10/12/10/1-III УХЛ1, предохранители.

2.7 Выбор сечений кабелей

При выборе сечения кабелей на синхронные двигатели от РУ-10 кВ, защищаемых релейной защитой, проводят проверку по термической стойкости при токах короткого замыкания. Расчетная температура проводника при коротком замыкании не должна превышать предельно допустимого значения.

На практике вычислить температуру проводника при коротком замыкании довольно трудно, поэтому можно сразу определить термически стойкое к токам короткого замыкания сечение по формуле:

(2.46)

где — температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабелей; для меди =165.

I — периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

t_пр — приведенное время КЗ.

t_пр = t_пр.п + t_пр.а, (2.47)

где t_пр.п — время действия периодической составляющей времени КЗ;

t_пр.а — время действия апериодической составляющей времени КЗ;

()

Сечение кабеля, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего каталожного значения.

Тогда выбираем кабель КГЭТ-10 (3×185)

2.8 Выбор высоковольтных электрических аппаратов

Все виды аппаратов (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы для электроустановок) должны выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и короткого замыкания. Для их выбора сравнивают указанные расчетные значения с допускаемыми для высоковольтного оборудования; составляют таблицу сравнения указанных расчетных и допустимых значений. Для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные значения должны быть меньше допустимых.

Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном, конструктивному выполнению, месту установки (наружная или внутренняя), току отключения Iоткл и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными, для чего составим таблицу.

Таблица 2.3. Выбор высоковольтных выключателей

Выбор высоковольтных выключателей Q1-Q2, установленных со стороны высокого напряжения силовых питающих трансформаторов. Параметры сети U_ном=110 кВ, I_расч=110А, =6,45 кА, i_уд=16,4 кА.

Выбираем выключатель типа ВВЭЛ-110−630−20У3.

Параметры выключателя: U_ном=110 кВ, I_ном=630 А, I_откл=20кА, i_дин=52 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.

Расчет интеграла Джоуля при коротком замыкании (теплового импульса тока) В_к можно выполнить следующим образом:

(2.48)

где B_{к, п}, В_{к, а} — соответственно периодическая и апериодическая составляющие импульса тока;

I_? — действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания;

t_откл — время от начала короткого замыкания до его отключения,

t_откл = t_з + t_вык

t_з — время действия релейной защиты, для МТЗ t_з=0,5−1,0 с, примем t_з=1,0 с;

t_вык — полное время отключения выключателя, t_вык = 0,12 с.

Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания

(2.49)

где x_У, r_У — суммарные индуктивные и активное сопротивление цепи КЗ.

В сетях, где активное сопротивление не учитывают из-за их несущественного влияния на полное сопротивление цепи КЗ, можно принять T_а = 0,05.

При тепловой импульс тока можно найти по упрощённой формуле:

(2.50)

t_откл = 1+0,055 = 1,055 © Отношение, Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания до точки К2 равна Т_а = 0,05, т.к. активное сопротивление в расчётах не учитывалось. Отсюда тепловой импульс тока при КЗ для выключателей Q1-Q2 по формуле (2.50):

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q1-Q2:

(2.51)

Для выключателя: I_?=20 кА; t_п=3с, тогда интеграл Джоуля

= 20² · 3 = 1200 (кА²с) то есть В_к<<

Выбор высоковольтных выключателей Q3-Q6 (вводные на 10 кВ) установленных в цепи ЗРУ-10 кВ (рис. 2.1). Параметры сети U_ном=10 кВ, I_расч= 2200 А, =12,37 кА, i_уд=31,5 кА.

Выбираем вакуумный выключатель типа ВВД63−10.

Выключатели серии ВВД63−10 с пружинно-моторным приводом и индукционно-динамическим устройством управления. Выключатели обладают быстродействием включения, высокой коммутационной износостойкостью при номинальных токах и токах короткого замыкания, пожарои взрывобезопасностью, сниженными эксплуатационными затратами, не загрязняют окружающую среду.

