Содержание

Введение

1. Особенности технологического процесса добычи и транспортировки нефти "Белопашинской" группы месторождений

1.1 Краткая характеристика района строительства

1.2 Краткая характеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефти в условиях Белопашинской группы месторождений

1.3 Система электроснабжения процесса добычи и транспортировки нефти и газа

2. Проектирование подстанции 35/6кв "Шершневская"

2.1 Характеристика электропотребителей

2.2 Определение электрических нагрузок

2.3 Обоснование системы электроснабжения и выбор места расположения подстанции

2.4 Обоснование построения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35кВ

2.5 Выбор мощности количества и типа силовых трансформаторов

2.6 Выбор марок и сечения ЛЭП

2.7 Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП

2.8 Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП

2.9 Выбор распределительных устройств высокого напряжения ГПП и конструкций трансформаторной подстанции

2.10 Компенсация реактивной мощности

2.11 Обоснование основных видов релейных защит

2.12 Защита отходящих линий 6,3кВ

2.13 Автоматизация основных электропотребителей

2.14 Защита от перенапряжения

2.15 Защита от молний

2.16 Заземление оборудования подстанции

2.17 Контроль состояния изоляции

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Общий анализ вредных и опасных факторов

3.2 Мероприятия по предотвращению поражением электрическим током

3.3 Безопасное ведение монтажных работ на подстанции

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов

Заключение

Литература

Введение

В результате сейсморазведочных работ, проведенных ООО "Пермнефтегеофизика" в 1982 году в районе Белопашинской площади, было открыто два участка пригодных для промышленной добычи нефти, позднее названные как "Шершневское" месторождение и месторождение "имени Архангельского".

В настоящее время в связи с завершением доразведочных работ и увеличения производственной добычи нефти введено в промышленную эксплуатацию 11 скважин. Извлечение нефти предусматривается осуществлять с помощью глубинонасосных установок. На территории Белопашенской площади пробурено также 6 поисково-разведочных скважин и ведутся дальнейшие поисково-разведочные работы.

Существующая понизительная подстанция 6/0,4кВ мощностью 630кВА обладает недостаточной мощностью, необходимой на этапе разработки и эксплуатации месторождений.

В связи с этим в специальной части проекта рассмотрены вопросы обоснования и создания новой подстанции требуемой мощности, а также строительство двухцепной ВЛ-35кВ, необходимых для полного освоения месторождения.

В частности предусматривается:

- обоснование и выбор местоположения подстанции;

- учет мощности приемников месторождения;

- выбор и проверка силовых трансформаторов;

- выбор и проверка основного оборудования подстанции и распределительных устройств;

- расчёт параметров электрической сети;

- проектирование защиты силовых трансформаторов;

- расчёт релейной защиты подстанции;

- расчёт компенсирующих устройств, заземления и молниезащиты подстанции.

Трансформаторная подстанция расчитывается с учетом дальнейшего увеличения площадей освоения данного месторождения и связанного с этим увеличения потребления электроэнергии.

1. Особености технологического процесса добычи и транспортировки нефти и газа белопашенской группы месторождений

1.1 Краткая характеристика района строительства

Белопашинская группа месторождений расположена в Усольском районе Пермской области на землях Березниковского лесхоза Романовского лесничества.

В непосредственной близости от района строительства расположена населенные пункты: Романово, Белая пашня, Малое Романово, д. Володин камень.

В районе работ проходит старая автодорога Пермь-Березники. Населенные пункты соединяются существующими грунтовыми дорогами.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, но сравнительно теплым летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Средняя температура воздуха = +0,8⁰С. Самым холодным месяцем в году является январь, со средней температурой воздуха = -15,0⁰С, самым теплым - июль, со средней температурой +23,6⁰С. Абсолютный минимум температуры воздуха -50⁰С, максимум +36⁰С. Годовая сумма осадков составляет 771мм. Максимум осадков за месяц наблюдается в ноябре - 84мм, минимум в феврале - 41мм. Преобладающее направление ветра в течении года - южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветра - 4,5м/с.

Максимальная высота снежного покрова за зиму на открытом участке соответствует 81см.

Месторождение расположено на правом пологом склоне долины р. Яйва, в междуречье правых притоков Яйва - р. Сюзьва и Волим. Рельеф эрозийно - аккумулятивный, полого - холмистый, с сетью неглубоких логов. Общий уклон поверхности на запад и северо-запад.

В геоморфологическом отношении район представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную долинами рек, ручьев, логов. Дно логов часто заболочено. Возможны временные водотоки.

Скважины месторождения им. Архнгельского находятся в зоне калийных солей категории С Палашерского участка ВКМКС.

Ближайшее месторождение, находится в промышленной эксплуатации - "Уньвинское", ближайшая сепарационно-насосная установка находится на площадке ДНС-1 "Уньва".

1.2 Краткая характеристика технологического процесса добычи и транспортировки нефти в условиях Белопашенской группы месторождений

Исходя из геологических строений залежей, физико-геологических характеристик нефтеносных пластов, установленного режима нефтяного месторождения и продуктивности скважин, на начальном этапе предусматривается разработка освоением 11-ти добывающих скважин, 3-х нагнетательных скважин, а также 6- исследовательских и разведочных скважин. Система воздействия на залежь - законтурное и внутриконтурное заводнение с расстоянием между скважинами 400-500м.

Построение технологической схемы добычи нефти (рис. 1.1.), осуществляется на принципе подпора водой крыльев антиклинальной структуры содержащих нефть, а в сводной части - газ. Пласт эксплуатируют нефтяными скважинами, служащими для извлечения пластовой жидкости, а другие скважины служат для нагнетания воды в пласт. Для подъема по скважине добываемой пластовой жидкости используется специальный комплекс - оборудование для эксплуатации скважин 1. Пластовую жидкость, содержащую кроме нефти воду, газ, механические примеси, с помощью системы сбора собирают и разделяют на нефть, воду и газ, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и, как товарную, направляют потребителям. После первичной обработки из газа получают дополнительный продукт - сухой газ. Все технологические процессы выполняются комплексом оборудования 2. Для более полного и интенсивного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования 9, обеспечивающего кислотную обработку пласта, его гидроразрыв и термовоздействие.

