Электроснабжение объектов нефтедобычи Урганчинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России - важнейшая составная часть экономики страны. На долю ТЭК приходится более трети общероссийского промышленного производства.

В России доля нефти и газа в производстве энергоресурсов достигла 80%.

Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности является одним из важнейших направлений научно - технического прогресса и подъема производительных сил страны. Нефть и газ - это не только эффективные энергоресурсы, но и важнейшее средство решения многих сложных социальных и экономических проблем.

Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства страны, которая в настоящее время представлена рядом специализированных нефтедобывающих компаний, крупнейшими из которых являются ЛУКойл, ЮКОС, СИДАНКО, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть, Роснефть, Тюменская НК, и др.. 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 оборудованием, а также совершенствования технологии добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья.

В связи с широким развитием электрификации, электроустановки технологических объектов нефтегазовой промышленности являются весьма важным звеном, от которого в большой мере зависит нормальный ход технологического процесса. Специфика электрооборудования этих объектов связана с тяжелыми условиями эксплуатации, обусловленными большими перепадами температур, высокой влажностью, возможностью образования взрывоопасных смесей, наличием агрессивных газов. Существенное влияние оказывают также нестабильность нагрузки, концентрация больших мощностей, наличие протяженных линий электропередачи, колебания напряжения в электрической сети при пуске агрегатов большой единичной мощности. Указанные обстоятельства обусловили необходимость создания для нефтегазовой промышленности специализированного электрооборудования.

Нефтяная и газовая отрасли промышленности, являясь основными производителями и поставщиками энергоресурсов, в то же время относятся к крупным потребителям электроэнергии. Энергоемкость отдельных технологических процессов нефтяной промышленности составляет: добыча нефти - 42,7%; транспорт нефти - 40,2%; бурение скважин - 2,8%; прочие потребители - 14,3%.

В отличие от прежней ориентации на крупномасштабное наращивание производства энергоресурсов, в настоящее время делается упор на эффективность энергопотребления и энергосбережения. Россия обладает огромным потенциалом энергосбережения (40 - 45% от энергопотребления страны), при этом потенциал экономии нефти оценивается в 20%, электроэнергии - 23%.

1. Объем проектирования

Данным разделом проекта предусматривается электроснабжение кустов скважин ГЗУ, ДНС, КНС, строительство новой подстанции 35/10 кВ “Урганчинская”, расширение существующей подстанции 110/35/10 кВ № 187 “Архангельская”, строительство ВЛ-35 кВ от ПС №187 до проектируемой ПС “Урганчинская” и строительство ВЛ-10 кВ.

2. Характеристика месторождения

Проектируемые электроприёмники расположены на Урганчинском месторождении. По административному делению месторождения располагается на территории Ново-Шешминского района Татарстана.

Местность характеризуется следующими климатическими характеристиками:

- средняя температура наиболее холодной пятидневки -44^оС;

- скоростной максимальный нормативный напор ветра 29 м /сек;

-максимальная нормативная толщина гололёда 15 мм;

- глубина промерзания грунта 1,7 м;

- грозовая деятельность от 40 до 60 часов в год.

Объекты энергоснабжения находятся в атмосфере обычных полевых загрязнений. На месторождении в настоящее время отсутствуют источники электроснабжения.

3. Потребители электроэнергии и электрические нагрузки

Потребителями электроэнергии являются:

- нефтяные насосы ЦНС 60 - 330 с электродвигателями ВАО2 - 315 - М2 мощностью 200 кВт., напряжением 380В., установленные на открытой площадке на ДНС-1 (1 рабочий , 1 резервный);

- блок - боксы с погружными насосами ЭЦНМ 6 - 500 - 1150 с погружными электродвигателями ПЭДУС 180 - 130 В5 мощностью 180 кВт., напряжением 2300 В., (2 рабочих , 1 резервный ) на КНС при ДНС-1;

- блок - боксы с погружными насосами ЭЦНМ 6 - 250 - 1400 с погружными электродвигателями ПЭДУ 90 - 12385 мощностью 90 кВт, напряжением 2200 В., (1 рабочий, 1 резервный ) на КНС при кусте К - 3 - 1;

- блок - боксы откачивающих насосов с насосами ЦНС 13 - 70 с электродвигателями мощностью 11 кВт., напряжением 380 В. (1 рабочий , 1 резервный) на очистных сооружениях на ДНС - 1;

- водозаборные скважины с погружным насосом 1ЭЦВ 8 - 25 - 150 с электродвигателями 4 ПЭДВ 16 - 180 мощностью 16 кВт. (1 рабочий) на очистных сооружениях на ДНС - 1;

- водозаборная скважина с погружным насосом 3ЭУВ8 - 16 - 140 с погружным электродвигателем ПЭДВ11 - 180 мощностью 11 кВт. (1 рабочий ) на КНС при кусте К - 3 - 1;

- подземные емкости дренажные с электродвигателями В160 М4., мощностью 18,5 кВт., на площадках ДНС - 1 и очистных сооружениях ;

- блоки дозированной подачи реагента БР - 2,5 М мощностью 5,2 кВт., на площадке ДНС - 1 и куста скважин ( всего 8 шт.);

- блоки напорных гребёнок с щитовыми помещениями общей мощностью 12 кВт., на КНС при ДНС - 1 и при кусте К - 3 - 1;

- скважины с погружными насосами У1ЭВМТ 5А - 25 - 1000А мощностью 5,5 кВт., ( всего 23 шт.);

- скважины со станком - качалками СКД 6 - 2,5 - 2800 мощностью 18,5 кВт. ( всего 57 шт.);

- ГЗУ “Спутник АМ 40 “ мощностью 10 кВт. (всего 11шт.).

По надежности электроснабжения ГЗУ, ДНС скважины относятся ко II категории, КНС - к III категории.

1. Электроснабжение и электрооборудование

Электроснабжение потребителей 10кВ (ТП 10/0,4 кВ) осуществляется от РУ 10 кВ проектируемой подстанции 35/10 кВ при скв. 850 “Урганчинская”.

Для внешнего электроснабжения проектируемых кустов скважин проектом предусматривается строительство двух ВЛ 10 кВ с проводом АС 70/11, отпайки проводом АС 50/8.

