Реконструкция системы электроснабжения цеха комплексной подготовки и перекачки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа в Татарстане, а также транспортировка в разные регионы СНГ -- это важнейшее звено энергетической программы. Выполне-ние поставленных задач в условиях нового времени возможно только на основе экономии всех видов ресурсов, материалов, сырья и энергии, роста производительности труда, повышения эффективности производства.

Освоение нефтяных месторождений проходит ряд этапов - от добычи нефти фонтанным способом до применения электроцентробежных насосов и станков качалок с глубинными штанговыми насосами и развитой системой закачки воды для поддержания пластового давления, состоящей из насосных станций с агрегатами, привод которых осуществляется мощными электродвигателями. Учитывая, что проектирование подобных систем проводилось с учётом перспективы развития нефтедобычи, мощности трансформаторных подстанций и электродвигателей выбирались с необходимым запасом, так как их частая замена связана со значительными капитальными затратами.

Многолетняя эксплуатация нефтяных месторождений привела к снижению нефтедобычи и сильному обводнению добываемой жидкости, например по НГДУ «Джалильнефть» обводнённость составляет 87 % от добываемой жидкости.

Так как в себестоимости добычи нефти затраты на электроэнергию достигают 30 - 40 %, что обусловлено резким увеличением обводнённости нефти и необходимостью закачки больших объёмов воды и добычи в таких же объёмах нефтесодержащей жидкости, анализ составляющих затрат на электропотребление и разработка мероприятий по их снижению представляется одной из важнейших задач энергосбережения в современных условиях нефтедобычи.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии. Основными требованиями, которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения являются: надёжность электроснабжения, хорошее качество электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электрических станций.

В настоящее время большинство потребителей получает электрическую энергию от энергосистем.

Топливно-энергетический комплекс России - важнейшая составная часть экономики страны. На долю топливно-энергетического комплекса приходится более трети общероссийского промышленного производства.

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.

Нефтяная и газовая промышленности, являясь основными производителями и поставщиками энергоресурсов, в то же время относятся к крупным потребителям электроэнергии.

Наиболее энергоемкими являются технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья, в связи с чем вопросам снижения их энергоемкости уделяется особое внимание.

Промышленное потребление электроэнергии предприятиями нефтегазодобывающего комплекса достигает 60-65 % от общего регионального потребления.

В настоящее время стратегия энергоснабжения является приоритетной для крупных промышленных предприятий, в том числе и занятых в нефтегазодобывающей отрасли.

Проблема эффективного использования энергетических ресурсов в целом и электроэнергии в частности приобретает все большее значении. Данная проблема на разных уровнях может иметь различные цели, задачи. Например, на уровне промышленных предприятий целью эффективного использования электроэнергии является сокращение платы за электроэнергию при выпуске требуемых объемов продукции.

Основными направлениями повышения эффективности использования электроэнергии промышленными предприятиями являются экономия электрической энергии и управление электропотреблением.

Снижение потребления электроэнергии является одним из важнейшых показателей производственной деятельности предприятия по добыче нефти. Основной способ снижения потребления электроэнергии - ее экономия за счет уменьшения потерь электроэнергии в системе электроснабжения предприятия (в трансформаторах, реакторах, линиях), а также за счет рационализации и усовершенствования технологического процесса потребления электроэнергии электродвигателями, электротермическими установками, преобразовательными и осветительными устройствами и др.

В системе электроснабжения промышленных предприятий при выборе мощности трансформаторов следует добиваться соответствующего обеспечения в нормальных условиях питания всех приемников, явного или неявного резервирования питания при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы, и экономически целесообразного режима работы трансформаторов.

Реальная нагрузка на сегодняшний день на трансформаторной подстанции №56 не соответствует номинальной мощности установленных на них трансформаторов. Эта нагрузка намного ниже. Вследствие этого потери электроэнергии в трансформаторах неоправданно высокие. Они составляют значительную величину, и их необходимо снижать до возможного минимума путем правильного выбора мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключения холостого хода при малых загрузках.

Ещё более актуально стал вопрос о снижении энергопотребления во время подготовки к переходу на дифференцированный тариф. В это время были определены реальные графики нагрузок телемеханизированных подстанций за каждый день. Полученные результаты показали, что реальный коэффициент заполнения графиков нагрузок оказался выше установленного Энергонадзором. Для увеличения величины коэффициента заполнения стал вопрос о внедрении в НГДУ автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии. Данная система так же позволяет устранить ручной съём показаний электросчётчиков с подстанций, проводить контроль и управление энергопотреблением в реальном времени, а так же прогнозирование и планирование потребления электрической энергии на расчётный период.

Основными требованиями, которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения и которые я старался выполнить при выполнении задания, являются: надёжность электроснабжения, хорошее качество электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы. Результатом моей работы по модернизации, отражённой в проекте, является приведение параметров системы к более экономичным режимам энергопотребления.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ»

Общая характеристика НГДУ «Джалильнефть»

НГДУ «Джалильнефть» является структурным подразделением ОАО «Татнефть», которое занимается разработкой Чишминской, Ташлиярской, Серафимовской, Сармановской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской площадей.