Для поддержания и восстановления пластовой энергии в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования 4 закачивают воду, в том числе воду, добытую из эксплуатационных скважин. Кроме того, для восполнения разницы в объемах, извлеченных пластовой жидкости и воды к возвращаемой воде, добавляется вода из других источников, которая подвергается специальной подготовке в оборудовании 4.

Исходя из принятой технологической схемы добычи нефти в условиях Белопашинской группы месторождений, на 1 этапе осуществляется отработкой 11-ти скважин, оборудованных погружными электрическими центробежными насосами типа ЭЦН (лист 3.).

Сбор и транспортирование нефти на месторождении предусматривает и осуществляется по групповой автоматизированной системе, с подачей продукции скважин на групповые замерные установки АГЗУ-"Спутник Б-40". От замерных установок пластовая жидкость по трубопроводам поступает на насосную станцию перекачки нефти (ДНС), оборудованную центробежными насосами с электродвигателями типа ВAO-250. С ДНС скважинная жидкость по трубопроводу поступает на пункт предварительного сбора и обработки нефти, находящегося на Уньвинском месторождении ЗАО " Лукойл-Пермь".



Рис.1.1. Технологическая схема добычи нефти

Условные обозначения: 1- оборудование добычных и нагнетательных скважин; 2- комплекс оборудования разделения пластовой жидкости; 3- комплексы по перекачке нефти и воды; 4- оборудование насосных станций; 5- устьевое оборудование скважин; 6-шапка газа; 7- нефтяной пласт; 8- пластовые воды; 9- комплекс оборудования воздействия на пласт; 10- подъемное и нагнетательное оборудование скважин; 11- обсадные колонны скважин.

С целью поддержания необходимого пластового давления, увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи в пласт нагнетается вода. С этой целью на месторождении используются 3 скважины, с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. Исходя из значений требуемого устьевого давления и максимальных годовых объемов, закачиваемой воды, для создания давления используется, блочная кустовая насосная станция типа БКНСЗ-200-РЦВ-СТД с подачей до 540 мЗ/ч. и давлением нагнетания 19МПа. Источником производственного водоснабжения является водопровод, питание которого осуществляется водой ближайших рек Яйва, Ситовка и Ивановка.

Организация работы оборудования основана на технологии эксплуатации месторождения. Извлечение пластовой жидкости осуществляется круглосуточно, оптимальные режимами работы оборудования и параметрами добычи обеспечиваются диспетчерской службой.

Комплексы скважин, подъемное и нагнетательное оборудование обеспечивают работоспособность ограниченное время, продолжительность которого значительно меньше периода разработки пласта и соответствует межремонтному периоду. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична и прерывиста. Время перерывов, то есть время текущих и капитальных ремонтов, а так же и количество труда затрачиваемого на ремонт по каждой скважине определяется геологическими условиями, надежностью оборудования скважины и спущенного в неё оборудования. Суммарные затраты времени и труда на ремонты обоих видов весьма значительны, что вызывает необходимость иметь службу ремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудования для ремонта скважин, также при вводе новых скважин необходимо использование специального оборудования.

Обслуживание и ремонт оборудования осуществляется в первую смену, тремя бригадами, каждая из которых обслуживает свой технологический комплекс оборудования. Управление и контроль за работой осуществляется инженерно-техническим персоналом управления Пермского дивизиона добычи ЗАО "ЛУКойл-Пермь".

1.3 Система электроснабжения процесса добычи и транспортировки нефти и газа

История развития нефтяной и газовой промышленности тесно связана с историей нефтяной энергетики, так как именно она во многом способствовала бурному росту темпов освоения нефтяных и газовых районов.

Электрический привод на нефтяных и газовых промыслах признан самым надежным, наиболее эффективным и для большинства агрегатов единственно приемлемым.

На рис. 1.2. представлена структурная схема электроснабжения Шершнёвского месторождения нефти.

Центральная понизительная подстанция (ЦП) получает питание от районной электрической сети энергосистемы по ЛЭП 110кВ. От ЦП "Уньва" электроэнергия при напряжений 35кВ предполагается подаваться на промысловую подстанцию ГПП 35/6кВ. Электроприёмники промысла получат электроэнергию с шин КРУ 6,3кВ ГПП.

Станция по внутрипромысловой перекачке нефти и станция БКНС получают энергию непостредственно с шин КРУ 6,3кВ по ЛЭП 6,3кВ. Электроэнергия от ГПП по воздушным линиям электропередачи поступает на РУ ДНС и БКНС, а непосредственный подвод к приемникам осуществляется кабелями. Электродвигатели вспомогательных механизмов и станции управления и автоматики питаются от ТП 6/0,4кВ.

Электрооборудование водонасосных станций может быть нормального исполнения, так как здесь отсутствуют взрывоопасные смеси. По необходимой бесперебойности питания электроэнергией ДНС и БКНС относятся к потребителям 2-й категории. Остановка части глубиннонасосных установок в случае прекращения подачи электроэнергии связана только с потерей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважин и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуатации.

Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) питаются по схеме: от сети 6кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторам установки ЭЦН. В настоящее время для питания погружных электронасосов используются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40 до 400кВа. Подвод электроэнергии к погружному электродвигателю осуществляется специальным маслонефтестойким трехжильным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией, прикрепляемым к насосным трубам с помощью металлических поясов. Верхний конец кабеля намотан на барабан, служащий для транспортировки кабеля и его спуска-подъема. Кабельная линия в скважине выполняется плоским кабелем марки КРБК (с резиновой изоляцией) или марки КРШ (с полиэтиленовой изоляцией) на конечном участке вдоль насоса и круглым кабелем марки КРБК ( КПБК) - на остальной длине линии (диапазоном сечений 3х16; 3х5; 3х35мм2). При этом площадь сечения плоского кабеля принимается на одну ступень ниже площади сечения круглого кабеля. Применение плоского кабеля позволяет уменьшить поперечные размеры погружного устройства.