Параметры выключателя: U_ном=10 кВ, I_ном=2500 А, I_откл=20 кА, i_дин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.

t_откл = 1+0,055 = 1,055 © Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по формуле (2.50):

Для выключателя: I_?=20 кА; t_п=3с, тогда интеграл Джоуля находим по формуле (2.51):

= 20² · 3 = 1200 (кА²с) то есть В_к<<

Выбор высоковольтных выключателей Q7, Q8 (межсекционные) установленных в цепи ЗРУ-10 кВ (рис. 2.1). Параметры сети U_ном=10 кВ, I_расч= 1026 А, =10,7 кА, i_уд= 18,7 кА.

Выбираем вакуумный выключатель типа ВБПС-10−20/1600-У3. Параметры выключателя: U_ном=10 кВ, I_ном=1600 А, I_откл=20 кА, i_дин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.

t_откл = 1+0,055 = 1,055 © Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по формуле (2.50):

Для выключателя: I_?=20 кА; t_п=3с, тогда интеграл Джоуля найдем по формуле (2.51):

= 20² · 3 = 1200 (кА²с) то есть В_к<<

Выбор высоковольтных выключателей Q9-Q16 (на двигатели) установленных в цепи ЗРУ-10 кВ (рис. 2.1). Параметры сети U_ном=10 кВ, I_расч= 513 А, = 5,9 кА, i_уд=15 кА.

Выбираем вакуумный выключатель типа ВБПС-10−20/1000-У3. Параметры выключателя: U_ном=10 кВ, I_ном=1000 А, I_откл=20 кА, i_дин=51 кА, ток термической стойкости 20 кА при времени действия 3 с, время отключения 0,12 с.

t_откл = 1+0,055 = 1,055 © Тепловой импульс тока при КЗ для выключателей находим по формуле (2.50):

Для выключателя: I_?=20 кА; t_п=3с, тогда интеграл Джоуля находим по формуле (2.51):

= 20² · 3 = 1200 (кА²с) то есть В_к<<

Выбор шин и изоляторов

Шины распределительных устройств выбирают по номинальным параметрам, соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды, и проверяют на режим короткого замыкания.

В качестве сборных шин выбираем медные шины прямоугольного сечения размером 140×6 мм. Из ПУЭ длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет I_доп = 2400 А. Условие выбора:

I_расч? I_доп

2200 А? 2400 (А) При прохождении токов КЗ в шинах и других токоведущих частях возникают электродинамические усилия, которые создают изгибающие моменты и напряжения в металле. Критериями электродинамической стойкости или механической прочности шин являются максимальные напряжения, которые не должны превышать допустимых для данного материала значений. Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания.

Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.

Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(2.52)

где М — изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Нм;

W — момент сопротивления, м³.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

(2.53)

где F — сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока КЗ, Н;

— расстояние между опорными изоляторами,

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

(2.54)

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

(м³)

Наибольшее электродинамическое усилие:

(2.55)

где — расстояние между токоведущими шинами, = 0,3 м;

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

(Н· м) Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(МПа) Допустимое напряжение при изгибе для медных шин 170 МПа.

у = 14,2МПа? у_доп = 170 (МПа) Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

При расчёте электродинамической стойкости шин необходимо учитывать возможность появления резонанса между гармонически меняющимися электродинамическими усилиями и собственными механическими колебаниями шин. В случае, когда эти частоты равны или близки, даже при сравнительно небольших усилиях возможны разрушения опорных изоляторов вследствие явления резонанса. Частоту собственных колебаний многопролётных шин, расположенных в одной плоскости, определяют по формуле:

(2.56)

где — пролет шины, =1 м;

— модуль упругости материала шин, для меди =1010¹⁰ Н/м²;

— масса единицы длины шины, = 0,43 кг/м;

— момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

(2.57)

(Гц) Т. к. > 200 Гц, то явление резонанса не учитываем.