Плановое задание по добыче нефти за 2004 год выполнено на 100,9%,всего добыто 4421318 тонн нефти, в том числе сверх плана 41318 тонн. Эксплуатационный фонд 3398 скважин, что на 43 скважины ниже чем в 2003 году., это связано с остановкой нерентабельного фонда и выводом в неработающий фонд. Действующий фонд составил 3003 скважины.

За отчетный год введено в эксплуатацию 47 новых скважин, добыча от которых составила 51496 тонн нефти. Срок ввода новых скважин остался на прежнем уровне - 8 суток. Из неработающего фонда введено 146 скважин, по ним добыто 70994 тонны нефти. Бездействующий фонд на 1.01.2005 года составил 392 скважины.

Выполнение задания по добыче нефти обеспечено благодаря дальнейшему развитию производства, улучшению состояния разработки объектов, улучшению использования производственных мощностей. Осуществлены мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.

Штанговыми глубинными насосами добыто 2410165 тонн нефти, что составляет 54,5% от всей добычи. Электропогружными насосами добыто 2009911 тонны нефти, что составляет 45,5% в общей добыче.

Механизация скважин.

В 2004 году механизировано 47 новых скважин, в том числе 45 в ШГН и 2 скважины - УЭЦН. Кроме того, переведены со способа на способ 78 скважины, в том числе 61 с ЭЦН в ШГН, с ШГН в ЭЦН 17 скважин. Выбыло из механизированного фонда 142 скважины. За 2004год произвели оптимизацию насосного оборудования и параметров откачки на 372 скважинах

Недоборы нефти сократили по сравнению с 2003 годом с 756,6 т/сут до 708 т/сут.

Сбор и транспортировка нефти

Для сбора нефти существуют сборные пункты, групповые замерные установки. В НГДУ используется система сбора и транспорта нефти по всем площадям и залежам по герметизированной схеме: скважина - ГЗУ (ГЗНУ) - ДНС-ТП.

Ha данный момент в НГДУ в эксплуатации 328 - ГЗУ, 3 - ГЗНУ, 28 -ДНС, 1 - ЦСП. Протяженность нефтепроводов составляет 4836,1 км, из них напорных -303,4 км, н/сборных - 690,3 км, выкидных - 3842,5 км

Электроснабжение

Систему электроснабжения НГДУ “Джалильнефть” составляют:

ВЛ-110 кВ - 28 км,

ВЛ-35 кв. - 178,93 км,

ВЛ-10/6 кв. - 2772 км,

подстанции 110/35/6 - 3 шт,

подстанции 35/6 - 62 шт,

КТП 10/0,4 6/0,4 - 3333 шт.

Основным источником электроснабжения являются узловые подстанции Альметьевских электрических сетей №30, 50, и 67.

Общее потребление электроэнергии по НГДУ "Джалильнефть" за 2004 год составило 569 035 тыс.кВтч, из них на добычу нефти 556 493 тыс.кВтч, на прочее производственное потребление 1598 тыс.кВтч, на производственные котельные 608 тыс.кВтч, на коммунально-бытовое потребление 1401 тыс.кВтч, на подготовку и транспортировку нефти лицензионным предприятиям 2528 тыс.кВтч. Удельный расход электроэнергии на добычу одной тонны нефти составил 125,9 кВтч/тн при норме 126,5 кВтч/тн.

Капитальное строительство.

Капитальное строительство объектов электроснабжения ведется хозспособом силами СРЦ.

В течение года отремонтировано:

ВЛ-6 кв. - 322 км,

КТП-6/0,4 кв. - 52 шт.

эл.оборудования КНС - 10 шт.

подстанций - 8 шт.

технологических трубопроводов - 210 П.м.

теплоизоляции - 300 П.м.

Внедрено 71 вакуумных выключателя.

Структура энергетической службы.

Энергетическая служба НГДУ "Джалильнефть" состоит из электротехнической и теплотехнической служб. Отделу главного энергетика подчиняются прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения №1, №2 (ПРЦЭиЭ №1, №2) и теплоэнергетический цех (ТЭЦ), в оперативном управлении отдела находятся энергетические службы ДУТТ и СУТТ.

Обслуживание энергохозяйства осуществляется персоналом ПРЦЭиЭ №1 и 2, ТЭЦ.

В составе энергетической службы находится:

- ИТР 72

- рабочих 211

В т.ч. теплотехническая служба 39 чел.

Задачи на 2005 год.

Выполнять работы по повышению надежности энергоснабжения объектов НГДУ, путём реконструкции подстанции № 54, электрооборудования КНС, капитального ремонта подстанций, ВЛ, внедрения вакуумных выключателей взамен масляных, внедрения регулируемого электропривода на объектах электроснабжения НГДУ «Джалильнефть», оптимизации мощности трансформаторов и электродвигателей.

На двух подстанциях планируется внедрить микропроцессорную защиту на отходящих фидерах. В целях сокращения затрат на производство кап.ремонта расширить применение различных методов диагностирования энергетического оборудования, в частности тепловизионный контроль и хромотографический анализ.

Также в 2005 году необходимо завершить внедрение автоматизированной системы контроля, учета электроэнергии (АСКУЭ) и осуществить на этой основе управление над энергопотреблением в ПРЦЭиЭ №1 и ПРЦЭиЭ №2.

Для экономии электроэнергии необходимо выполнить утверждённые нормы расхода ТЭР:

Таблица 1.1.