1.1 ДНС-1 , КНС и очистные при ДНС-1 расположены в непосредственной близости от проектируемой подстанции “Урганчинская” 35/10кВ и запитываются кабелем ААБлУ напряжением 10кВ

Для питания погружных электродвигателей напряжением 2200В ПЭДУ 90-123В5 комплектно с установками поставляются понижающие трансформаторы ТМПН-250-10/2,2кВ.

Для питания погружных электродвигателей напряжением 2300В ПЭДУС 180-130В5 комплектно с установками поставляются понижающие трансформаторы ТМПН-400-10/2,4кВ.

Для питания нагрузок 380/220В предусматривается установка комплектных трансформаторных подстанций (КТП):

- на ДНС-1 и очистных при ДНС-1 - КТП-2х630-10/0,4 двухтрансформаторную с трансформаторами мощностью 630кВА, напряжением 10/0,4кВ;

- на КНС при ДНС-1 - КТПК (КК) - 100-10/0,4 мощностью 100кВА, напряжением 10/0,4кВ наружной установки;

- на КНС при кусте К-3-1 - КТПК (ВК)-400-10/0,4 мощностью 400кВА, напряжением 10/0,4кВ наружной установки.

КТП подлежат заземлению. Для заземления КТП раму КТП необходимо соединить с контуром заземления не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренных в различных местах к контуру заземления и раме. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь - круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Контур заземления КТП состоит из стальных вертикальных электродов, соединенных полосовой сталью на глубине 0,7м. Сопротивление заземляющего устройства КТП должно быть не более 4 х Ом.

Для питания нагрузок ГЗУ и нефтяных скважин предусматривается КТП различных мощностей.

1.2 На напряжении 2200 и 2400 В приняты погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭДУ 90-123 В5 мощностью 90 кВт и ПЭДУС-180-130 В5 мощностью 180 кВт на напряжении 380В - асинхронные электродвигатели в общепромышленном исполнении типа А, АП и взрывозащитные типа В и ВАО различной мощности

Пуск и управление электродвигателями ПЭДУ и ПЭДУС осуществляется с комплектных устройств типа ШГС5805-49А3У1 и КУПНА-83-29А2У1 поставляемых комплектно с установками.

Пуск и управление электродвигателями вентиляторов подземных емкостей осуществляется дистанционно кнопками управления, установленных около двигателей. Силовая сеть к погружным насосам выполняется кабелем КПБК-3х16, поставляемым комплектно с установкой.

Коммутация потребителей 380/220 В остальных электроприемников выполняется от распределительных пунктов ПР-11, устанавливаемых в щитовых и от РУ-04 проектируемых КТП.

Силовая сеть в блоках выполняется кабелем АВВГ открыто по стенам на скобах и проводом АПВ в водо-газопроводных трубах, проложенных открыто по стенам, потолку и полу.

1.3 Силовое оборудование на напряжение 0,38кВ, представляют собой электродвигатели нефтяных насосов, асинхронные с короткозамкнутым ротором

Электроснабжение основных нефтяных насосов предусматривается от щита 0,4кВ комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4кВ.

Управление двигателями нефтяных насосов местное, дистанционное и автоматическое, двигателями вспомогательных механизмов - местное кнопками управления шинами КУ.

Питание остальной нагрузки 380/220кВ запроектировано от распределительных пунктов типа ПР-11, устанавливаемых в щитах.

Защита низковольтных двигателей и сетей осуществляется тепловым реле и автоматическими выключателями.

Силовая сеть запроектирована в щитовых кабелем АВВГ открыто по стене и потолку на скобах, на открытой площадке нефтяных насосов - кабелем АВВГ в водо-газопроводных трубах открыто и в бетонной заливке.

1.4 Напряжение сети освещения - 380/220В (на лампах 220В)

Освещение блоков КНС, водозабора принять светильниками с лампами накаливания типа НПЛ01х100, блоков ДНС - светильниками с лампами накаливания взрывозащищенными типа ВЗГ-200. Освещение блоков щитовых предусматривается светильниками с люминесцентными лампами ЛПО.

Освещенность в щитовых - 75лк.

В остальных блоках - 50лк.

Силовая сеть запроектирована в щитовых - кабелем АВВГ открыто по стенам и потолку, в блоках КНС - проводом АПВ в водогазопроводных трубах открыто по стенам и потолку на скобах, на открытой площадке нефтяных насосов ДНС - кабелем АВВГ в водогазопроводных трубах открыто по площадке или в бетонной заливке.

1.5 Электросети по площадкам запроектированы кабелями марок ААБ, ААШв, АВВГ, прокладываемыми в земле в траншее на глубине 0,7м, кабели напряжением 10кВ - на глубине - 1м, а также на кабельных эстакадах на высоте не менее 2,5м. При прохождении кабелей через дороги , подъезды и подземные коммуникации кабели проложить в стальных и асбестовых трубах

Также предусматривается общее наружное освещение прожекторами типа ПЗС-35А, установленными на железобетонных прожекторных мачтах. Для защиты питающей линии от грозовых перенапряжений подход ее к мачте должен выполнятся кабелем с заземленной металлической оболочкой или в металлической трубе, проложенной в земле на протяжении не менее 10 м.

Управление предусмотрено ручное централизованное из щитовых.

1.6 Электроснабжение скважин на кустах осуществляется от комплектной трансформаторной подстанции наружной установки напряжением 10/0,4кВ, тип и мощность которых определяется способом эксплуатации скважин, количеством и мощностью электроприводов

Подключение электроприводов станков-качалок и погружных насосов к трансформаторной подстанции производится через распределительный пункт, который располагается в 10 метрах от устья скважины. Распределительный пункт представляет собой металлическую коробку, установленную на двух стойках из металлических труб и состоящую из двух отсеков: силового и контрольного.

Управлением электродвигателем насоса станка-качалки выполняется со станции управления, поставляемого комплектно с насосом, управления электродвигателем погружного насоса осуществляется от низковольтного комплектного устройства НКУ в составе комплектной трансформаторной подстанции КТППН.

Внутриплощадочные электрические сети выполняются кабелями КПБК-3х6 и АКВВГ. Кабельные линии от пункта до КТП прокладываются в земле на глубине 1 метр, от распределительного пункта до куста скважин или электропривода насоса на стойках высотой 1 метр.