Рис.1.2. Структурная схема электроснабжения Белопашенской группы месторождений.

Условные обозначения: 1-двигатели и потребители станции по местной перекачке нефти; 2-двигатели и потребители БКНС; 3-двигатели станков-качалок; 4-двигатели погружных электронасосов.

Управление и защита электродвигателей погружных центробежных насосов осуществляется с помощью комплекса аппаратуры смонтированной в станции управления типа ШГС-5802, обеспечивает возможность ручного и автоматического управления, управления с диспетчерского пункта, работы установки по программе.

В настоящее время на месторождении имеется понизительная подстанция 6/0,4кВ с трансформаторами ТМГ-630(кВА). В связи с доразведкой месторождения и вводом первой очереди в эксплуатацию, имеющаяся подстанция не способна обеспечить преёмники месторождения необходимым количеством электроэнергии, т.к. мощность ее недостаточна, поэтому возникает задача создания новой подстанции, которая обеспечит надежное и экономичное электроснабжение всех токоприемников месторождения.

При создании подстанции необходимо учитывать и дальнейший рост электропотребления, который вызван дальнейшим увеличением числа токоприемников и окончательным вводом месторождения в эксплуатацию, что повлечет за собой увеличение протяженности линий, установку новых подстанций 6/0,4кВ и т.д.

Схема электроснабжения Шершнёвского месторождения нефти приведена на графическом листе 2.

2. Проектирование подстанции "Шершневская" 35/6кв.

2.1 Характеристика электропотребителей

Электроприёмники нефтедобывающей промышленности имеют свои специфические особенности и разделяются на несколько групп. Одни работают в условиях нефтеводной среды, другие со сложными механическими нагрузками, третьи работают в нормальных условиях.

Работу по добыче нефти на Шершнёвском месторождении предполагается выполняеть электрическим приводом. Применяются погружные, электронасосные установки.

Работа электродвигателя погружного насоса происходит в нефтеводяной среде, установка подвешена на колонне труб, и запитана кабелем с поверхности. Применяются двигатели серии ПЭД (погружные электродвигатели) трехфазные, синхронные, короткозамкнутые, маслонаполненные, с гидрозащитой, мощностью 32кВт, и синхронной скоростью вращения 3000об/мин.

Электрооборудование насосных установок, из-за широкого применения искусственного способа поддержания пластового давления на нефтепромыслах, является одним из главных потребителей электроэнергии. Насосные установки, преимущественно, центробежного типа. Малые габариты, возможность непосредственного соединения с электродвигателем, простота конструкции, отсутствие клапанов, плавная и непрерывная подача воды без гидравлических ударов - обеспечивает целесообразность использования центробежных насосов.

Для поддержания пластового давления предполагается установить блочную кустовую насосную станцию (БКНС), оборудованную тремя центробежными насосными установками (одна из которых выведена в резерв). Электропривод будет оснащен синхронными двигателями типа СТД-1600, рабочее напряжение 6кВ, мощность 1600кВт. БКНС относится ко второй группе потребителей электроэнергии нефтепромысла /15/.

Мощным потребителем электроэнергии на месторождении также будет является дожимная насосная станция, с центробежными насосными агрегатами перекачивающая собранную на месторождении жидкость на пункт предварительной подготовки нефти.

Дожимная насосная станция будет оборудована двумя центробежными насосными установками с электродвигателями (серии ВАО), мощностью 250кВт каждый.

А так как сырая нефть относится к группе взрывоопасных смесей категории 1А, то по правилам изготовления взрывозащищенного оборудования, электропривод станций выполняется взрывозащищенным (серии ВАО) и вся электрическая коммутационная аппаратура двигателей должна быть удалена на безопасное расстояние от установки и обычно выполняется в общепромышленном исполнении.

Основные электроприемники Шершнёвского месторождения приведены в таблице 2.1.

2.2 Определение электрических нагрузок

Эксплуатация энергосистем месторождений нефти показывает, что все группы электроприемников работают в длительных режимах, редко отключаются, а если и отключаются, то в основном сразу включаются резервные агрегаты. Это относится как к станции заводнения, так и к дожимным насосным станциям и добывающим насосам на скважинах.

Для оценки расчетной мощности электроприёмников промысла, точнее самых ответственных и мощных групп приёмников, воспользуемся методом определения расчетных нагрузок по установленной мощности и коэффициенту спроса. Основными достоинствами этого метода является: простота и достаточно высокая степень достоверности полученного результата /4/.

Используя таблицу электрических нагрузок (табл.2.1.) определим расчетные нагрузки для однородных по режиму работы приемников по выражениям:

Рном, - номинальная мощность приемника;

Рр, - активная расчетная мощность;

Qp, - реактивная расчетная мощность;

Sр, - полная расчетная мощность;

Кс, - коэффициент спроса принимаем по данным практики;

tg? - соответствует характерному для данной группы приёмников cos?.

Расчетную нагрузку для узла системы электроснабжения, содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельных групп.

кВА,

где:

- сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников; (табл.2.1).

- сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников (табл.2.1);

Км.= 0,9 - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников /16/;

Находим расчетные нагрузки для насосной станции ДНС:

Аналогичным методом определяем нагрузки других электроприемников и результаты расчета сводим в таблицу 2.1.

Основные группы токоприемников месторождения и их показатели приведены на графическом листе 3.

Таблица 2.1.