Нормы расхода ТЭР

№ пп	Наименование работ	Ед. изм.	Норма
			2005г.	I кв	II кв	III кв	V кв
1	Нормы расхода ТЭР
1.1.	Электроэнергия:
-	Эл.энергия отпущенная ППК	кВтч/Гкал	14,8	14,8	14,8	14,8	4,8
-	на добычу нефти	кВтч/тн	126,5	132,8	122	121,4	29,7
-	на перекачку воды	кВтч/ тыс.м3	2670	2770	2560	2640	707
-	Прочее произ.потр.	тыс. кВтч	2500	720	575	550	55
1.2.	Теплоэнергия:
-	На добычу нефти	Мкал/тн	9	11,5	7,8	5,2	1,7
-	На обогрев здании	Мкал/т.	17,2	18,1	14,3	-	7,8
-	Прочее произ.потр.	Гкал	1477	369	369	369	70
1.3.	Котельно-печное топливо
-	КПТ, отпущенная ППК	кг.у.т/Гкал	164	166	158,9	159,5	65

Анализ существующей схемы электроснабжения ЦКППН

Основным источником энергии для ЦКППН является подстанция 35/6 кВ №56. В состав цеха комплексной подготовки перекачки нефти (ЦКППН) входит Сулеевская термохимическая установка (СТХУ) подготовки высокосернистой нефти. Продукция нефтяных скважин Восточно-сулеевской площади представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, содержание которой доходит до 70 процентов. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам до нефтеперерабатывающих заводов.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пункта подготовки нефти, газа и воды.

На установках комплексной подготовки нефти осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Для обессоливания нефти в ЦКППН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды.

После ступеней обезвоживания нефть поступает в последовательно работающие электродегидраторы, где происходит дальнейшее обессоливание и обезвоживание под воздействием электрического поля.

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для их дальнейшей переработки.

Схемой (рис. 1.1) предусмотрена возможность сбора, временного хранения готовой нефти в шаровых отстойниках Сулеевской ЦКППН.

Рис 1.1

Принципиальная схема СТХУ

Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I подается насосом 1 в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии III направляется в следующий отстойник или электродегидратор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до 140-160 С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50-60 С).

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки - устройства, способствующие лучшему разделению. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура, чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор холодильник 7. Пары конденсируются и накапливаются в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды сверху емкости орошения по линии X обычно подаются в качестве топливного газа к горелкам печи 10. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается в резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Мощность трансформаторов должна быть таковой, чтобы при выходе из строя одного из них, другой обеспечил питание не менее 70 - 80 % нагрузки. С учётом вышесказанного установлены два трансформатора типа ТМ-5600.

Питание потребителей собственных нужд осуществляется от трансформаторов собственных нужд типа ТМ 100/6 на напряжение 0,4 кВ с глухозаземлённой нейтралью. Трансформаторы собственных нужд подключены до вводных масляных выключателей 6 кВ, количество трансформаторов - 2 .

Подстанция снабжена приборами учёта и измерения электрической энергии в следующем объёме:

- счётчики активной и реактивной электрической энергии с телеметрическим выходом и вводом показаний счётчика на автоматизированную систему учёта и контроля электроэнергии, устанавливаемые на вводах и всех фидерах 6 кВ.

Схемы вторичных соединений на подстанции выполняются на выпрямленном оперативном токе.

Категории надежности потребителей и подстанции

Требования, предъявляемые к надежности электроснабжения от источников питания, определяются потребляемой мощностью объекта и его видом. Надежность электроснабжения определяется надежностью каждого элемента. Надежность обеспечивается устройствами релейной защиты, автоматики, телемеханики.

С точки зрения обеспечения надежного и бесперебойного питания, приемники электрической энергии делятся на три категории:

Первая категория - приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный экономический ущерб, расстройство сложного технологического процесса, массовый брак продукции. Электроприемники этой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически.

Вторая категория - приемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовым недоотпускам продукции, простоем людей, механизмов. Электроприемники второй категории могут иметь один - два источника питания (решается конкретно в зависимости от приемника и от местных условий).

Третья категория - все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категории. Электроснабжение приемников может выполняться от одного источника при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного оборудования, не превышают одних суток.

Объекты НГДУ «Джалильнефть» относятся ко второй категории надежности, в том числе и Сулеевская термохимическая установка подготовки высокосернистой нефти. Перерыв в электроснабжении СУКПН может привести к нарушению технологического процесса, к недоотпуску нефти, следовательно к экономическому ущербу.

Поэтому для обеспечения надежности энергоснабжения необходима полная реконструкция двухтрансформаторной подстанции №56, оборудование которой давно морально устарело, и не может обеспечить надёжное электропитание столь ответственных электроприёмников.

Необходимость реконструкции

Подстанция № 56, реконструкция которой рассматривается в этом дипломном проекте, была построена в 1959 году. Через 2 года, то есть в 1961 году была введена в эксплуатацию. Один из силовых трансформаторов мощностью 5600 кВА работает со дня пуска. Срок его службы давно истек. Второй трансформатор был заменён в 1975 году. Он также требует немедленной замены.

Из-за отсутствия масляного выключателя 35 кВ невозможна работа МТЗ, газовой защиты, дифференциальной защиты. Защита работает только на сигнал, что недопустимо при питании электроприёмников, перерыв в электроснабжении которых может вызвать недоотпуск продукции и, как следствие, предприятие может понести значительные потери.

