Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общий раздел

1.1 Краткая характеристика проектируемого объекта

2. Расчетно-технический раздел

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.2 Выбор схемы электроснабжения и напряжения

2.3 Расчет и выбор мощности трансформаторов

2.4 Расчет токов короткого замыкания

2.5 Выбор электрооборудования

2.6 Релейная защита силового трансформатора

2.7 Автоматика электроснабжения

2.8 Расчет защитного заземления

2.9 Перенапряжения и молниезащита

3. Экономический раздел

3.1 Определение численности обслуживающего персонала и фонда заработной платы

3.2 Расчет потребности эксплуатационного запаса электрооборудования

3.3 Расчет себестоимости 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии

4. Охрана труда

4.1 Действие электрического тока на организм человека

4.2 Противопожарная безопасность

4.3 Охрана окружающей среды

5. Специальный раздел

5.1 Грозозащита линий электропередачи

5.2 Грозозащита станций и подстанций

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

В топливно-энергетическом и сырьевом комплексе страны, ведущая роль принадлежит нефтяной и газовой промышленности. В последнее время значительно увеличились объемы и темпы добычи нефти, за счет привлечения иностранных инвестиций. Разработка шельфа Каспийского моря позволит к 2010 году добывать 60-65 млн. тонн нефти, что потребует создания эффективных и надёжных систем электроснабжения (СЭС).

Выход экономики Республики Казахстан на международный рынок, изменения в отношениях между поставщиком электроэнергии и потребителями, потребление электроэнергии совместными предприятиями и зарубежными фирмами предъявляет жесткие требования к качеству электроснабжения и качеством электроэнергии. Этим и вызван повышенный интерес к проблеме надёжности систем электроснабжения.

Электроэнергетика является интегральной частью мирового энергетического хозяйства. Ее состояние и перспективы во многом определяются состоянием и перспективами развития всей мировой энергетики и ее ресурсной обеспеченности.

Электроэнергетика в Прикаспии начиналась с нуля. До Октябрьской революции 1917 г. в г. Атырау (г. Гурьев) не было ни одного источника электроснабжения.

Первый дизельный с электроагрегатом мощностью всего в десять киловатт появился в Атырау в 1922 г. Он обслуживал открывшийся в городе кинотеатр.

Единственной электростанцией на территории Атырауской (бывшей Гурьевской) области до Октябрьской революции была Доссорская дизельная станция, где были установлены два двигателя по 200 лошадиных сил. Она-то и являлась «энергетической» базой области в первые годы советской власти. Гражданская война, интервенция, разруха на транспорте и на производстве не давали возможности для развития энергетики. Это сдерживало добычу нефти, тогда как бывший Союз остро нуждался в топливе. В то время заводы не производили энергетического оборудования. Вопросы электрификации нефтяных промыслов Эмбы решались за счет устаревшего импортного оборудования. Так, на нефтепромысле Макат, на 42 участке была создана первая электростанция мощностью 80 л. с. с генератором постоянного тока.

Развитие энергетики края началось одновременно с реконструкцией всей нефтяной промышленности в годы первых пятилеток.

В июне 1926 г. в Макате была пущена электростанция мощностью 220 л. с. с генератором переменного тока напряжением 2000 вольт.

В 1927 г. здесь была введена новая дизельная электростанция, состоявшая из четырех генераторов английской фирмы «Рустон Горнсби» общей мощностью 1050 л. с. В то время эта станция была самой мощной. Одновременно со строительством Макатской была расширена Доссорская ДЭС путем установки двух дизелей общей мощностью 700 л.с. Эти электростанции позволили электрифицировать нефтедобычу на основных нефтяных промыслах Эмбы -- в Доссоре, Макате -- и осветить жилища нефтяников. По мере открытия новых месторождений нефти производилось строительство электростанции на новых нефтепромыслах. Были построены дизельные электростанции в Сагизе, Байчунасе, Искине, Комсомольске, Кошкаре, Косчагыле, Каратоне, Индере и Гурьеве. Общая мощность этих электростанций составила 15 тыс. кВт. Все они работали раздельно, обслуживая лишь тот промысел, на котором находились. Это было большое и сложное энергохозяйство, которое подчинялось руководителям нефтепромыслов, хотя в Атырау тогда уже (с 1941 по 1944 гг.) существовала контора «Электроток», которая была организована приказом Народного Комиссара «Нефтепрома» № 239 от 20 мая 1941 г. в Атырау и находилась в составе «Казнефтекомбината» Наркомнефти СССР. На нее возлагались производство и передача электроэнергии и сбыт ее. При организации в ее состав вошли дизельные электростанции в Атырау, Искине, Косчагыле, Байчунасе, центральная энерголаборатория и ремонтные мастерские в Атырау, стройотдел «Казнефтекомбината», электромантаж и контора электросвязи.