Наименование группы токоприемников	Тип эл. двигателя	Номинальное напряж. U ном. (КВ)	Номинальная мощность Рном. (КВт.)	Номинальный COS? ном.	Частота вращения n ном. (об/мин.)	Кол-во двигателей, (штук)	Суммарная мощ ность эл. двигате- лей (кВт.)	Коэффициент спроса, Кс	Активная мощность расчетная Рр, (кВт.)	Реактивная мощ ность расчетн Qр, (квар.). кзар.	Полная мощностъ S (кВА)
1 ГРУППА
(насосная станция по перекачке нефти)	ВАО-250	6	250	0,9	I500	2	500	0,6	300	145	333
2 ГРУППА
(насосная станция по закачке воды)	СТД-1600	6	1600	0,85	3000	3	4800	0,7	3360	2080	3952
3 ГРУППА
(погружные насосы)	ПЭД35-123АВ5	0,52	32	0.85	3000	11	352	0,5	176	85	196
ВСЕГО							5652		3836	2310	4030

2.3 Обоснование системы электроснабжения и выбор места расположения подстанции

Для обеспечения оборудования месторождения нефти электрической энергией и его бесперебойной работы необходимо создать надежную и экономичную систему электроснабжения.

Широкое распространение получили следующие мероприятия по повышению эффективности использования электрической энергии:- перевод систем электроснабжения на повышенное номинальное напряжение;- приближение источников питания к центрам нагрузок;- выбор рациональной конфигурации электрических сетей;- рациональный выбор и оптимизация режима использования, с учетом фактического графика нагрузки, силовых трансформаторов;- разработка и внедрение мероприятий по оптимальной компенсации реактивной мощности с автоматическим управлением её режимами;- поддержание в узлах нагрузки и у электроприемников рационального уровня напряжения, а также нормируемых показателей качества электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТ13109-87;- выбор типа, мощности и числа электродвигателей основных производственных установок в зависимости от условий их работы и фактической загрузки.

Питание месторождения осуществляется от Уральской энергетической системы Березниковских электрических сетей АО "ПЕРМЭНЕРГО".

Наиболее рациональным местом расположения собственного источника питания месторождения является центр электрических нагрузок (ЦЭН). В случае совпадения ЦЭН с местом расположения технологических объектов или коммуникаций источник питания располагаем с максимально возможным приближением к центру нагрузок.

Для потребителей электроэнергии, относящихся к 1 категории, в соответствии с ПУЭ предусматриваем не менее двух независимых источников питания.

К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий /3/:

1) каждая секция шин, в свою очередь, имеет питание от независимого источника питания.

2) Секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.

Исходя из этих требований и условий Шершнёвского месторождения, необходимо создать понизительную подстанцию "Шершнёвская" 35/6кВ, которая позволит обеспечить электроэнергией оборудование и технологические установки месторождения. Подстанцию предполагается строить на равномерном расстоянии от потребителей и, в тоже время, рядом с мощными потребителями электроэнергии, расположенными на территории месторождения.

Согласно инженерно-геологическим изысканиям, грунты на площадке строительства следующие: глина светло-бурая, полутвердая до глубины 2м. Грунтовые воды до глубины 7м не обнаружены. Нормативная глубина промерзания грунта 1,5м. Наиболее холодная температура -50°С.

2.4 Обоснование построения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35 кВ

При проектировании системы электроснабжения должны рассматриваться следующие вопросы:

1) перспектива развития энергосистемы и системы электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

2) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их ведомственной принадлежности;

3) ограничение токов короткого замыкания предельными уровнями, определяемыми на перспективу; снижение потерь электрической энергии.

В связи с выше перечисленным, принимаем номинальный уровень напряжения для питания новой подстанции - 35кВ, с последующей трансформацией напряжения на уровень 6кВ и строим двухцепную линию электропередач - "Нефтяная-Шершневская".

2.5 Выбор мощности колличества и типа силовых трансформаторов

Для более точного выбора числа и мощности силовых трансформаторов необходимо определить суммарную мощность на стороне низкого напряжения силовых трансформаторов. Поэтому произведем подсчет потребляемой мощности в узлах системы внутреннего энергоснабжения (см. рис.2.1.). Расчет производится от скважин по ступеням к секциям шин на стороне низкого напряжения ГПП.

Приведем пример расчета, определения расчетной мощности и тока для группы двигателей скважин, эксплуатируемых погружными электрическими центробежными насосами.

Данные расчета: n=3 - число двигателей;

Рном.=32 (кВт) - номинальная мощность;

Ки=0,45 - коэффициент использования;

Cosf ном.=0.85;

К=1,1 - коэффициент максимума для данной группы.

Расчет /4/:

1) Определяем эффективное число приемников в группе

так как мощности двигателей одинаковы, то nэф.=3

2) Средние активные и реактивные нагрузки составят:

Полная мощность узла составит:



Рис.2.1. Обобщённая схемa электроснабжения месторождения

3) Определяем расчетный ток линии питающей группу двигателей:

Аналогичный расчет произведен и по другим линиям, отходящим от фидеров ГПП, результаты расчета сведены в табл. 2.2. При расчете учитывалось, что собственная потребляемая мощность КТП составит(4)

где Spнн - расчетная мощность на стороне низкого напряжения КТП;

На основании данных табл. 2.2. рассчитываем потребляемую мощность на секциях шин ГПП, при этом считаем, что потребление электроэнергии на собственные нужды незначительно.

где Кр.м=0.9 коэффициент разновременности максимума нагрузки.

Таблица 2.2. Результаты расчета мощностей и токов по основным фидерным линиям

Номер фидера и название приемников, подключенных к нему	Sр (квА)	Iр (А)
6 БКНС № 1	1777	171,3
7 БКНС № 2	1777	171,3
8 БКНС № 3	1777	171,3
3 ДНС № 1	445	43
4 ДНС № 2	445	43
12 Скважины 63,64,69,68.	239	23
11 Скважины 65,66,67.	159	15,3
13 Скважины 55,56,60.	159	15,3
14 Скважины 61,62.	80	7,7

Рассчитываем групповой коэффициент использования:

,

где =4804 (кВт) - суммарная расчетная мощность групп электроприёмников (табл.2.1.);

=7488 (кВт) - суммарная номинальная мощность групп электроприёмников.

Киг.=4804/7488 =0,64

За расчетную нагрузку принимаем:

Sp=Smaxp*Kи.г.=6630*0,64 =4245 (кВА)

Намечаем два варианта мощности силовых трансформаторов, при этом допустимая перегрузка не должна превышать 50% от номинальной, принимаем согласно (5):

Sgn =0.4Sном.