Все операции по вводу и выводу в ремонт производятся с РЛНД - 35 кВ, который установлен на железобетонных стойках и требует срочной замены.

Распределительное устройство 6 кВ построено из каменных блоков, раствор кладки из-за длительной эксплуатации разрушается, что чревато не только материальными потерями, но и гибелью людей.

Несмотря на то, что крышу перекрывали уже не один раз, состояние её остаётся неудовлетворительным.

В ячейках 6 кВ типа КСО-2УМ используются масляные выключатели ВМГ-133 давно снятые с производства. Приводы ПП-67 в 1980 году были заменены на ПЭ-11.

Из всего вышесказанного видно, что необходима полная реконструкция подстанции, с заменой всего оборудования на современную технику. Наиболее приемлемым вариантом реконструкции я считаю:

Установка вакуумных выключателей вместо масляных выключателей на напряжение 35 кВ и 6 кВ.

Снос РУ - 6 кВ, и постройкой на этом же фундаменте нового РУ - 6 кВ

Установка микропроцессорной защиты французской фирмы Schneider Electric SEPAM 1000+.

Замена силовых трансформаторов 5600 кВА, срок службы которых истёк, на новые трансформаторы мощностью 4000 кВА.

РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Расчет электрических нагрузок.

В первой части моего проекта рассчитываются ожидаемые электрические нагрузки, ведь именно они определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей - мощности и типы трансформаторов, сечения жил и марки проводов, электрических аппаратов и другого оборудования.

Существует несколько методов определения расчетных электрических нагрузок: метод коэффициента максимума, метод коэффициента спроса, среднестатистический метод и т.д.

В данном дипломном проекте нагрузки будут рассчитываться по методу коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)

Коэффициентом максимума активной мощности КМ называется отношение расчетной активной мощности к средней нагрузке за исследуемый период времени:

	(2.1)

Метод упорядоченных диаграмм сводится к определению максимальных расчетных нагрузок (PM, QM, SM) группы электроприемников.

;	(2.2)
;	(2.3)
,	(2.4)

где РМ - максимальная активная нагрузка, кВт;

QМ - максимальная реактивная нагрузка, квар;

SМ - максимальная полная нагрузка, кВА;

КМ - коэффициент максимума активной нагрузки;

КМ - коэффициент максимума реактивной нагрузки;

РСМ - средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

QСМ - средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар;

;	(2.5)
,	(2.6)

где КИ - коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации или по справочникам;

РН - номинальная активная групповая мощность, приведенная к

длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tg - коэффициент реактивной мощности;

определяется по таблицам (графикам),

где nЭ - эффективное число электроприемников;

В соответствии с практикой проектирования принимается КМ = 1,1.

Таблица 2.1

Технические данные электроприемников на подстанции № 56

№ фидера	Наименование электроприемника	РН, кВт	cos	КИ
I цепь
56-18	Очистные сооружения	1200	0,91	0,5
56-17	РУ-10 кВ СТП	700	0,89	0,6
56-16	Промысловая нагрузка	120	0,85	0,4
56-15	Компрессорная	300	0,89	0,4
56-14	резерв
56-13	Промысловая нагрузка	290	0, 91	0,4
II цепь
56-12	РУ 10 кВ СТП	450	0,9	0,5
56-11	ТХУ, ТВС	800	0,9	0,45
56-10	резерв
56-09	Очистные сооружения	1250	0,9	0,6
56-19	резерв

Согласно распределению нагрузки по РУ заполняется «Сводная ведомость нагрузок».

Вносятся исходные данные: РН - номинальная мощность приемника, n - количество электроприемников в группе, КИ - коэффициент использования, соs - коэффициент активной мощности, tg - коэффициент реактивной мощности.

Определяется РН - сумма номинальных мощностей в группе электроприемников:

	(2.7)

Определяются активная, реактивная и полная мощности за смену

	(2.8)
	(2.9)
	(2.10)

Эффективное число электроприемников (nЭ) - число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума, что и группа приемников различных по мощности и режиму работы. Для большого количества приемников и при КИ 0,2 принимается nЭ = n.

Коэффициент максимума KМ определяется по формуле:

,	(2.11)

где nЭ - эффективное число электроприемников,

КИ.СР.- средний коэффициент использования группы электроприемников

,	(2.12)

Определяются максимальные активная, реактивная и полная мощности:

,	(2.13)
,	(2.14)
.	(2.15)

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, и служат для передачи и распределения электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения.

В дипломном проекте необходимо установить 2 трансформатора для обеспечения требуемую надёжность электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии.

Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой объекта и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок.

Из «Сводной ведомости нагрузок» известно:

РМ = 3342 кВт;

QМ = 1763,2 квар;

SМ = 3924,5 кВА.

Так как потребитель относится ко II категории надёжности электроснабжения, выбираем 2 трансформатора. Мощность каждого трансформатора должна обеспечивать питанием всех потребителей и в аварийном режиме, когда один из трансформаторов выходит из строя. Для обеспечения этого условия необходимо умножать SM на коэффициент 0,7.

По условию по справочнику выбирается 2 трансформатора с соответствующими номинальными параметрами:

Таблица 2.3.