В 50-х гг. основным источником электроэнергии для города и ряда пригородных колхозов была Гурьевская ДЭС. На ней быдо установлено четыре дизель-генератора: первый и второй марки БМБ по 400 кВт. Этой электростанции хватало только для города, а когда приходилось останавливать дизели на ремонт, то вводились большие ограничения потребителей.

С 1945 г. начался новый этап в развитии энергетики области --сооружение паротурбинных электростанций. В этом году на Гурьевском нефтеперерабатывающем заводе была введена ТЭЦ.

На станции было установлено 6 паровых вертикально-водотрубных 2-барабанных котлов фирмы «Рейли-Стоккер» паропроизводительностью по 34 т/ч на параметры пара 40 кгс/см2 и 315 °С и 2 паровые турбины типа АПТ-6 фирмы «Дженералэлектрик» номинальной электрической мощностью по 6 МВт, тепловой отбор турбин -- по 47,1 Гкал/ч. Оборудование станции изготовлено в США и получено по ленд-лизу в годы Великой Отечественной войны.

В следующем, 1946 г., было начато строительство Кульсаринской центральной электростанции.

Одновременно с Кульсаринской велось строительство второй тепловой электростанции -- на промысле Доссор. в 1949 г. здесь были введены уже два турбоагрегата.

В 1955 г. по Кульсаринской ЦЭС вводятся в эксплуатацию второй и третий турбоагрегаты по 1,5 МВт каждый, в 1957 г. -- четвертый турбоагрегат, в 1958 г. -- пятый, по 6 МВт каждый. Общая мощность Кулъсаринской ЦЭС достигла 16,2 МВт. В 1958 г. первый турбоагрегат был поставлен на консервацию.

В 1960 г. на ТЭЦ НПЗ был поставлен под нагрузку турбоагрегат №3.

С ростом тепловых нагрузок завода и города (станция и в то время частично обеспечивала электроэнергией и теплом коммунально-бытовые потребности города) ТЭЦ была расширена за счет ввода в эксплуатацию двух паровых котлов типа ТМ-35 Белгородского котлостроительного завода паропроизводительностью по 35 т/ч и одной паровой турбины типа АК-4 электрической мощностью 4 МВт. Мощность станции достигла 16 МВт.

Возникла необходимость транспортировки электроэнергии потребителям на дальние расстояния, и в пятидесятые годы ведется интенсивное строительство линий электропередачи напряжением 35--110 кВ, связавших отдельные и паротурбинные и наиболее крупные ДЭС в единую энергосистему.

Наращивание паротурбинных генерирующих мощностей и строительство линий электропередачи, связавших между собой нефтедобывающие промыслы, позволило постепенно выводить из работы маломощные дизельные электростанции.

Продолжали работать первая очередь Кульсаринской ЦЭС, Доссорская ЦЭС, строилась вторая очередь Кульсаринской ЦЭС. А энергетической мощности в области все не хватало.

И в 1957 г. трестом «Казэнергонефть» был заключен договор с трестом «Передвижных электростанций» Министерства энергетики СССР на предмет аренды энергопоезда № 317 чехословацкого производства. Мощность его была 2500 кВт. Установлен он был на территории Гурьевской дизельной станции. Из ее здания были убраны два дизель-генератора марки МАН и на их место установили два вагона с котлами от энергопоезда и вагон водоподготовки. В целом энергопоезд состоял из одиннадцати вагонов.

Энергопоезд был смонтирован, пущен в эксплуатацию в 1958 г. и проработал до пуска Атырауской ТЭЦ (1963 г.)

Кроме энергопоезда, ДЭС и ТЭЦ нефтеперерабатывающего завода, других источников электроснабжения в 50-х гг. не было.

В то время для строящегося завода «Синтезспирт» (в дальнейшем до 1995 г. АО «Полипропилен») строили ТЭС. Руководством треста «Казэнергонефть» было предложено не продолжать строить ТЭС, а на ее базе прейти на строительство районной ТЭЦ с отделением ее от завода «Синтезспирт» и передачей в ведение треста «Казэнергонефть».

1 февраля 1959 г. была организована дирекция строящейся Гурьевской райТЭЦ. Было рассмотрено три варианта перепрофилирования ТЭС. Последний вариант предусматривал встроить в существующее здание два котла (120 т/час) и две турбины по 12 МВт. Это была первая очередь.