Первый вариант: два трансформатора по 6,3МВА (2Sном=12,6МВА). В нормальном режиме намечается работа одного трансформатора, с коэффициентом загрузки в часы максимума

К3=Smax.p / Sном.=6630/6300=1,05

Трансформатор будет работать с незначительной перегрузкой.

Второй вариант: два трансформатора по 4МВА (2Sном=8МВА).

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки в часы максимума

K3 = 6630/8000 = 0,83

С точки зрения номинальных режимов работы второй вариант более приемлем.

Проверяем возможность перегрузки намеченных трансформаторов при отключении одного из них:

Первый вариант: при отключении одного из трансформаторов на 6,3МВА, оставшийся в работе может пропустить мощность:

1,4Sном.=1,4*6,3=8,8МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприёмниками. Коэффициент 1,4 определяет допустимую перегрузку трансформатора.

Второй вариант: при отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе сможет пропустить мощность:

1,4Sном.=1,4*4=5,6МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприемниками, при этом К3=6630/5600=1,2 -это значение не превышает допустимое. По рассмотренным выше критериям оба варианта трансформаторов приемлемы. По определению экономической целесообразности режима работы двух вариантов трансформаторов, приведенных выше, выбираем первый вариант с использованием двух трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый, с учетом того, что в нормальном режиме работать будет один трансформатор, а другой будет выведен в резерв. Этот вариант еще предпочтителен и тем, что на месторождении планируется дальнейший рост энергопотребления. Принимаем трансформаторы типа ТМ 6300/35/6,3. Основные технические данные приведены в табл. 3.1.

2.6 Выбор марок и сечения ЛЭП

Подвод напряжени35кВ к подстанции "Шершневская" предполагается осуществлять воздушной линией. Расчетный ток для нее определяем по формуле:

Iр.в.л.= ,

Где Sр.тр.- расчетная мощность трансформатора, из пункта 2.4.;

Sосн. мех.- мощность двигателей основных механизмов;

Uном.(вн) - номинальное напряжение питания, 35кВ.

Iр.вл. = =197,2 А

Выбираем для воздушной линии алюминиевый провод марки АС, сечением 50 мм² (допустимая длительная токовая нагрузка 215А стр. 31 /3/ )

2.7 Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП

Потеря напряжения на участке сети - это алгебраическая разность между величинами напряжения в начале и в конце этого участка.

Допустимые потери напряжения в нашем случае определяются для электроприемников с номинальным напряжением 35 кВ.

Сумарные потери напряжения в сети при нормальной работе электроприемников определяются выражением

Uнорм.=Uтр.+ Uл.

Где Uтр - потери напряжения на обмотках трансформатора;

Uл. - потеря напряжения в линии:

Потерю напряжения в линии, т.е. арифметическую разность между напряжением в начале и в конце линии с достаточной точностью определим из выражения:

U = *Iрl*(r cos + х sin),

Где l - длина линии ,км.;

r и x - активное и индуктивное сопротивление 1 км. одной фазы линии, Ом/км;

Iр - расчетный ток нагрузки, А.:

Iр = ,

Где U ном - номинальное линейное напряжение линии электропередачи, кВ

Iр = 197,2 А из пункта 2.5.

rвл = 0,63 Ом/км ; хвл = 0,363 Ом/км /3/

U = *197,2*12*(0,63*0,7+0,363*0,71)=1400,3 В

что составляет 4% от U ном = 35 кВ

Допустимая потеря напряжения в воздушной линии составляет 8% /3/.

4 8

По полученному результату видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.

Потеря напряжения в обмотках трансформатора определяется по формуле:

Uтр =*Iтр.*(1,5*Rтр.cosтр.+Хтр.sinтр.),

где 1,5 - коэффициент, учитывающий нагрев обмоток от +20 до 150^оС;

тр - угол сдвига фаз нагрузки трансформатора

Rтр = 0,60; Xтр = 0,257; cos тр =0,75

Потеря напряжения в кабельной линии

Uтр =*197,2*(1,5*0,75+0,257*0,76)=291,7 В

Сумарные потери напряжения в сети будут равны:

Uнорм.=1400,3+291,7=1692 В.

Для нормальной работы электроприемников согласно /3/ величина напряжения по стороне 35кВ должна быть не менее 0,95 от номинального:

33308 ? 33250

По полученным результатам видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.

Проверяем данный проводник по экономической плотности тока:

Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения

S =,

Где I - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы выбираемых по таблице 1.3.36. стр.36./3./

S = = 151,7 А

Выбранный проводник марки АС-50 имеет длительный допустимый ток нагрузки согласно /3/ =251 А , отсюда следует , что он подходит по параметрам экономической плотности тока с учетом дальнейшего увеличения нагрузки на перспективу.

2.8 Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП

Расчет произведен в относительных единицах /4/, так как мощность питающей системы неизвестна и неизвестно сопротивление системы, принимаем, что мощность системы не ограничена Sс =, точка короткого замыкания значительно удалена от источника питания, сопротивление системы до точки соединения потребителей принимаем равным нулю.

Параметры необходимые для расчета приведены на рис.2.3.

Составляем схему замещения рис.2.4.

За базисную мощность принимаем номинальную мощность трансформатора:

Sб=6,3(MBA) за базисное напряжение

Uбв.н=37(KB); Uбн.н=6,3(кВ)

Рассчитываем величину базисного тока

Определяем сопротивление элементов схемы в базисных единицах:

Воздушные линии электропередач:



где

- удельное активное и индуктивное сопротивление линии (Ом/км);

L- длина линии (км) Трансформатор:

где,

- напряжение короткого замыкания трансформатора (%). Активное сопротивление трансформатора не учитываем, так как

Sном,т=6,3(МВА)

Сопротивление системы:

где,

-ток питающей системы

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения и суммарных сопротивлений до точки к.з. приведен в табл. 2.3.