Номинальные данные трансформатора

Тип	Мощность, кВА	Номинальное напряжение, кВ	Потери х.х, кВт	Потери к.з, кВт	Напряжение к.з, %	Ток х.х, %
		ВН	НН
ТМН - 4000/10	4000	115	11	5,7-6,7	33,5	11,5	1

Электрическая нагрузка имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Коэффициент загрузки трансформаторов КЗ:

Потери мощности и энергии в трансформаторе

Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной (РТ) и реактивной (QТ) мощности.

Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на нагревание стали, не зависящих от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и потерь на намагничивание трансформатора.

Реактивная мощность холостого хода трансформатора

квар,

где I Х.Х. - ток холостого хода трансформатора, %;

SН.Т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке

квар,

где UК.З. - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери от мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах всей системы электрического снабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором

кВт,

где кИ.П. - коэффициент изменения потерь или коэффициент повышения потерь, численно равен удельному снижению потерь активной мощности во всех элементах системы электрического снабжения (от источников питания до мест потребления электрической энергии), получаемому приуменьшении передаваемой мощности предприятию. Коэффициент кИ.П. задается энергосистемой (для нашего района по данным районного энергетического управления ОАО «Татэнерго» КИ.П. = 0,05 кВт/квар);

ХХ - потери мощности холостого хода трансформатора, кВт.

Приведенные потери мощности короткого замыкания трансформатора

кВт,

где КЗ - потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт.

Приведенные потери мощности в трансформаторе

кВт,

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторе

,	(2.16)

где max - годовое время максимальных потерь, определяемое из выражения

часа,

Тогда потери электроэнергии

кВтчас.

Расчет нагрузок и выбор трансформатора собственных нужд подстанции

Таблица 2.4.

Собственные нужды подстанции

Наименование	Мощность, кВт	Количество, шт.	Коэффициент использования	Коэффициент мощности	tg ц
Отопление и освещение	2	-	0,85	1	0
Наружное освещение	2	-	0,65	0,57	1,44
КИПиА	3,5	-	1	0,8	0,75
Обогрев выключателей 110 кВ	1,6	-	0,8	1	0
Обогрев выключателей 10 кВ	1,1	10	0,8	1	0
Вентиляция	1,2	2	0,7	0,8	0,75

Суммарная номинальная мощность:

кВт.

Средняя максимальная мощность за наиболее нагруженную смену с учетом коэффициентов использования:

Эффективное число электроприемников:

Групповой коэффициент использования:

Коэффициент максимума

Расчетная максимальная мощность с учетом коэффициента максимума:

Средняя максимальная реактивная мощность:

Максимальная расчетная реактивная мощность:

Максимальная расчетная полная нагрузка от собственных нужд ПС:

Выбираем 2 трансформатора ТСН ПС ТМ-40/10.

Расчет воздушных линий

Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным);

нагрев от кратковременного тепла током короткого замыкания.

потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

механическая прочность - устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

коронирование - фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Работа проводов воздушных линий протекает в особых условиях: они постоянно находятся под высоким напряжением, по ним проходит электрический ток, и, вместе с тем, они постоянно подвергаются воздействию ветра, резких колебаний температуры и влажности воздуха, разрядов молний, гололеда, снега.

Под допустимой нагрузкой неизолированных проводов по условиям нагрева понимается токовая нагрузка, повышающая температуру провода до предельного значения 70 С при полном безветрии и температуре окружающей среды +25 С.

Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Выбранное сечение должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

,	(2.17)

где IП.А. - расчетный ток в послеаварийном режиме для проверки проводов по нагреву; Iдоп. факт. - допустимые длительные токовые нагрузки.

При выборе сечений проводов воздушной линии необходимо учитывать ограничения по условиям коронирования и механической прочности. Так при номинальном напряжении 1..35 кВ наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий по условиям механической прочности - 25 мм 2.

Расчетная токовая нагрузка равна 3924,5

А,

Из норм ПУЭ (по ГОСТ 839-59) выбирается сталеалюминиевый провод сечением 25 мм 2, для которого допустимый длительный ток вне помещений Iдоп = 105 А.

Условие IдопIМ выполняется, т.к. Iдоп = 105 А IМ = 20,62 А.

Чтобы выбрать экономически целесообразную линию, нужно провести расчет выбора сечения провода по экономической плотности линии. Экономически целесообразное сечение определяется по расчетному току линии IM и экономической плотности jэк.

При Тmax = 6000 ч экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов составит jэк = 1,0 А / мм 2

Экономическое сечение провода

мм2

По экономической плотности тока окончательно выбирается сталеалюминиевый провод сечением 70 мм 2, для которого допустимый длительный ток IДОП = 210 А.

Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки.

Различают несколько видов коротких замыканий:

- трехфазное короткое замыкание, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке,

- двухфазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание двух фаз между собой или на землю.

- однофазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю.

В большинстве случаев причиной возникновения коротких замыканий в системе является нарушение изоляции электрического оборудования вследствие износа изоляции, не выявленного своевременно, или из-за перенапряжений. Короткие замыкания могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, схлестыванием, набросом проводов воздушных линий.

При возникновении коротких замыканий общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

Токи короткого замыкания оказывают термическое и электродинамическое действие на оборудование.