Силовой кабель КПБК прокладывается в две нитки, т.к при работе установки добыча нефти со станком-качалкой второй кабель используется в качестве нулевой жилы. Заземление куста скважин включает в себя контур заземления КТП и металлическую связь этого контура с обсадной колонной в скважине.

Для заземления КТП раму КТП необходимо соединить с контуром заземления не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками в различных местах. В качестве заземляющих проводников применяется сталь круглая или угловая.

Контур заземления КТП состоит из вертикальных электроводов из уголка 5х50х50 длинной 2м, соединенных круглой сталью диаметром 10мм, проложенных на глубине 0,7м.

Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом.

Контур заземления КТП соединяется с обсадной колонной скважины круглой сталью диаметром 10мм, проложенной на глубине 0,7м.

Распределительный пункт также присоединяется к данной металлической связи. Все присоединения выполняются сваркой.

2. Техническая часть

2.1 Проектируемые схемы внешнего электроснабжения

2.1.1 Характеристика источников электроснабжения

С целью обеспечения надежного электроснабжения нефтепромысловых объектов, как в нормальном, так и послеаварийном режимах проектом предусматривается следующие мероприятия:

- расширение ПС 110/35/10кВ №187 “Архангельская” на две ячейки

ВЛ-35кВ для питания проектируемой подстанции;

- строительство ВЛ-35кВ, двухцепной с проводом АС-95/16, длинной

14,5км;

- строительство новой подстанции 35/10кВ “Урганчинская” (при скв. 850) с двумя трансформаторами мощностью 1600кВА;

- строительство ВЛ-10кВ.

2.1.2 Обоснование принятых решений

Электрический расчет сети.

Токи короткого замыкания.

Выбор аппаратуры произведен по токам трехфазного короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания произведен с учетом активного сопротивления сети.

Проектируемые нагрузки располагаются в непосредственной близости от подстанции. Промысловые нагрузки подключаются к подстанции воздушными линиями при незначительной длине кабельной вставки.

В соответствии с ПУЭ установка заземляющих реакторов на проектируемой подстанции не требуется.

2.2 Расширение ОРУ-35кВ ПС 110/35/10кВ №187 “Архангельская”

Проектом предусматривается установка двух блоков ВЛ-35кВ на ОРУ - 35кВ (по одному на каждой секции шин 35кВ).

Управление масляными выключателями 35кВ предусматривается ключами управления, установленными на фасадах релейных шкафов, установленных в коридоре КРУН-10кВ.

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, блокировки и обогрева предусматривается от существующих источников питания.

Исходя из этого, блоки масляных выключателей 35кВ выбираем аналогичными блокам масляных выключателей 35кВ, установленными на существующих присоединениях 35кВ, т.е. Самарского завода “Электрощит” согласно информации завода изготовителя.

На ВЛ - 35кВ будут установлены следующие защиты и автоматика:

- МТЗ, действующая на отключение МВ - 35кВ;

- отсечка, действующая на отключение МВ - 35кВ;

- АПВ, действующая на включение МВ - 35кВ.

Защита и управление выполнены на переменном оперативном токе.

2.3 Воздушная линия 35кВ

Проектируемая ВЛ 35кВ предназначена для электроснабжения новой подстанции 35/10кВ “Урганчинская”

Протяженность ВЛ 14,5 км. Линия двухцепная с проводом АС - 50, грозозащитный трос ЛК - 0 диаметром 8мм.

Сечение провода выбрано по экономической плотности тока и проверенно по потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Строительство линии предусматривается на типовых железобетонных опорах.

Анкерные, угловые и концевые опоры типовые металлические.

Закрепление промежуточных опор выполняется преимущественно в сверлённых котлованах на глубине 3м, угловых, анкерных, концевых - в копаных котлованах глубиной 3м на железобетонных грибовидных фундаментах.

Все опоры ВЛ 35кВ подлежат заземлению. Конструкции заземляющих устройств строительная организация выбирает самостоятельно, используя для этих целей круглую сталь диаметром не менее 12мм. Сопротивление заземляющих устройств, в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта, не должно превышать значений, указанных в ПУЭ.

2.4 Трансформаторная подстанция 35/10кВ "Урганчинская"

Проектируемая подстанция предназначена для электроснабжения нагрузок нефтедобычи.

В соответствии с расчетной нагрузкой на вновь проектируемой подстанции 35/10кВ предусматривается два силовых трансформатора типа ТМН-2500/35 35/10кВ с регулированием напряжения под нагрузкой, со схемой соединения обмоток "Звезда треугольник-II".

На стороне 35кВ подстанции принята схема: Два блока с элегазовыми выключателями типа ВГБЭ-35-12,5/630, производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На стороне 10кВ устанавливается комплектное распределительное устройство серии К-59, производства ОАО «Самарский завод «Электрощит», с одиночной секционированной системой шин. На вводах 10кВ Т1, Т2, секционном выключателе 10кВ и отходящих фидерах 10кВ установлены выкатные тележки с вакуумными выключателями типа ВБЭК-30-10-20/630

Питание потребителей собственных нужд предусматривается от трансформаторов собственных нужд типа ТМ-63/10 на напряжение 0,4 кВ с глухо заземленной нейтралью. Трансформаторы собственных нужд установлены на ОРУ и подключены до вводных выключателей 10кВ. Количество трансформаторов - два.

Управление выключателями 35кВ производятся ключами управления, установленными на фасаде релейных шкафов, размещенных в коридоре управления КРУ-10кВ. Управление выключателями 10кВ производятся ключами управления, установленными на фасаде релейных шкафов ячеек выключателей 10кВ КРУ - 10кВ.

Центральная сигнализация на подстанции выполнена на выпрямленном оперативном токе с передачей сигналов по каналам телемеханики на диспетчерский пункт.

Оперативная блокировка разъединителей на подстанции выполняется электромагнитной с питанием цепей блокировки от блока БПЗ-401.

Подстанция снабжена приборами учета и измерения электроэнергии в следующем объеме:

- амперметрами, установленными на стороне 35 и 10кВ силовых трансформаторов, на фидерах 10кВ и на стороне 0,4кВ трансформаторах СН в одной фазе;

- вольтметрами, установленными на шинах 10кВ;

- счетчиками активной и реактивной электроэнергии с телеметрическим выходом и вводом показаний счетчиков на автоматизированную систему учета и контроля электроэнергии, установленными на вводах и на фидерах 10кВ.