Величина установившегося трехфазного тока к.з. рассчитывается по формуле:

Величина двухфазного тока к.з. рассчитывается по формуле:

Ударные токи к.з. рассчитываются, как мгновенное значение ударного тока к.з. через полпериода после возникновения к.з.

где,

Ку - ударный коэффициент.

Наибольшее действующее значение ударного тока к.з.

, (кА)

Так как при расчете токов к.з. учитывается активное сопротивление ВЛ, то ударный коэффициент определяется по выражению:

где

Та - постоянная времени затухания аппериодической составляющей



Величина мощности установившегося трехфазного к.з. находится по выражению:

Расчет токов к.з., ударных токов, мощностей к.з. в расчетных точках, приведен в табл. 2.3.

Для расчетов токов к.з. на стороне низкого напряжения п/с "Шершнёвская" используем параметры и схему изображенную на рис. 2.5(а). Схема замещения приведена на рис. 2.5(б). Результаты расчетов токов к.з., ударных токов, мощностей к.з. в расчетных точках приведены в табл. 2.3.

Рисунок 2.3



Рисунок 2.4

Рисунок 2.5

Таблица 2.3.

№ Т.К.3	Хб	Rб	Zб	I(3) кА	I(2) кА	Ку	Iу кА	Iу кА	S(з) МВА
К1	0,055	-	0,055	1,78	1,54	1,9	4,79	2,88	114,6
К2	0,085	-	0,085	1,15	0,99	1,9	3,1	1,86	74,1
КЗ	0,105	0,0178	0,106	0,92	0,8	1,59	2,1	1,2	59,4
К4	0,18	0,0178	0,181	3,19	2,76	1,733	7.82	4,59	34,8
К5	0,228	0,0813	0,242	2,38	2,06	1,33	4,47	3,63	26
К6	0,214	0,0788	0,228	2,53	2,2	1,31	4,7	2,76	27,63
К7	0,374	0,363	0,521	1,1	0,958	1,047	1,63	1,1	12,1
К8	0,369	0,353	0,511	1,13	0,977	1,049	1,68	1,133	12,3
К9	0,414	0,439	0,603	0,956	0,827	1,039	1.4	0,957	10,5

2.9 Выбор распределительных устройств высокого напряжения ГПП и конструкций трансформаторной подстанции

Строительные конструкции подстанции принимаем из унифицированных железобетонных элементов. Конкретно из этих элементов выполняем фундаменты под силовые трансформаторы, с укладкой их на балластовую подушку и фундамент под комплектное распределительное устройство на стороне низкого напряжения. Ограждение подстанции предусматриваем сетчатое, высотой 1,8м, сетка крепится к железобетонным столбам. Питание подстанции осуществляется по двухцепной линии подключенной от ОРУ 35кВ подстанции "Нефтяная". Линия выполнена проводом марки АС-50.

На ОРУ подстанции "Шершнёвская", на каждой линии установливаем шины высокого напряжения( ошиновку выполнить алюминиевым проводом А-50) шины между линейными MB и трансформаторами, а так же подсоединение секционного масляного выключателя выполняем алюминиевыми трубами диаметром 60мм. На каждой секции шин устанавливаем линейные масляные выключатели, шины секционируются между собой масляным выключателем. Для защиты от перенапряжений на шинах устанавливаем разрядники типа РВС и трансформаторы типа 2НОМ-35. К секциям шин подключаются силовые трансформаторы через масляные выключатели, которые, путем гибкой ошиновки, подсоединяются к шинным вводам комплектного распределительного устройства (КРУ) на 6,3кВ и оборудуются двадцатью пятью шкафами выкатного типа марки К-59. Вывод осуществляется как через шинные, так и через кабельные вывода. Каждый шкаф оборудован АПВ однократного действия с моторно-пружинным приводом. Секции шин 6кВ (1 и 2) секционируются между собой масляным выключателем. К каждой секции шин подключаются измерительные трансформаторы напряжения типа НТМИ 6,3 и вентильные разрядники типа РВ0-6, а также трансформаторы собственных нужд типа ТМ-25/6.

Схема основных электрических соединений подстанции представлена на графическом листе 4.

Выбор и проверка высоковольтных электрических аппаратов, устанавливаемых на стороне 35кВ подстанции "Шершнёвская" проводится по условиям длительного режима работы и по условиям протекания токов к.з.

Первоначально, на стороне 35кВ подстанции, намечаем установку разъединителей типа РЛНД2-35/630.

Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается разъединитель:

где

, данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток цепи, в которой устанавливается разъединитель:

Iраб.мах.=Iном., А, где

Iном - длительный номинальный ток разъединителя.

Рассчитываем Iраб.мах., из наиболее неблагоприятного режима эксплуатации. Для цепей трансформаторов с учетом допустимой 1,5 кратной перегрузки:

Iраб.мах.=1,5 Iтр.ном., где

Iтр.ном. номинальный рабочий ток трансформатора

I раб.мах. = 1,5*104=156(A);

I раб.мах.=156(А)<I ном.=630 (А), данное условие выполняется.

Ударный ток в цепи, где устанавливается разъединитель:

где

- номинальный ток электродинамической стойкости разъединителя

данное условие выполняется.

Тепловой импульс тока к.з., характеризующий количество теплоты, выделяющейся в аппарате за время к.з.:

,

где

Iпр.m - предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости tm

Вк = Iк*tпр,

где

tпр.=0,2(с) приведенное время короткого замыкания.

Вк =0,92 * 0,2 = 0,17<20 * 4 = 1600 , данное условие выполняется.

Согласно расчетам, данный тип разъединителя проходит по своим параметрам, поэтому все разъединители РУ ВН, линейные, секционные, трансформаторные. Выбираем тип РЛНД2-35/630, всего 8 штук. Технические данные приведены в табл. 2.4.

Выбор масляного выключателя РУ ВН.

Намечаем выключатель типа С-35М-630-10. Номинальное напряжение цепи, в которой стоит выключатель - 35кВ.