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить расчетную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения при параллельном включении всех источников питания. По расчетной схеме составляют схему замещения, на которой все магнитосвязанные электрические сети заменяют эквивалентной электрически связанной цепью. При этом все входящие в расчёт величины можно выражать в именованных единицах (киловольт-амперах, амперах, вольтах, омах) или относительных единицах (долях и процентах принятой базисной величины). В схему замещения вводятся все источники питания, участвующие в питании места короткого замыкания, и все сопротивления, по которым проходит рассчитываемый ток короткого замыкания. В схеме замещения намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

Выбор расчетных точек производится на основе анализа схемы электроснабжения с целью нахождения наиболее неблагоприятных условий повреждений, определяющих выбор аппаратов и проводников.

Как правило, расчетными точками являются выводы высшего напряжения понижающих трансформаторов, участки между выводами низшего напряжения трансформаторов, сборные шины распределительных устройств.

При наличии в схеме трансформаторов при составлении схемы замещения необходимо привести параметры элементов и Э.Д.С. различных ступеней трансформации к основной (базисной) ступени.

Исходная расчетная схема

рис. 2.1

1. Расчет в именованных единицах при среднем напряжении UСР.1 = 112 кВ

Схема замещения для расчёта тока короткого замыкания в точке К1:

рис. 2.2

Сопротивление системы (элементов схемы до шин 35 кВ питающей ПС)

Ом.

Активное и индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ

Ом;

Ом,

где RУД = 0,45 Ом/км - активное сопротивление 1 км провода марки АС-70. Удельное сопротивление проводов принимаем XУД = 0,4 Ом/км.

Индуктивное сопротивление трансформатора при среднем напряжении UСР.1 = 112 кВ

Ом,

где SН.Т. = 4 МВА - номинальная мощность трансформатора.

Результирующее полное сопротивление цепи до точки К1

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2600 А.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2240 А.

Ударный ток короткого замыкания в точке К1

кА

где кУ - ударный коэффициент, определяемый по кривой зависимости

. При Х / R = 35,59 / 2,25 = 15,82 кУ = 1,2.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К1

МВА.

Результирующее полное сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2 при среднем напряжении 112 кВ

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 37 кВ

кА или 1600А.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 37 кВ

кА или 130 А.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении UСР2 = 6,3 кВ

кА или 1620 А

Ударный ток короткого замыкания в точке К2

кА

где кУ - ударный коэффициент, определяемый по кривой зависимости

. При Х / R = 35,59 / 2,25 = 25,82 кУ = 1,55.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К2

МВА.

2. Расчет токов короткого замыкания в точке К2 в именованных единицах при среднем напряжении UСР2 = 11 кВ.

Схема замещения

рис. 2.3

Сопротивления системы и ВЛ, приведенные к среднему напряжению ступени UСР2 = 11 кВ

Ом;

Ом;

Ом.

Индуктивное сопротивление трансформатора

Ом.

Результирующее сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА или 1720 А.

3. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

Принимаем за базисную мощность Sб = 100 МВА и приводим к ней все сопротивления.

Сопротивление системы в относительных единицах

,

где МВА - сверхпереходная мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ питающей подстанции.

Относительные базисные сопротивления ВЛ 110 кВ

;

.

Относительное базисное сопротивление трансформатора

.

Схема замещения

Все сопротивления отнесены к одной и той же базисной мощности, поэтому составляем общую схему замещения для заданных двух точек КЗ и указываем на ней все относительные базисные сопротивления.

рис. 2.4

КЗ в точке К1

Базисное напряжение Uб = UСР1 = 37 кВ.

Базисный ток первой ступени (определяется при заданной величине Sб и Uб = UСР1 в месте короткого замыкания К1)

кА.

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К1

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА.

Короткое замыкание в точке К2.

Базисное или среднее напряжение ступени Uб = UCP.2 = 6,3 кВ.

Базисный ток при среднем напряжении в точке короткого замыкания

кА.

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К2

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА.

Результаты расчета токов короткого замыкания в именованных и относительных единицах совпадают. Расчет в именованных единицах более нагляден, расчет в относительных единицах более удобен.

Выбор и проверка основного высоковольтного оборудования

Аппараты и проводники первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:

- соответствию окружающей среды и роду установки;

- необходимой прочности изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях;

- допустимому нагреву токами длительных режимов;

- стойкости в режиме короткого замыкания;

- технико-экономической целесообразности;

- достаточной механической прочности;

- допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах;

Расшифровка обозначений

	- напряжение электрической установки, кВ;
	- номинальное напряжение выбранного аппарата, кВ;
	- среднее номинальное напряжение ступени, кВ;
	- наибольшее допустимое напряжение на разряднике, кВ;
	- наибольший расчетный ток нормального режима электроустановки, кА;
	- номинальный ток выбранного аппарата, кА;
	- отключаемый номинальный ток, кА;
	- ток трехфазного короткого замыкания по расчету, кА;
	- начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания, кА;
	- ударный ток короткого замыкания по расчету, кА;
	- кратность электродинамической стойкости по каталогу;
	- предельный ток термической стойкости, кА;
	- длительность протекания предельного тока термической стойкости по каталогу, с;
	- импульс квадратичного тока короткого замыкания (тепловой импульс) по расчету, кА2с;
	- время отключения выключателя (время действия тока короткого замыкания), с;
	- номинальный первичный ток (ТТ), А;

Выбор разъединителей

По условиям техники безопасности при производстве работ в установках необходимо иметь видимые разрывы цепи, откуда может быть подано напряжение. Указанное требование обеспечивается разъединителями, которые не имеют устройств для гашения дуги и не допускают переключений под нагрузкой.