Автоматика подстанции предусматривается в следующем объеме:

- автоматическое регулирование напряжения силовых трансформаторов;

- АПВ отходящих фидеров 10кВ промысловых нагрузок;

- автоматика обогрева баков и приводов выключателей 35,10кВ;

- АПВ на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

- АВР на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

- автоматический учет и контроль электроэнергии;

- автоматическое управление отоплением помещения связи и телемеханики;

- АВР на стороне 0,4кВ собственных нужд и оперативных цепей.

На силовом трансформаторе установлены следующие защиты:

- газовая защита с действием на отключение трансформатора;

- продольная дифференциальная защита с действием на отключение трансформатора;

- максимальная токовая защита с двумя выдержками времени (с первой выдержкой - с действием на отключение В - 10кВ, со второй выдержкой - на отключение В - 35кВ);

- газовая защита с действием на сигнал;

- защита от перегрева масла с действием на сигнал;

- защита от перегрузки с действием на сигнал;

- защита от понижения уровня масла с действием на сигнал.

На секционном выключателе 10кВ установлены следующие защиты:

- максимальная токовая защита с действием на отключение.

На отходящих фидерах 10кВ установлены следующие защиты:

- максимальная токовая защита с действием на отключение;

- токовая отсечка с действием на отключение;

- защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

2.4.1 Защита силового трансформатора Т1 (Т2) и автоматика управления вводом 35кВ реализована на микропроцессорном терминале типа БЭ2704V070

Терминал состоит из трех комплектов. Первый комплект реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит дифференциальную токовую защиту трансформатора (ДЗТ) от всех видов КЗ внутри бака трансформатора, максимальную токовую защиту стороны высокого напряжения с пуском по напряжению (МТЗ ВН), максимальную токовую защиту стороны низкого напряжения с пуском по напряжению (МТЗ НН), защиту от перегрузки (ЗП), реле тока для блокировки РПН при перегрузке, токовые реле для пуска автоматики охлаждения, реле минимального напряжения сторон НН, реагирующие на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ ВН, МТЗ НН, реле минимального напряжения сторон НН, реагирующие на понижение междуфазного напряжения ниже 85% для блокировки РПН, реле максимального напряжения сторон НН, реагирующие на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ ВН, МТЗ НН. Кроме того, комплект 1 обеспечивает прием сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ), газовой защиты РПН трансформатора (ГЗ РПН), датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения.

Второй комплект реализует функции автоматики управления выключателем (АУВ), которая формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит, телемеханики или ключа дистанционного управления.

В состав АУВ входят следующие устройства и узлы:

- устройство АПВ;

- узлы включения и отключения выключателя;

- узел фиксации включенного положения выключателя;

- узел фиксации несоответствия;

- защиту электромагнитов управления выключателя от длительного протекания тока;

- узел контроля исправности цепей электромагнитов управления выключателя.

Третий комплект обеспечивает прием сигналов от отключающих ступеней газовых защит трансформатора, РПН и действует на отключение через две группы отключающих реле.

Аппаратно функции первого и второго комплектов реализуются с помощью микропроцессорного терминала типа БЭ2704V070.

Комплект 2 выполнен с помощью электромеханических реле, контактами которых осуществляется действие на выходную отключающую группу реле и отключение через терминал первого комплекта .

2.4.2 Защита и автоматика управления вводом 10кВ, секционным выключателем 10кВ и отходящих фидеров 10кВ реализована с помощью устройств микропроцессорной защиты «Сириус»

Серия микропроцессорных защит "Сириус" предназначена для организации комплексной релейной защиты энергообъектов напряжением 6-35 кВ. Серия содержит защиту кабельных и воздушных линий, трансформаторов мощностью до 1 МВА, синхронных двигателей, секционных и вводных выключателей.

Все устройства серии имеют одинаковое конструктивное исполнение и различаются только программой их работы. Устройства могут применяться как совместно, так и по отдельности, в комплекте с традиционными защитами.

Во всех устройствах применен алфавитно-цифровой индикатор, отображающий две строки по 16 символов и клавиатура из 4-х кнопок. Имеются две кнопки ручного управления выключателем, а также кнопка сброса аварийной сигнализации. При наличии аварии или неисправности включается подсветка индикатора, привлекающая внимание персонала.

Информация фиксируется в памяти устройства в порядке поступления и сохраняется о 9 последних отключениях. Информация о каждой последующей аварии фиксируется, стирая из памяти информацию о самом "старом" КЗ. Командное отключение также фиксируется как отдельная авария. Ход часов и зафиксированные данные в памяти сохраняются в течение времени не менее 72 часов при пропадании оперативного питания.

Все уставки срабатывания защит и времена задержек регулируются в широком диапазоне значений и хранятся в энергонезависимой памяти устройства.

Предусмотрено выполнение всех функций защит при пропадании оперативного питания переменного или постоянного тока напряжением 220 В на время до 0,5 с.

Предусмотрен дистанционный ввод уставок и снятие информации о срабатываниях защиты (телесигнализация), измерение текущих токов фаз (телеизмерение), а также управление выключателем (телеуправление) по линии связи от персонального компьютера. Программа работает под управлением MS Windows. Возможна реализация удаленного доступа с помощью модемов.

Изменение уставок заблокировано паролем.

Устройства могут сопрягаться со стандартными каналами телемеханики, для чего предусмотрены соответствующие входные и выходные контакты.

Габаритные размеры устройств - 325x320x180 мм, масса - 9 кг.

Оперативное питание осуществляется от сети переменного или постоянного тока напряжением 220 В. Возможна поставка устройств с напряжением питания =110 В по заказу.

Рабочий диапазон температур устройств от -20 до +55°С.

Устройство "Сириус-В" предназначено для работы в качестве защиты вводного выключателя в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 6-35 кВ.

Устройство устанавливается в ячейке КРУ или КРУН и выдает сигнал на отключение высоковольтного выключателя. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз А, (В) и С с номинальным вторичным током 5 А. Для реализации направленной защиты и некоторых других функций к устройству должны быть подведены цепи напряжения (звезда) с номинальным вторичным значением 100 В.