Uном.с = Uном.в; кВ

Uном.с = 5(кВ)=Uном.в =35(кВ), данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток в цепи, в которой установлен выключатель:

Iраб.мах.<Iном.в; (А)

Iраб.мах.=156(А)<Iном.в=630(А), условие выполняется.

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

i уiпр.с ; кА,

iуд=2,1(кА)<iпр.с=10(кА), выключатель удовлетворяет данному условию.

Проверяем выключатель по условию термической устойчивости:

Iк * tпрIт.у.tmу; кА, где

t пр.=0,2(с) приведенное время длительности короткого замыкания;

tmу=4(c)-предельное время термической стойкости;

Iт.у.-предельный ток термической стойкости ;

0.92*0,2=0.17(А)<10*4=400(кА), то есть по условию термической стойкости данный выключатель подходит. Проверяем выключатель по отключающей способности:

Iо.рас.Iо.ном.; кА, где

Iо.рас.=Iк=0.92(кА) - расчетный ток отключения;

Io.ном.=10(кА) - номинальный ток отключения.

0.92<10, то есть по отключающей способности выключатель подходит.

На основании расчетов окончательно выбираем для РУ ВН масляные выключатели типа С-35М-630-10, всего 3 штуки. Технические данные приведены в табл. 2.5.

Для ОРУ подстанции выбираем разрядники типа РВС-35. Технические данные разрядников приведены в табл. 2,6.

На стороне низкого напряжения подстанции "Шершнёвская" выбираем к установке комплектное распределительное устройство внутренней установки типа К-59, оборудованного выключателями ВБКЭ-10. Основные технические характеристики приведены в таблице 2.7.

Производим проверку вакуумных выключателей. Номинальное напряжение сети, в которой установлен выключатель - 6,3(кВ).

Uном.сUном.с; кВ,

Uном.с =6,3(кВ)Uном.в=10(кВ), данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток в цепи, в которой устанавливается выключатель:

Iраб.мах.<I ном. (А),

I ном.в=1000(А);

866<1000, данное условие также выполняется.

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

данное условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию термической стойкости:

5,1<2000; кА, условие выполняется.

Проверяем выключатель по отключающей способности:

по отключающей способности выключатель подходит.

Окончательно выбираем К-59, с выключателями типа ВБКЭ-10, техническая характеристика выключателя приведена в табл.2.5.

Таблица 2.4.

тип	Номинальное напряжение, (кВ)	Наибольшее рабочее напряжение (кВ)	Номинальный ток, (А)	Устойчивость при сквозных токах короткого замыкания , (кА)	Время протекания наибольшего тока термической устойчивости, (сек.)
				Главных ножей	Заземляющих ножей
				Предельный сквозной ток	Ток термической устойчивости	Предельный сквозной ток	Ток термической устойчивости
РЛНД2-35/630	35	40,8	630	64	20	-	-	4

Таблица 2.5.

ТИП	Номинальное напряжение ,(кВ)	Наибольшее рабочее напряжение (кВ)	Номинальный ток, (кА)	Номинальный ток отключения (кА)	Предельный сквозной ток, (кА)	Ток термической устойчивости,допустимое время его действия (кА/с)	Предельное время отключения (сек.)
					Амплитудное значение	Начальное действующее значение
ВБКЭ -10	10	10	1000	20	52	30	20/5	0,14
С-35М-630-10 ПП-67	35	35	630	10	26	10	10/5	0,08

Таблица 2.6.

Т И П	Назначение	Номинальное напря жение, (кВ)	Наибольшее допустимое напряжение, (кВ)	Пробивное напряжение при частоте 50 Гц, (КВ)
				не более	не менее
РВС-35	Для защиты от атмосферных перенапряжений	35	40,5	98	78

Таблица 2.7

ТИП	Номинальный ТОК шкафов, (А)	Номинальный ток шин, (А)	Тип выключателя	Системашин	Номинальн. напряжение, (кВ)	Вид ввода, (вывода)	Ток динамической устойчивости (амплй-туд.значе-ние), (кА)
КРУ-6	1000	1000	ВВБКЭ-10	Одинарный	6	Шинный, кабальный	52

2.10 Компенсация реактивной мощности

Основными потребителями реактивной энергии на Шершнёвском месторождений являются асинхронные привода технологических установок (станков-качалок, подсудных насосов, насосных установок ДНС), а также силовые трансформаторы КTП 6/0,4кВ и линии электропередач 6кВ.

Реактивная энергия, потребляемая двигателями насосов и станков-качалок, компенсируется с помощью конденсаторных батарей, установленных на стороне 0,4кВ в КТП. Остальная энергия компенсируется на шинах 6кВ подстанции "Шершнёвская" путем перевозбуждения синхронных двигателей насосной станции КНС, подключенных к шинам 6кВ подстанции. Для компенсации реактивной мощности при неработающих синхронных двигателях на шинах 6кВ подстанции предусмотрены статические не регулируемые конденсаторные батареи набранные из конденсаторов типа КС2-6,3-75.

Произведем расчет мощности необходимого компенсирующего устройства. Расчет производим для максимального потребления реактивной мощности.

Мощность компенсирующего устройства Qк.у определяется как разность между реактивной максимальной мощностью предприятия Qмах. и предельной реактивной мощностью Qэ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qк.у=Qмах.-Qэ=Р(tg?-tg?э), где

Qмах.=Ptg?(Мвар)

расчетная максимальная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме;

Qэ - предоставляемая реактивная мощность;

tg? - соответствующий коэффициенту мощности предприятия;

tg?э=0,2 - установленный предприятию.

Cos?=0,9

Из таблицы 2.1.

Рмах.=4,804(МВт); Qмах.=2,85(Мвар)

Соответствующий тангенс равен tg?=0,56

Окончательно определяем Qку:

Qку=4,804(0,56-2)=1,73(МВар)

Расчитаем мощность генерируемую синхронным двигателем СТД-1600, по выражению:

Qмах.сд=?мах.*Рном*tg?ном/?ном; (квар), где

?мах.-коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, определяем по номограмме рис. 9.4. /4/, при

Ксд=0,6 - коэффициент загрузки и Cos?=0,9, ?мах. будет равен 0,68 ;

?ном.=0,94.