Таким образом, выбранные сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для соблюдения условий термической стойкости шин необходимо, чтобы проходящий по ним ток КЗ не вызывал повышение температуры свыше предельно допустимой. Проверку шин на термическую стойкость производят по установившемуся току КЗ и приведённому времени действия этого тока. Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение медных шин определим по формуле (2.46):

где — периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

— приведенное время КЗ.

где — время действия апериодической составляющей времени КЗ;

— время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и в" = 1:

Отсюда термически стойкое сечение шин:

(мм²)

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. F_ш F_т, или 10 060 = 600 мм² 105 мм².

Опорные изоляторы выбирают по номинальному напряжению и току, а затем проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях.

Для шин, имеющих частоту собственных колебаний f_о > 200 Гц, расчетная сила, действующая на головку изолятора при КЗ:

(2.58)

где l — расстояние между изоляторами вдоль шин,

а — расстояние между осями шин соседних фаз,

k_ф — коэффициент формы проводника

i_уд — ударный ток КЗ;

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

(2.59)

Условие выбора:

Тогда Выбираем опорный изолятор ИР-10/3,75

Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному исполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Разъединители внутренней установки предназначены:

— для отключения и включения под напряжением участков электрической цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока и для изменения схемы соединения;

— для обеспечения безопасного производства работ на отключенном участке;

— для включения и отключения зарядных токов воздушных и кабельных линий, тока холостого хода трансформаторов и токов небольших нагрузок.

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, сведенных в таблицу 2.4.

Таблица 2.4. Выбор разъединителей

Интеграл Джоуля для разъединителей, устанавливаемых на линии 110 кВ рассчитываем по формуле (2.51):

I₃²t = 31,5²· 3 = 2976 (кА²· с) Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.50):

B_к = 6,45²· 0,805 =33 (кА²· с) где — действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

— приведенное время КЗ, = 0,805 с.

Интеграл Джоуля для секционного разъединителя 10 кВ по формуле (2.51):

I₃²t = 31,5²· 3 = 2976 (кА²· с) Тепловой импульс тока при КЗ по формуле (2.50):

B_к = 16,4²· 0,805 =215 (кА²· с)

Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители типа ОПНп предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольт-амперными характеристиками и пропускной способностью.

Конструктивно ограничитель перенапряжения ОПНп представляет собой высоконелинейное сопротивление (варистор), заключенный в высокопрочный герметизированный корпус. При возникновении волн перенапряжения сопротивление варисторов изменятся на несколько порядков (от мегомов до десятков Ом) с соответствующим возрастанием тока от миллиампер при воздействии рабочего напряжения до тысяч ампер при воздействии волны перенапряжения. Этим объяснятся защитное действие ограничителя перенапряжения. Ограничители перенапряжений ОПНп (ОПН) применяются для защиты:

— электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа;

— кабельных сетей;

— воздушных линий электропередач;

— генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий;

— батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих устройств;

— оборудования электроподвижного состава;

— контактной сети переменного и постоянного тока электрифицированных железных дорог;

— устройств электроснабжения электрифицированных железных дорог;

— электрооборудования специализированных промышленных предприятий (химической, нефтяной, газовой и др. промышленности).

Ограничители перенапряжений ОПНп предназначены для работы в сетях:

— общего назначения, работающих в режиме эффективного заземления нейтрали;

— распределительных, работающих в режиме с изолированной, компенсированной и резестивно заземленной нейтралью;

— генераторного напряжения;

— собственных нужд электростанций;

— распределительных промышленных предприятий, имеющих специфику производства.

В ЗРУ для защиты изоляции от коммутационных перенапряжений применим ограничители перенапряжений ОПНп — 10/12/10/1-III УХЛ1 и ОПНп -110/73/10/2-III УХЛ1. Конструктивно ограничители перенапряжения выполнены в виде блока последовательно соединенных оксидно-цинковых варисторов, заключенного в полимерную покрышку. Технические данные сведены в табл. 2.5. и 2.6.