Устройство выполняет следующие функции защиты, автоматики и контроля:

- токовая отсечка с выдержкой времени и возможностью работы в качестве "ускоряющей отсечки";

- двухступенчатая МТЗ, первая и вторая ступень могут иметь одну из пяти - зависимых время-токовых характеристик;

- токовая отсечка и обе ступени МТЗ могут быть запрограммированы как направленные;

- возможность комбинированного пуска по напряжению для токовой отсечки и МТЗ;

- защита от обрыва фазы по току обратной последовательности;

- защита минимального напряжения;

- однократное АПВ;

- автоматический ввод ускорения любой ступени МТЗ по включению выключателя;

- логическая защита шин, выполненная как дополнительная, четвертая ступень МТЗ;

- прием, исполнение и выдача сигнала УРОВ;

- формирование сигнала АВР;

- блокировка выключателя от "прыгания";

- контроль целостности катушек включения и отключения выключателя;

- контроль исправности цепей трансформатора напряжения (ТН);

- технический учет электроэнергии.

Уставки выбора функций, порогов срабатывания защиты и времена задержек регулируются в широком диапазоне и хранятся в энергонезависимой памяти устройства.

Любая аварийная ситуация, отключение или неисправность, сопровождается замыканием контактов независимого реле предупредительной сигнализации.

В устройстве имеется постоянное самотестирование с выдачей сигнала неисправности контактами реле "Неисправность".

В случае срабатывания токовой защиты дополнительно определяется вид повреждения.

Устройство имеет тумблеры оперативного управления "УРОВ", "АПВ", "АВР", "ЗМН", "ЛЗШ" и "Дист/Мест", позволяющие отказаться от накладок, используемых для оперативного переключения дежурным персоналом.

При срабатывании защиты устройство запоминает параметры срабатывания для последующего анализа обслуживающим персоналом. В число запоминаемых параметров аварии входят:

- причина отключения;

- вид повреждения при срабатывании отсечки или МТЗ;

- время и дата момента отключения;

- ток и длительность аварийной ситуации;

- ток обратной последовательности I₂;

- состояние тумблеров оперативного управления на момент отключения выключателя;

- векторная диаграмма напряжений и токов в линии в момент аварии.

Устройство имеет режим "Контроль", позволяющий выводить на встроенный индикатор текущие значения фазных токов и напряжений, ток I₂, активную и полную мощности, состояние логических входных сигналов, а также контролировать ход встроенных часов. Функции защиты при этом полностью сохраняются.

При установке изделия на подстанции в него вводятся следующие уставки:

- значения токов срабатывания трех ступеней защиты (во вторичных значениях);

- значения выдержек времени при срабатывании всех трех ступеней МТЗ;

- напряжение вольтметровых блокировок токовых защит с комбинированным пуском;

- пороговая чувствительность по току I₂ для обнаружения обрыва провода;

- пороговая чувствительность по напряжению U₀ для обнаружения однофазных замыканий на землю;

- текущие дата и время.

Аналогично вводятся дискретные уставки конфигурации защиты, определяющие наличие или отсутствие какой-либо из защит или ее параметры.

2.4.3 Заземление проектируемой подстанции выполняется согласно ПУЭ, при этом заземляющее устройство подстанции выполняется из горизонтального заземления, выполненного из полосовой стали 4х40мм, проложенного на глубине 0,7 м от поверхности земли

Защита от перенапряжений проектируемой подстанции выполняется согласно ПУЭ. Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводом, установленным на концевой опоре ВЛ-35кВ и отдельно - стоящим молниеотводом.

Защита от волн перенапряжений, набегающих от ВЛ осуществляется при помощи нелинейных ограничителей перенапряжения, устанавливаемых на ОРУ-35кВ и РУ-10кВ.

Наружное освещение вновь проектируемой подстанции предусматривается при помощи светильников типа СЗЛ с лампами накаливания, установленных на конструкциях ОРУ-35 кВ и КРУ-10кВ.

Освещение помещений, в которых устанавливаются панели, оборудование связи и телемеханики, предусматривается люминесцентными светильниками и светильниками с лампами накаливания.

Внутреннее освещение коридоров КРУ-10кВ предусматривается при помощи ламп накаливания, установленных на потолке КРУ. Напряжение сети освещения 220В.

Изоляция аппаратов, а также подвесная и опорная изоляция распределительных устройств вновь проектируемой подстанции предусматривается нормальная - категории "А" с учетом того, что в районе подстанции промышленные и солевые загрязнения атмосферы отсутствуют.

Оборудование 35 и 10кВ подстанции устанавливается на унифицированных железобетонных элементах согласно информации Самарского завода "Электрощит". Железобетонные лежни укладываются на выравнивающий слой из песка или мелкого щебня толщиной 5-10 см.

ОРУ-35 кВ выполняется из отдельных блоков, на которых смонтировано оборудование, аппаратура и выполнены внутренние соединения. Смежные блоки посредством железобетонных лежней объединяются в группы, каждая из которых представляет собой конструктивный единый элемент.

Ошиновка ОРУ-35 кВ выполнена трубами из алюминиевого сплава 60х3 мм, а отпайки и перемычки проводом АС-120/19. Ошиновка силовых трансформаторов выполнена проводом АС-120/19 на стороне 35 кВ и проводом АС-ЗОО/38 на стороне 10 кВ.

Все кабели, кроме отходящих линий 10кВ по территории подстанции прокладываются в подвесных металлических лотках. Выходы силовых кабелей линий 10кВ за ограду КТПБ предусматриваются в асбоцементных трубах.

Силовые трансформаторы устанавливаются на плиты НСП-12, снабженные специальными закладными деталями, предназначенными для установки и перекатки трансформатора. Плиты устанавливаются на щебеночную (гравийную) подушку, толщина которой составляет 500 мм, выполняющую также роль маслогасящего слоя ограждение маслосборных ям выполняется из плит УБК-5.

Исходя из необходимости уменьшения размеров подстанции и упрощения конструкции компоновки КТПБ, предусматривается односторонний подъезд и сквозной проезд вдоль силовых трансформаторов.

Для установки аппаратуры связи и телемеханики, а также для размещения системы учета и контроля электроэнергии проектом предусматривается строительство в пределах ограды подстанции помещения из объемных блоков размером 3х6м. Прокладка кабелей от подстанции до помещения предусматривается в наземных железобетонных лотках.

2.5 Воздушные линии 10кВ

Проектируемые ВЛ - 10кВ предназначены для внешнего электроснабжения кустов скважин. В проекте предусматриваются одноцепные ВЛ.