В системе электроснабжения применяют разъединители наружной и внутренней установки. Разъединители наружной установки выполняют горизонтально-поворотного типа с ножами, вращающимися в горизонтальной плоскости, параллельной основанию.

На стороне 35 кВ выбираем разъединитель типа РНДЗ-35Б/1000У1.

Таблица 2.5.

Данные по разъединителям

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1. По напряжению Uуст  Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
2. По длительному току Iнорм Iном	Iнорм= 120 А I мак=210 А	Iном = 1000 А
3. По электродинамической стойкости Iп0  Iпр.с iу  Iпр.с	Iп0 = 2,1 кА iу = 3,56 кА	Iпр.с = 63 кА
4. По термической стойкости	Bк = =0,517 кА2с	Iтер = 25 кА tтер = 60 мс =

Обозначение типа разъединителя:

Р - разъединитель; Н - наружней установки; Д - двухколонковый; З - с заземляющими ножами; 35 - номинальное напряжение, кВ; 1000 - номинальный ток, А; У1 - климатическое исполнение (У - район с умеренным климатом, 1 - на открытом воздухе)

Выбор выключателей

На настоящем этапе развития технологий установка новых масляных выключателей взамен старых становится неоправданной. Поэтому целесообразней устанавливать вакуумные выключатели, имеющие преимущества перед масляными выключателями: малые эксплуатационные расходы, большой ресурс работы, экологически чистая дугогасящая среда. Более высокая цена вакуумных выключателей компенсируется меньшими расходами на его обслуживание.

Выключатели вакуумные с электромагнитным приводом, со встроенными трансформаторами тока типа ТОЛ - 35III - II - УХЛ1, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока при нормальных и аварийных режимах и способны выполнять стандартные циклы АПВ.

Выключатель представляет собой аппарат, состоящий из трех полюсов со встроенными трансформаторами тока ТОЛ - 35III - II - УХЛ1 и встроенного электромагнитного привода.

По сравнению с другими аппаратами аналогичного класса напряжения выключатели ВБС-35III-25/1600УХЛ1 имеют следующие преимущества:

высокий механический и коммутационный ресурс;

отсутствие в выключателе жидких изоляционных материалов (масло и т.п.);

высокая надежность и низкие эксплуатационные затраты (срок со времени введения выключателя в эксплуатацию до первого ТО - до 30 лет);

способность выполнения простого цикла АПВ при отсутствии питания в силовой цепи привода;

высокий уровень внешней и внутренней изоляции делает возможным эксплуатацию выключателя при сильной степени атмосферного загрязнения;

возможность установки до 12 встроенных трансформаторов тока;

возможность установки любых типов расцепителей в соответствии с ГОСТ 687-78;

простота конструкции и легкость при вводе в эксплуатацию;

малые габариты и вес.

На стороне 35 кВ выбираем 2 одинаковых вакуумных выключателя типа ВБС-35III-25/1600УХЛ1.

Таблица 2.6.

Данные по выключателям 35 кВ

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1. По напряжению Uуст  Uном	Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
2. По длительному току Iнорм Iном	Iнорм= 120 А	Iном = 1600 А
3. По отключающей способности		Iоткл.н = 25 кА
4. По включающей способности Iп0  Iвкл iу  iвкл	Iп0 = 2,1 кА iу = 3,56 кА	Iвкл = 25 кА iвкл = 63 кА
5. По термической стойкости	Bк =  =0,517 кА2с	Iтер = 25 кА tтер = 3 с =

На стороне 6 кВ выбираем вакуумные выключатели типа ВБЭТ-10-12,5/800 УХЛ2.

Таблица 2.7.

Данные по выключателям 6 кВ

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1. По напряжению Uуст  Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 6 кВ
2. По длительному току: Iнорм Iном	Iнорм= 678 А	Iном = 800 А
3. По отключающей способности		Iоткл.н = 25 кА
4. По включающей способности Iп0  Iвкл iу  iвкл	Iп0 = 3,53 кА iу = 7,69 кА	Iвкл = 12,5 кА iвкл = 32 кА
5. По термической стойкости	Bк =  =4,42 кА2с	Iтер = 12,5 кА tтер = 3 с =

Обозначение типа выключателей ВБС-35III-25/1600УХЛ1 и ВБЭТ-10-12,5/800 УХЛ2

В - выключатель; Б - вакуумный; Э - с электромагнитным приводом; С - стационарный; 35 или 10 - номинальное напряжение, кВ; 25 или 12,5 - номинальный ток отключения; 630 или 800 - номинальный ток; УХЛ - климатическое исполнение ГОСТ 15150-69.

Выбор ограничителей перенапряжения

электроснабжение цех нагрузка

Конструкция ограничителя

Основным элементом ограничителя перенапряжения является варисторный диск с высоколинейной вольтамперной характеристикой. Варисторные диски изготавливаются по керамической технологии из оксида цинка с добавлением оксидов других металлов. Колонки дисков помещают в изоляционный герметичный корпус, защищающий от влажности. Контактное нажатие между отдельными дисками осуществляется контактной пружиной.