Таблица 2.5. Технические данные ОПНп — 10/12/10/1-III УХЛ1

Таблица 2.6. Технические данные ОПНп -110/73/10/2-III УХЛ1

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току и напряжению, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на термическую и динамическую стойкость к токам к.з. Условия выбора и расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.7.

Ток электродинамической стойкости при номинальном первичном токе выбираем по каталогу.

Трансформатор тока предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления, для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в комплектных устройствах внутренней и наружной установок переменного тока на класс напряжения до 10 кВ частоты 50 или 60 Гц.

В данной схеме электроснабжения наличие трансформаторов тока технологически необходимо:

— перед силовыми трансформаторами на стороне 110 кВ;

— после трансформаторов на стороне 10 кВ;

— перед двигателями.

Таблица 2.7. Выбор трансформаторов тока

Номинальный вторичный ток всех трансформаторов тока 5А.

Номинальный класс точности — 0,2S; 0,5S; 0,2; 0,5; 10Р; 5Р.

Для трансформаторов тока ТОЛ-110 III, установленных на линии 110 кВ:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):

B_к = 6,48²· 0,805=33 кА²· с Интеграл Джоуля (I_?=30,6 кА; t_п=1с) рассчитывается по формуле (2.56):

= 31,5² · 1 = 936,36 кА²с

то есть В_к<

Для ТОЛ-СЭЩ-10, установленных на линии 10 кВ:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):

B_к = 31,5² · 0,805=794 кА²· с Интеграл Джоуля (I_?=102 кА; t_п=1с) рассчитываем по формуле (2.56):

= 102² · 1 = 10 404 кА²с то есть В_к<

Для ТОЛ-СЭЩ-10, установленных на линии, питающей двигатели:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.57):

B_к = 5,9²· 0,805=29 кА²· с Интеграл Джоуля (I_?=40 кА; t_п=1с) рассчитываем по формуле (2.56):

= 40² · 1 = 1600 кА²с то есть В_к<

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТV) выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Условия выбора:

U_ном U_{ном.сети};

S_ном S_2.

S₂ — суммарная мощность, потребляемая катушками приборов и реле Трансформаторы напряжения изготовляют для работы в классах точности 0,2; 0,5; 1; 3. ТV Класса точности 0,2 применяют для питания счётчиков электрической энергии, устанавливаемых на мощных генераторах и межсистемных линиях электропередачи; ТV класса 0,5 — для питания расчётных счётчиков других присоединений и измерительных приборов классов 1 и 1,5; ТV класса 1 — для подключения приборов класса 2,5 и ТV класса 3 — для релейной защиты.

Предполагая, что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт, выбираем трансформатор напряжения НАМИ-10 с классом точности 0,2, параметры которого занесены в таблицу 2.8.

Таблица 2.8. Выбор трансформаторов напряжения

Выбор предохранителей

Предохранители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным напряжению и току, предельно отключаемому току.

Предохранители ПКН 001−10 У3 с кварцевым наполнителем являются токоограничивающими. Отключение тока короткого замыкания в предохранителях с кварцевым песком обеспечивается за счет интенсивной деионизации дуги, возникающей на месте пролегания плавкой вставки, в узких щелях между песчинками наполнителя.

Таблица 2.9. Выбор предохранителей

3. Выбор и расчет релейной защиты

3.1 Защита трансформатора

К повреждениям трансформатора относят многофазные и однофазные КЗ в обмотках и на выводах, пожар в стали.

К ненормальным режимам относят появление токов, превышающих номинальный ток обмоток трансформатора, снижение напряжения при КЗ и недопустимое понижение уровня масла в баке.