Сечения проводов выбраны по экономической плотности тока и проверены по потерям напряжения в нормальном и в после аварийном режимах.

Общая протяженность ВЛ 10кВ 19,5 км, в том числе:

- с проводом АС50/8 5,5 км;

- с проводом АС70/11 14 км.

Строительство ВЛ предусмотрено на типовых железобетонных опорах.

Габаритный пролет не более 60 м, анкерный 1,5 км.

Закрепление промежуточных опор производится в сверленых котлованах на глубине 2,5 м, а всех остальных на глубине 2,1 м и с помощью анкерных плит П-3И.

Все опоры ВЛ 10кВ подлежат заземлению. Заземляющие устройства опор должны выполнятся из круглой стали, диаметром не менее 12 мм (вертикальные электроды), и не менее 10 мм (горизонтальные лучи). Сопротивление заземляющих устройств, в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта, не должно превышать значений, указанных в ПУЭ.

Изоляция ВЛ 10кВ осуществляется с помощью штыревых ШФ10Г и подвесных ПС70Е изоляторов. Натяжные изолирующие подвески состоят из двух изоляторов ПС70Е. К штыревому изолятору на промежуточных опорах провод крепится рессорной вязкой, а на всех остальных с помощью обычной проволочной вязки.

Выходы ВЛ 10кВ с подстанции запроектированы кабельные. Кабельные вставки выполняются кабелем марки ААШвУ. Сечение кабеля принято Зх95мм².

Кабели на площадках подстанций прокладываются в земле на глубине 0,7м, под проездами на глубине 1 м и в асбестоцементных трубах. От грозовых перенапряжений кабельные вставки защищаются ограничителями перенапряжения, установленными на концевых опорах у подстанций.

2.6 Автоматизация и сбор технологической информации

2.6.1 Объемы автоматизации

Решение вопросов автоматизации технологических процессов и объектов предусматривается в объеме основных положений по обустройству нефтяных промыслов при наличии промышленного производства соответствующих средств автоматизации.

Решения осуществляются в соответствии с требованиями обеспечения :

- нормальной (безаварийной) эксплуатации технологических установок без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- поддержания оптимальных технологических режимов работы;

- локализации аварийного состояния и режимов работы оборудования с

отклонениями от нормы.

Предусматривается:

- контроль температуры и давления местный и с сигнализацией отклонения от заданных значений;

- сигнализация уровня жидкости в технологических емкостях;

- регулирование давления в сепараторах и уровней раздела фаз "нефть-вода " в отстойниках;

- контроль наличия и сигнализация до взрывоопасных концентраций (ДВК) горючих газов и паров, предельной допустимой концентрации сероводорода, предельной допустимой концентрации сероводорода (ПДК) в производственных помещениях и наружных установках;

- измерение расхода нефти и газа на ДНС, воды - на распределительных гребенках;

- контроль обводненности нефти на входе и выходе ДНС;

- автоматический отбор проб на технологических установках.

Ниже рассматриваются объемы по каждому из проектируемых объектов.

Скважина добывающая с насосной установкой оборудована станцией управления. Дополнительно предусматривается:

- контроль давления в затрубном пространстве и выкидной линии;

- сигнализация отклонения от нормы давления в выкидной линии;

- сигнализацию загазованности пространства устья скважины.

Замерные установки "Спутник" позволяют осуществлять поочередный замер дебита каждой из подключенных скважин. Дополнительно предусматривается контроль давления в подходящих нефтепроводах и контроль загазованности технологического блока.

Для блоков реагента БР-2,5 предусматривается сигнализация аварийного состояния оборудования и контроль загазованности технологического отсека.

Для дожимной насосной станции предусматривается:

- регулирование давления газа в нефтегазовым сепараторах;

- регулирование раздела фаз нефть-вода в отстойнике ОГ-200П;

- контроль давления во всех емкостях и на выводе насосов;

- контроль уровня во всех технологических емкостях;

- сигнализация предельных (аварийных) значений уровней и давления;

- измерение расхода нефти и газа по ДНС;

- контроль температуры подшипников насосных агрегатов;

- контроль утечки сальников насосов;

- включение резервного насоса при аварии рабочего;

- автоматическая откачка из дренажным емкостей по уровню жидкости в емкости;

- сигнализация уровня конденсата в газосепараторе ;

- контроль загазованности помещений и территории ДНС.

- контроль обводненности нефти после отстойников и автоматический

отбор проб в различных точках технологической схемы;

-сигнализация состояния насосных агрегатов вкл.- выкл. и аварии.

Для очистных сооружений предусматривается:

- контроль температуры воды в емкостях;

- контроль давления в темнологических емкостях;

- контроль верхнего аварийного уровня в отстойниках и буферной емкости;

- контроль уровней (нижнего и верхнего) в буферной и емкости с насосом;

- автоматическая защита насоса по срыву подачи;

- сигнализация аварийного состояния оборудования.

Для КНС при ДНС-1 предусматривается:

- контроль давления на выкиде насосав и общем коллекторе гребенки;

- измерение расхода по нагнетательным водоводам от блока напорной гребенки;

- сигнализация состояния насосных агрегатов вкл-выкл и аварии на КНС.

Для КНС при кусте К-3-1 предусматривается:

- контроль давления на выкиде насосов и общем коллекторе гребенки;

- измерение расхода по нагнетательным водоводам от блока напорной гребенки;

- контроль уровней (нижнего и верхнего) в буферной емкости;

- управление и контроль работы артезианских скважин;

- сигнализация состояния насосных агрегатов вкл.- выкл. и аварии на КНС.

2.6.2 Приборы и средства автоматизации

Выбор приборов и средств автоматизации в проекте базируется на следующих положениях:

- комплектной поставке с технологическим оборудованием;

- серийном производстве;

- специфике эксплуатации в условиях нефтяного промысла.

Управление и защита оборудования скважины осуществляется с помощью комплектно поставляемой станции управления. Для контроля давления предусматривается манометр МП4-У (в затрубном пространстве) и сигнализирующий манометр ДМ 2005Сг (в напорном трубопроводе).

Для контроля давления в подходящих к ГЗУ нефтепроводах предусматриваются манометры МП4-У.

Блок реагента комплектуется поставщиком станцией управления .