Суммарная мощность электростанций энергосистемы в год образования составила 27,3 МВт, годовая выработка электроэнергии --118,6 млн кВт.ч, отпуск тепловой энергии -- 109, 2 тыс. Ккал.

В конце 1962 г. в основном было завершено строительство объектов первой очереди ТЭЦ. 31 декабря был осуществлен пуск первых агрегатов, и 28 января 1963 г. считается датой ввода ТЭЦ в эксплуатацию.

При монтаже второй очереди ТЭЦ построили новый современный железобетонный корпус. Установили еще три котла по 160 т/ч и две турбины по 25 МВт. С момента пуска первой и второй очередей ТЭЦ стала создаваться система теплофикации города.

В 1976 г. ТЭЦ вышла на проектную мощность 249 МВт.

В настоящее время в Атыраускую энергосистему входят Атырауская ТЭЦ (249 МВт) с параллельно работающей блок-станцией ТЭЦ Атырауского НПЗ (12 МВт) и Тенгизская ГТС (144 МВт).

Строительство линий электропередачи в Атырауской области началось при освоении нефтяных месторождений. Первые линии электропередачи напряжением 2кВ трансформаторные пункты и низковольтные ЛЭП были построены на нефтепромыслах Доссор и Макат в 20-х гг. и предназначались для передачи электроэнергии от дизельных электростанций к объектам нефтедобычи и жилого сектора. В дальнейшем на вновь открываемых месторождениях электроснабжение от дизельных электростанций осуществлялось по ЛЭП-6 кВ.

В 40-х гг. электронагрузки на нефтепромыслах возросли настолько, что дизельные электростанции уже не смогли покрывать их. Расширять их было нецелесообразно, и развитие энергетики пошло по пути централизации выработки электроэнергии на тепловых паротурбинных электростанциях и строительства линий электропередачи от ЦЭС до нефтепромыслов. Первая ЛЭП напряжением 35 кВ была построена от Искинской ДЭС до Байчунаса. Вторая -- от Кульсаринской ЦЭС до Косчагыла -- была построена уже после окончания войны и уже по заказу треста «Казэнергонефть». К этому времени ДЭС и электросети 6 кВ были переданы нефтепромыслами на баланс этого треста, и началось планомерное строительство воздушных электролиний. Для передачи электроэнергии с Доссорской ЦЭС к потребителям были построены ЛЭП-35 кВ Доссор--Байчунас, Доссор--Сагиз, Доссор--Макат, Макат--Сагиз, Сагиз--Кошкар, Кошкар--Комсомольск. Это позволило снять дефицит в электроснабжении нефтепромыслов Макатского района, повысить надежность, качество электроснабжения, вывести из работы дизельные электростанции с изношенным оборудованием. Доссорская ЦЭС работала на угле (впоследствии была переведена на нефть), а Кульсаринская -- на попутном газе и нефти. Так как мощности этих ЦЭС были к тому времени исчерпаны, встал вопрос об их расширении, который решился в пользу Кульсаринской ЦЭС. Для передачи электроэнергии от нее потребителям необходимо было строительство ВЛ, но уже с более высоким напряжением.

Так как ощущался дефицит металла, в качестве материала для опор ЛЭП были использованы бурильные трубы.

Когда решился вопрос с конструкцией опор, из труб были запроектированы ЛЭП-110 кВ Кульсары--Комсомольск и Кульсары--Каратон. Первая такая в области ЛЭП была построена в 1956 году, она соединяла Кульсаринскую ЦЭС с Доссорской и давала возможность передавать мощность с раширяемой Кульсаринской ЦЭС и бесперебойно снабжать потребителей при ремонте ЛЭП-35 кВ от Кульсары до Доссора и ремонте оборудования на Доссорской ЦЭС. А вторая -- решала вопрос покрытия нагрузок Каратонского узла, так как Каратонская ДЭС уже не покрывала возрастающие нагрузки.

Строительство ЛЭП-110 кВ Кульсары -- Комсомольск велось подрядной организацией СМУ-7 Московского треста № 8. Так как подрядчик уже не мог выполнять всевозрастающие объемы сетевого строительства, в 1956 г. при тресте «Казэнергонефть» был создан электромонтажный участок по строительству ЛЭП и подстанций. И уже ЛЭП Кульсаринская ЦЭС -- Кульсары строилась хозспособом трестом «Казэнергонефть».

И для эксплуатации электросетей приказом совнархоза от 16 декабря 1960 г. было создано предприятие «Управление высоковольтных сетей» с передачей ему на баланс всех высоковольтных электросетей и ДЭС.