Полимерные корпуса обеспечивают взрывобезопасность ограничителей перенапряжений, поскольку даже при разрыве их полимерной покрышки не образуется разлетающихся кусков, как при взрыве ограничителя в фарфоровом корпусе.

Принцип работы ограничителя

В случае, когда на выводах ограничителя появляется перенапряжение, активная составляющая тока резко возрастает. Ограничитель абсорбирует электрическую энергию, заменяя ее тепловой энергией и за счет высокой нелинейной вольтамперной характеристики даже при значительной величине разрядного тока не допускает до опасного для защищаемого оборудования роста напряжения. После спада перенапряжения тепловая энергия, накопленная в варисторах, отводится через корпус в окружающую среду, и ограничитель возвращается в состояние ожидания очередного перенапряжения.

На стороне 35 кВ выбираем ограничитель перенапряжения нелинейный типа ОПН-35 УХЛ2.

Таблица 2.8.

Данные по ограничителям перенапряжения 35 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
По длительно допустимому рабочему напряжению:

На стороне 6 кВ выбираем ограничитель перенапряжения нелинейный типа ОПН-6 УХЛ2.

Таблица 2.9.

Данные по ограничителям перенапряжения 6 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
По длительно допустимому рабочему напряжению:

Выбор трансформатора тока

Трансформаторы тока в установках напряжением выше 1 кВ имеют следующее предназначение:

- отделить цепи высокого напряжения от цепей измерительных приборов или аппаратов защиты, обеспечивая безопасность их обслуживания;

- снизить измеряемый ток до значения, допускающего подключение последовательных катушек измерительных приборов или аппаратов защиты.

Встроенные трансформаторы тока устанавливают в бак выключателя на напряжение 10-220 кВ.

На стороне 35 кВ устанавливаются встроенные в выключатель трансформаторы тока типа ТОЛ - 35III - II - УХЛ1.

Таблица 2.10.

Данные по трансформаторам тока 35 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. По напряжению:
2. По длительному току: Iраб.н  I1ном
3.По электродинамической стойкости:	= 3,56 кА;	= 300 А =
4. По термической стойкости:		= 10 А ; = 4 с.

На стороне 6 кВ устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛМ-6УТ3.

Таблица 2.11.

Данные по трансформаторам тока 6 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. По напряжению:
2. По длительному току: Iраб.н  I1ном
3. По электродинамической стойкости:	= 3,53 кА;	= 800 А =
4. По термической стойкости:		= 10 А ; = 4 с.

Обозначение типа трансформаторов:

ТОЛ - 35III - II - УХЛ1, ТЛМ-6УТ3

Т - трансформатор тока; В - встроенный; Л - с литой изоляцией; М - модернизированный; 35 или 6 - напряжение ввода; У - климатическое исполнение; 300/5 - вариант исполнения

Проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения используются для питания измерительных приборов и реле.

На подстанции установлены трансформаторы напряжения серии НАМИ - 6 - 66УЗ.

Таблица 2.12.

Расчет вторичной нагрузки

Наименование и тип прибора	Активная мощность Р, Вт	cos	Полная мощность, ВА	Количество, шт	Суммарная полная нагрузка, ВА
Вольтметр	2,0	1,0	2,0	1	350,4
Амперметр	0,5	1,0	0,5	13
Счетчик активной энергии	4,0	0,38	10,5	13
Счетчик реактивной энергии	6,0	0,38	15,8	13

Проверка производится по напряжению и вторичной нагрузке.

Таблица 2.13.

Данные по трансформаторам напряжения

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. По напряжению:	= 6 кВ	= 6 кВ
2. По вторичной нагрузке:	= 350,4 ВА	= 630 ВА

Проверка предохранителей в цепях трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения

В цепи ТСН ПС установлен предохранитель типа ПКТ 101 - 40УЗ.

Таблица 2.14.

Данные по предохранителям

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. По напряжению Uуст  Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 6 кВ
2. По длительному току: I раб.н  Iном	Iраб.н = 2 А	Iном = 10 А
3. По номинальному току отключения	= 4,8 кА	= 12,5 кА

Релейная защита

Трансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию в них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы должны снабжаться соответствующей релейной защитой.

В соответствии с назначением для защиты трансформаторов при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит:

Дифференциальная защита для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки силовых трансформаторов.

Токовая отсечка мгновенного действия для защиты трансформатора при повреждениях его ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания.

Защита от замыканий на корпус.

Газовая защита для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также понижением уровня масла.

Максимальная токовая защита. Эта защита действует с выдержкой времени от сверхтоков.

Защита от перегрузок, действующая на сигнал, для оповещения дежурного персонала или с действием на отключение на подстанциях без постоянного дежурного персонала.

Дифференциальная защита

Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты силовых трансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях:

на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше;

на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВА и выше;

на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низшего напряжения (), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 1 с.

При параллельной работе трансформаторов дифференциальная защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное отключение поврежденного трансформатора. Для выполнения дифференциальной защиты трансформатора устанавливаются ТТ со стороны всех его обмоток. Вторичные обмотки ТТ соединяются в дифференциальную схему и параллельно к ним подключается токовое реле.