На ДНС и очистных сооружений предусматривается:

- для контроля давления показывающие манометры типа МП4-У, сигнализирующие типа ДМ2005Сг, датчики давления типа МТ100Р;

- для контроля температуры в аппаратах термометры технические ТТ;

- для контроля температуры подшипников датчики температуры типа ДТ;

- для контроля аварийных уровней и утечек сальников насосов сигнализаторы уровня РОС-101И;

- для контуров регулирования усилитель тиристорный ФЦ-0626, кран шаровой задорно-регулирующий с исполнительным механизмом типа МЭО, датчики давления типа МТ100Р,преобразователи уровня типа УБ-ЭМ;

- для измерения расхода нефти массовый расходомер ТМ-520 фирмы

TREIGМВН на узлах учета типа УБУН, газа - счетчики типа СВГ;

- для автоматического отбора пробы-пробоотборники Проба-М;

- для контроля обводненности влагомеры фирмы AGAR;

- для контроля загазованности сигнализаторы АНКАТ и СТМ-10;

- для контроля уровня в емкостях синализатор уровня СУЖ-П.

Для коммерческого узла учета нефти на существующей ДНС-8 предусматривается установка блочная учета нефти УБУН-К.

Для измерения расхода на КНС предусматриваются счетчики воды типа СВУ, для контроля давления сигнализирующий манометр ДМ 2005Сг.

2.6.3 Сбор технологической информации

Сбор технологической информации с объектов месторождения предусматривается на проектируемый диспетчерский пункт на ДНС-1/lc комплексом технических средств на базе контроллеров ALEN BREDLY. Передача информации от контроллеров до ПЭВМ на диспетчерском пункте по радиоканалу.

Объектами централизованного сбора технологической информации являются:

- кусты скважин в составе: скважины добывающие, групповая замерная установка типа Спутник, блочная установка закачки реагента типа БР-2,5, комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4кВ;

- дожимная насосная станция ДНС-1 с очистными сооружениями;

- коммерческий узел учета нефти на существующей ДНС-8 Архангельского месторождения;

- кустовые насосные станции КНС с блоками напорной гребенки;

- подстанция 35/10кВ при ДНС-1.

Предусматривается:

- для добывающих скважин - сигнализация состояния (вкл - откл), загазованности (ТС), сигнализация аварии (ТСА) с расшифровкой причины аварии; измерение давления в выкидном трубопроводе, отключение привода насоса (ТУ), дополнительно для скважин с СКД измерение динамического уровня жидкости в скважине и нагрузки на полированном штоке (ТИТ);

- для установки типа Спутник - определение номера скважины, поставленной на замер (4ТС), сигнализация загазованности технологического блока, несанкционированного доступа (ТС); управление приводом переключения скважин на замер (ТУ); измерение дебита скважины (ТИИ);

- для БР-2,5 - сигнализация низкой температуры в блоке, низкого уровня реагента в расходном баке, загазованности технологического отсека, аварийном состоянии, несанкционированном доступе (ТС);

- для КТППН 10/0,4кВ - телеизмерение тока и напряжения по фидерам скважин (ТИТ);

- для дожимной насосной станции ДНС-1 - измерение давления сепарации и на выходе ДНС (ТИТ); измерение расхода нефти и газа (ТИИ), изменение уставок регулирования давления газа в сепараторах, межфазового уровня в отстойниках (ТУ); сигнализация состояния насосных агрегатов вкл. - выкл., предельных значений уровней в технологических емкостях, загазованности территории и помещений, аварии на ДНС (ТС);

- для коммерческих узлов учета нефти - измерение количества поступившей нефти (ТИИ), измерение обводнености, плотности, давления и температуры нефти (ТИТ), сигнализация загазованности узла качества, загрязненности фильтров и наличия протока через узел качества (ТС);

- для кустовой насосной станции с блоком напорной гребенки - измерение расхода по нагнетательным водоводам (ТИИ), измерение давления в напорном коллекторе (ТИТ), сигнализация: состояния насосных агрегатов(вкл.- выкл.),несанкционированного доступа в аппаратурный блок и блок гребенки, аварии на КНС (ТС);

- для подстанции 35/10кВ - коммерческий учет электроэнергии на вводах 10кВ (ТИИ), измерение активной и реактивной энергии на фидерах сторонних потребителей (ТИИ), измерения тока и напряжения на остальных отходящих фидерах (ТИТ), сигнализация: состояния всех выключателей и разъединителей и аварии на подстанции, управление выключателями отходящих фидеров.

Сигналы в телемеханику формируются:

- телеизмерения интегральные ТИИ - счетчиками нефти, воды, электроэнергии, системой измерения энергии "Альфа";

- телеизмерения мгновенных значений ТИТ - датчиками давления типа МТ-100, преобразователями тока и напряжения типа Е840, комплексом эхолот-динамограф МИКОН-101-00;

- телесигнализация ТС - станцией управления насосной установкой на скважине, блоком управления установок Спутник, БР-2,5, вторичными блоками газоанализаторов, концевыми выключателями.

Оборудование сбора информации выбрано по рекомендациям фирмы

Sterling Group, являющейся генеральным подрядчиком по внедрению систем АСУ ТП в ОАО "Татнефть".

Предусматривается:

- для каждой скважины контроллер на базе микропроцессора 6040 с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода - вывода;

- для каждого куста скважин контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода и радиомодемом ;

- для ДНС-1 контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода, преобразователи и промышленный компьютер;

- для подстанции 35/10 кВ контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода;

- на диспетчерском пункте сервер на базе промышленного компьютера с радиомодемом.

2.6.4 Размещение и монтаж средств автоматизации и сбора информации

Размещение и монтаж приборов, щитов и проводок между ними на промысловых объектах выполняются в соответствии с требованиями для установок сбора и транспорта нефти и электроснабжения месторождения. Монтаж средств контроля, управления и сигнализации на скважинах, ГЗУ, КНС, ДНС включает размещение местных приборов, датчиков и исполнительных механизмов на технологическом оборудовании и трубопроводах, щитов КиУ в щитовых помещениях. Связь между местными приборами и аппаратурой в щитовой осуществляется кабельными проводками по эстакаде и в траншее.