Согласно ПУЭ для трансформаторов напряжением 110/10 кВ предусматриваются релейные защиты от следующих повреждений и ненормальных режимов:

1. многофазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах;

2. однофазных замыканий в обмотках и на выводах сети с глухозаземленной нейтралью;

3. витковых замыканий в обмотках;

4. внешних КЗ;

5. перегрузки;

6. понижения уровня масла;

7. однофазных замыканий на землю в сетях 6−10 кВ с изолированной нейтралью, если отключение необходимо.

Это достигается установкой газовой и дифференциальной защит.

Блок БМРЗ-ТД

Блок БМРЗ-ТД предназначен для использования в качестве основной быстродействующей защиты двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.

БМРЗ-ТД — новейшая отечественная разработка, соединяющая хорошо зарекомендовавшие себя известные принципы выполнения дифференциальных защит с оригинальными решениями, улучшающими отстройку от переходных процессов, от внешних КЗ и от бросков токов намагничивания.

Применение новейшей элементной базы и современных цифровых технологий позволило получить новое качество функционирования дифференциальной защиты: совершенные алгоритмы выравнивания токов плеч, автоматический учет текущего положения РПН трансформатора, высокое быстродействие, устойчивость и адаптивность работы в переходных режимах КЗ, сопровождающихся глубоким насыщением измерительных трансформаторов тока и броском тока намагничивания, удобство настройки и высокую стабильность параметров.

Блок БМРЗ-ТД может использоваться в качестве основной защиты от всех видов КЗ в панелях защиты трансформаторов совместно с резервными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

Функции:

— Чувствительная дифференциальная токовая защита;

— Дифференциальная токовая отсечка;

— Токовая отсечка по стороне ВН;

— Резервирование при отказе выключателя;

— Исполнение сигналов газовой защиты;

— Управление одним или несколькими выключателями (до 6);

— Управление отключением через отделитель.

Подключение блока показано на рис. 3.1

Рис. 3.1. Подключение БМРЗ-ТД

Основные характеристики:

Дифференциальная токовая отсечка ДТО является вспомогательным элементом защиты и обеспечивает быстрое отключение КЗ в трансформаторе при больших токах, приводящих к глубокому насыщению измерительных трансформаторов тока в условиях, когда чувствительная ДЗТ может замедляться в срабатывании.

Время срабатывания ДТО составляет:

— при кратности дифференциального тока к уставке 1.2 — 30 мс

— при кратности дифференциального тока к уставке 2.0 — 25 мс Диапазон уставок — (5 — 15) Iном Резервирование при отказе выключателя (УРОВ) Сигнал «УРОВд» выдается через заданное уставкой время после выдачи сигнала на отключение выключателя при сохранении тока через отключаемый защитой выключатель.

Алгоритм УРОВ может выполняться с контролем положения выключателя на стороне высокого напряжения.

Уставки по времени: от 0,10 до 1,00 с шагом 0,01 с.

Чувствительность УРОВ по току 0.02 Iн.

Блок может выполнять команду УРОВп от других защит.

Технические характеристики:

Номинальный ток Iном, A — 0,5; 1,0; 2,5; 5,0.

Количество аналоговых входов до 0,7

Термическая стойкость длительно, 15 А в течение 1 с, — 500 А Диапазон измерений (действующие значения) — (0,05 — 80) Iном.

Измерения и контроль:

— Фазные токи;

— Тормозные токи;

— Дифференциальные токи;

— Максиметр дифференциальных токов;

— Счётчик срабатываний защит;

— Счётчик отключений выключателя с пофазной фиксацией отключаемых токов.

Технические возможности:

— Связь БМРЗ по стандартным последовательным каналам RS-232 с ПЭВМ и RS-485 или ВОЛС c АСУ с использованием протокола ModBUS.

— Осциллографирование токов КЗ.

— Осциллографирование переходных процессов при включении трансформатора.

— Во время работы блоки осуществляют автоматическую самодиагностику и выдают сигнал при обнаружении неисправности. Расширенная проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме «Тест».

— Память БМРЗ, после снятия питающего напряжения, обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы.