Qмах.сд=0,68*1600*0,48/0,94=555,6(квар)

Из проведенного выше расчета вытекает следующее:

два, находящихся в постоянной работе синхронных двигателя отрегулированные на генерацию реактивной энергии, равной даже максимально генерируемой данным типом двигателей, не обеспечат энергопотребителей реактивной энергией.

Для компенсации потребляемой реактивной энергии принимаем к установке на каждую секцию шин 6кВ подстанции батарей статических конденсаторов типа КС2-6,3-75, то есть устанавливаем два блока по 12 конденсаторов в каждом, суммарной мощностью 1800(квар).

2.11 Обоснование основных видов релейных защит

Согласно ПУЭ, для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 35кВ предусматриваем устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

2) Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью.

3) Витковых замыканий в обмотках.

4) Токов в обмотках, обусловленных внешним, коротким замыканием.

5) Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

6) Понижение уровня масла.

Газовая защита силового трансформатора.

Газовая защита применяется от повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Интенсивность газообразования зависит от характера, размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение / 2./

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора.

В настоящее время успешно используются газовые реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 ( рис. 2.6), эти элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении указанном на рис.2.6.

Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом достаточна для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чайкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,6(м/с). При этом время срабатывания реле составляет

Tср.р= 0,050,5(с).

Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых требований ПТЭ: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (I1,5%) у крышки трансформатора и (24%) у маслопровода. От крышки к расширителю, нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы - вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты при промежуточной сборке зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного короткого замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками масла при бурном газообразовании.

Рис.2.6



Рис.2.7.

В схеме защиты на переменном оперативном токе рис. 2.7 самоудержание достигается путем шунтирования, нижнего контакта газового реле КSQ верхним замыкающим контактом реле К4. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом QRI.2 выключателя QR.

Защита обладает высокой чувствительностью и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака:

- защищает трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам;

Дифференциальная токовая защита трансформатора.

Дифференциальный принцип позволяет обеспечить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. Защита выполнена на основе типового реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рис.2.8 показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-II. Реле ДЗТ-II имеет одну тормозную обмотку, которая подключается к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних, коротких замыканиях. Ток срабатывания защиты зависит от числа витков и значения тока тормозной обмотки.

Для отстройки защиты от бросков тока намагничивания и от максимальных значений установившегося первичного тока небаланса Iн.б.рас.мах. при внешних,коротких замыканиях выбирается минимальный ток срабатывания защиты Iс.з.min и число витков тормозной обмотки Wтр.н. Отстройка от бросков тока намагничивания, когда ток в тормозной обмотке отсутствует, достигается выбором I с.з.min по условию:

Iс.з.minКотс.Iт.ном.,

где,

Котс.=1,5 - коэффициент отстройки, согласно /II/

Определение параметров дифференциальной защиты силового трансформатора:

Определяем ток срабатывания защиты по условию:

Iс.з.1,5*Iт.ном.,

где,

Iт.ном. - номинальный ток первичной (вторичной) обмоток трансформатора.

Рассчитываем Iт.ном. по формуле:

Для стороны ВН: Iт.ном.=104(А);

Для стороны НН:Iт.ном.=577(А).таблца 2.8.

Ток срабатывания защиты для стороны ВН:

Iс.з.1,5 * 104=156(А); принимаем Iс.з=160(А).

Ток срабатывания защиты для стороны НН:

Iс.з1,5*577=865,5(А), принимаем Iс.з.=865(А).

Рис.2.8.

Для дифференциальной защиты трансформаторов с соединением обмоток трансформаторы тока собираются по схеме, а коэффициент схемы для стороны ВН: К(3)= 3; для стороны НН: К(3)=1.

Коэффициент трансформаций трансформаторов тока:

Кт=КсхIт.ном. /5/

Для стороны ВН: Кт= v 3 * 104/5=36,03, примем с учетом перегрузки трансформатора, Кт=40.

Для стороны НН:

Кт=I*577/5=115,4, принимаем Кт=120.

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора по выражению:

I2ном=Ксх*Iт.ном./Кт; А ,

На стороне ВН:

I2ном= v3*104/40=4,5(А),

На стороне НН:

I2ном. =I*577/120=4,8(А).

Рассчитываем ток срабатывания реле:

Iср.=Ксх*Iс.з./Кт; А,

На стороне ВН: Iср.=3*160/40=6,93(А),

На стороне НН: Iс.р.=I*865/120=7,2(А).

Рассчитываем число витков обмотки НТТ (насыщающийся трансформатор тока) реле для основной стороны защищаемого трансформатора, за основную сторону принимаем сторону с наибольшим током срабатывания, то есть сторону НН : Iсp.осн=7,2(А).

Число витков обмотки рассчитываем по формуле:

где,

Fср.=100(А) - магнитодвижущая сила срабатывания реле, согласно /2/

Принимаем предварительное число витков для основной стороны:

Wосн.=14.

Рассчитываем число витков НТТ реле для неосновной стороны по выражению:

Принимаем предварительное число витков для неосновной стороны Wнеосн.=15 витков.

Определяем составляющую первичного тока небаланса:



где,

Iк.вн.мах.=0,92(кА) - ток к.з. на стороне ВН.

Определяем первичный ток небаланса, с учетом составляющей

Iн.б.вр.I, по формуле:

где,

Е=10% номинальная погрешность трансформатора тока;

Uрег.=16% - погрешность регулирования напряжения.

Рассчитываем число витков тормозной обмотки, обеспечивающих

отстройку от максимального первичного тока небаланса.

где

Котс.=1,5, согласно /II/;

Wраб.-число витков обмотки НТТ реле, на стороне к которой присоединена тормозная обмотка, Wраб.=14.

tga - тангенс угла наклона к оси абцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, (нижняя характеристика, на рис. 13.10(б) /II/ для реле ДЗТ-11 tga=0,75.