Размещение КТС сбора информации предусматривается:

- на скважине на площадке обслуживания;

- на кусте скважин в щитовой ГЗУ;

- на КНС в блоке электрооборудования;

- на ДНС-1 в операторной;

- на подстанции 35/10 кВ в помещении ОПУ;

- на коммерческого узла учета нефти на ДНС-8 Архангельского месторождения в аппаратурном блоке;

- на ДП в помещении диспетчера.

Связь между контроллерами на скважинах, контроллером на КНС при кусте К-3-1 и контроллером в щитовой ГЗУ, а также между контролерами подстанции 35/10 кВ, КНС при ДНС-1, ДНС-1 и сервером на диспетчерском пункте осуществляется кабелем типа "витая пара", прокладываемом в коробе по эстакаде и в траншее. В проекте предусматриваются следующие проводки линий контроля и автоматики:

- импульсные (манометрические) - между местом отбора среды и первичным прибором - трубами стальными по ГОСТ 8734-75;

- электрические -проводами ПВ,АПВ в трубах по ГОСТ 3262-75, кабелями по ГОСТ 1808-78Е.

Прокладка трасс проводок производится:

- на территории объекта преимущественно на опорах;

- на технологических площадках - в лотках по металлоконструкциям и на опорах;

- внутри помещений - в лотках по стенам.

Электропитание устройств автоматизации и сбора информации от сети 380/220 В, 50 Гц.

3. Расчетная часть

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Правильное определение мощности трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электропотребителей, перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах и т.д.

В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

1. по заданному суточному графику нагрузки подстанции за характерные сутки;

2. по расчетной мощности.

Во втором случае выбор мощности трансформаторов производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом необходимого минимального резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов S_ном, определяется по суммарной расчетной полной мощности, S_расч.

3.1.1

где N - число трансформаторов, шт;

в - коэффициент загрузки трансформатора.

Так как основные потребители в нефтедобычи по степени бесперебойного питания относятся к потребителям II категории то принимаем к установке два трансформатора с коэффициентом загрузки в рабочем режиме равным 0,72.

Работу трансформаторов предусматриваем раздельно, это упрощает релейную защиту и уменьшает токи короткого замыкания, в сети вторичного напряжения, что особенно важно при выборе коммутационной аппаратуры.

Трансформаторы одновременно включенны в работу, чтобы при выходе одного из них из строя второй принял на себя всю нагрузку подстанции с учетом допустимой послеаварийной прегрузки.

После выбора трансформатора определяем фактический коэффициент загрузки трансформатора:

- в рабочем режиме

, 3.1.2

где S_Т - номинальная мощность выбранного трансформатора;

- в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки 50% продолжительностью не более 6 часов в течении 5 суток

. 3.1.3

По выше изложенной методике производим выбор мощности трансформатора на ЭВМ, используя программу «Sprav» применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях ( таблица 1 «Протокол расчета мощности трансформатора»).

Исходя из данных расчета выбираем трансформатор ТМН - 2500/35, 35/10,5 мощностью 2500 кВА.

Таблица 1 Протокол расчета мощности двухобмоточного трансформатора

Суммарная максимальная нагрузка
Активная (кВт):	2619.1
Реактивная (кВАр):	1964.4
Полная (кВА):	3273.9
Количество трансформаторов:	2
Полная расчетная мощность трансформатора (кВА):	2273.5
Мощность трансформатора (кВА):	2500
Коэффициент загрузки
В рабочем режиме:	0.65
В аварийном режиме:	1.3

3.2 Выбор сечения проводов ВЛ - 35 кВ

3.2.1 Выбор проводов по экономической плотности тока

Экономическое сечение провода рассчитывается по формуле:

3.2.1

где I_р. - расчетный ток;

i_эк. - экономическая плотность тока, а/мм^2.

Значение экономической плотности тока для алюминиевых проводов регламентируются ПУЭ и равна 1,3 - 1,0 а/мм² от продолжительности использования максимума нагрузки.

3.2.2 Проверка по токовой нагрузке

Выбранное по экономической плотности тока сечение провода проверяется по токовой нагрузке из условия допустимого нагрева проводов при нормальной и аварийном режимах работы ВЛ. Под аварийным режимом работы ВЛ понимается отключение одной цепи на двухцепной ВЛ.

Длительно допустимая температура проводов принимается +70^о С. За расчетную температуру окружающего воздуха принимается +25^о С.

В качестве расчетной температуры воздуха принимается средняя температура в 13 часов самого жаркого месяца.

При значениях температуры, отличных от +25^о С, величины токовых нагрузок умножаются на поправочный коэффициент, который зависит от фактической температуры среды.

3.2.3 Проверка на потерю напряжения

Выбранные по экономической плотности тока провода необходимо проверить на потерю напряжения. Метод расчета проводов на потерю напряжения зависит от конфигурации сети и от напряжения ВЛ.

В нашем случае потеря напряжения в проводах определяется по формуле:

3.2.2

3.2.3

где ДU - потеря напряжения в вольтах или в процентах;

S - расчетная мощность подстанции, кВА;

L - длина ВЛ, км;

n - число цепей ВЛ;

U_Н - номинальное напряжение ВЛ;

Rcosц + Xsinц - полное сопротивление ВЛ, Ом/км.

По выше изложенной методике производим расчет сечения проводов на ЭВМ, используя программу «Sprav» применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.2. «Протокол расчета сечения проводов ВЛ - 35кВ »).

Таблица 3.2. Протокол расчета сечения проводов ВЛ

Расчетный ток (А):	41.3
Экономическая плотность тока (а/мм2):	1.1
Экономическое сечение провода (мм2):	37.5
Марка провода:	АС-50
Расчетная мощность подстанции (кВА):	5000
Длина ВЛ (км):	14.5
Число цепей:	2
Номинальное напряжение ВЛ (кВ):	35
Активное сопротивление ВЛ (Ом/км):	0.63
Реактивное сопротивление ВЛ (Ом/км):	0.406
Полное сопротивление ВЛ (Ом/км):	0.75
Потеря напряжения в проводах (В):	776.8
Потеря напряжения в проводах (%):	2.22

3.3 Расчет уставок устройств РЗА

Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты: быстродействия, селективности, надежности и чувствительности.

Быстродействие релейной защиты должно обеспечивать возможное наименьшее время отключения коротких замыканий. Быстрое отключение К.З. не только ограничивает область и степень повреждения защищаемого объекта, но и обеспечивает сохранение бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы, или электростанции, или подстанции.