— Хранение осциллограмм, параметров аварийных событий, информации об общем количестве, а так же о времени срабатываний защит, количестве отключений выключателя обеспечивается, без питания, в течение 200 часов.

— Смена конфигурации защит, блокировок и уставок осуществляется при вводе пароля с пульта блока или дистанционно.

— Функция календаря и часов позволяет фиксировать время событий с дискретностью 10 мс.

Дифференциальная защита

Расчёт дифференциально-токовой защиты начинается с определения токов в её плечах исходя из номинальной мощности силового трансформатора. За основную сторону принимают ту, где проходит больший ток.

Для выравнивания величин вторичных токов в плечах защиты подбирают коэффициенты трансформации трансформаторов тока дифференциальной защиты. Они выбираются с таким расчетом, чтобы вторичные токи в плечах защиты были равны. Для микропроцессорного блока БМРЗ выполнен подбор коэффициентов трансформации.

Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум условиям:

1. Отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора

(3.1)

где К_н — коэффициент надежности, для микропроцессорных защит К_н=1,1;

I_ном — номинальный ток силового трансформатора.

(А)

2. Отстройки от тока небаланса при внешних КЗ

(3.2)

где I_{нб.расч} — ток небаланса, протекающий в защите при сквозном КЗ приведенный к главным цепям.

Расчетное значение тока небаланса можно определить по формуле:

(3.3)

где К_одн — коэффициент однотипности трансформаторов тока, при защите силовых трансформаторов К_одн = 1;

К_а — коэффициент, учитывающий влияния периодических составляющих: для БМРЗ К_а =1;

е — относительная погрешность трансформаторов тока, в расчетах принимается е = 0,1;

ДU_р — относительная погрешность обусловленная РПН принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения, ДU_р=0,1.

(А) Тогда

(А) Ток срабатывания защиты выбирается по наибольшему из двух полученных значений.

(А) Ток срабатывания реле

(3.4)

Ток уставки, А Коэффициент чувствительности

(3.5)

Требование чувствительности выполняется

Газовая защита трансформатора

Согласно ПУЭ установка газовой защиты обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более.

Чувствительный элемент — газовое реле, которое реагирует на появление газа и движение масла.

Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, другой в центральной. При слабом газообразовании газ скапливается в верхней части реле, а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов.

При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков.

Первая ступень защиты действует на сигнал. Вторая ступень — отключение трансформатора без выдержки времени.

В качестве газового реле используем реле РГЧ — 65.

Защита от перегрузки

Выполняется с помощью реле тока, включенного в одну фазу и реле времени, действующего на сигнал. Ток срабатывания защиты равен:

(3.6)

где коэффициент надежности К_н = 1,1, К_в = 0,96

(А) Ток срабатывания реле рассчитываем по формуле (3.4):

где — коэффициент трансформации трансформатора тока.

(А) Ток уставки, А Коэффициент чувствительности рассчитаем по формуле (3.5):

Требование чувствительности выполняется.

3.2 Выбор источников оперативного тока

Оперативным называется ток, питающий цепи релейной защиты и автоматики. При коротких замыканиях и ненормальных режимах напряжение источника оперативного тока должно иметь величину, достаточную для срабатывания реле защиты. В качестве источника постоянного оперативного тока для блока БМРЗ используем аккумуляторные батареи напряжением 110 — 220 В, т.к. они надежнее источников переменного тока.

4. Обоснование экономической эффективности разрабатываемой системы электроснабжения

4.1 Краткая характеристика предложенных проектных решений

В экономической части анализируется преимущество установки на проектируемой подстанции нового современного оборудования. Известно, что примерно 50% оборудования на станциях и подстанциях устарели и требуют замены, так как не могут обеспечить надежную работу сети, а также не могут по своим характеристикам соответствовать современным требованиям. Станции и подстанции проектируются на долгий период времени, а также с перспективой развития. Для бесперебойного снабжения потребителей электроэнергией необходима надежность оборудования.