Чтобы решить вопрос о соединении Атырауской ТЭЦ с образовавшимся энергоузлом Доссорской и Кульсаринской ЦЭС, необходимо было построить ВЛ-110 кВ Гурьев--Доссор и Атырау--Карсак.

Первой включили в план строительства ВЛ-110 кВ Атырау--Доссор.

Ввод в эксплуатацию ВЛ-110 кВ Атырау--Доссор--Кошкар и перевод ЛЭП-35 кВ Кошкар--Комсомольск на напряжение 110 кВ создали условия для параллельной работы всех электростанций, перевода энергетическиих нагрузок на Атыраускую ТЭЦ и вывода из эксплуатации менее экономичных Доссорской и Кульсаринской ЦЭС.

В Гурьеве был создан участок треста «Казсельэлектросетьстрой», и его мехколонны начали строить электросети на селе.

Были построены подстанции Орлик, Махамбет, Сорочинка, Птицефабрика, Новобогатинская, Чертомбай, Ганюшкино, Дашино, Миялы, Райгородок, Карабау, Амангельды и другие. А также ЛЭП-110 кВ Бузан--Чертомбай--Ганюшкино, Баскунчак--Суюндук, Суюндук--Асан; ЛЭП-35 кВ Ганюшкино--Дашино, Ганюшкино--Ногайбай, Суюндук--Балкудук для электроснабжения потребителей Тенгизского района; ЛЭП-110 кВ Индер--Райгородок; ЛЭП-35 кВ Райгородок--Карабау, Райгородок--Миялы, Уил--Миялы для электроснабжения потребителей Кзылкогинского района; подстанция 110/35/10 кВ в Махамбете и ВЛ-35 кВ Махамбет--Тандай, Махамбет--Егизгуль, Махамбет--Сорочинка для электроснабжения потребителей Махамбетского района. Тысячи километров ЛЭП пролегли по степным просторам Атырауской области, позволив подключить к государственной энергосистеме не только районные центры, центральные усадьбы совхозов, но и отдаленные отделения и чабанские зимовки.

В 1972 г. управление высоковольтных сетей было переименовано в Атырауское предприятие электросетей с передачей ему на баланс коммунальных электросетей.

До 1976 г. Атырауская энергосистема электрической связи с другими энергосистемами СССР не имела и работала изолированно.

С вводом в эксплуатацию в 1976 г. линии электропередачи Атырау--

Уральск (Атырау--Индер--Уральск--Кинель) протяженностью 475,8 км появилась межсистемная связь с объединенной энергосистемой Средней Волги.

В 1979 г. после завершения строительства двухценой ЛЭП-110 кВ Кульсары--Опорная--Бейнеу появилась связь между Атырауским и Мангышлакским энергоузлами, что повысило надежность электроснабжения потребителей Атырауской области.

Для электроснабжения месторождения Тенгиз в 1985 г. построена ВЛ-110 кВ Тенгиз--Прорва.

В 1988 г. введена в эксплуатацию транзитная ВЛ-220 кВ Актау--Бейнеу--Тенгиз, что позволило связать Мангышлакский атомно-энергетический комбинат с энергетическими системами Атырауской и Западно-Казахстанской областей и ОДУ Средней Волги.

В 1997 г. Управление «Атырауэнерго» было преобразовано в Атыраускую распределительную электросетевую компанию (АРЭК) с филиалами -- городские электрические сети и высоковольтные электрические сети.

В 1998 г. эл. сети с подстанциями и ВЛ 220 кВ были переданы в Западный филиал магистральных электрических сетей (3 МЭС) ОАО КЕGОС (Казахстанская компания по управлению электрическими сетями).

Раздел 1. ОБЩИЙ

1.1 Краткая характеристика проектируемого объекта

Заданием дипломного проекта является проектирование электроснабжение нефтяного месторождения. Источниками питания являются шины 110 кВ районной подстанции.

Удаленность от подстанции до проектируемого объекта составляют 25 км. Общая потребляемая мощность потребителей составляет 6795 кВА. На основе технико-экономических сравнений по капитальным затратам и годовым потерям электроэнергии напряжение внешнего электроснабжения принято равным 110 кВ. Питание осуществляются двухцепной воздушной линии с проводом АС-70 . Единичная мощность трансформаторов подстанции составляет 6300 кВА.

В соответствии с типовыми проектными решениями и, учитывая количество присоединений приняты, следующее принципиальные схемы распределительных устройств. На стороне высшего напряжения - два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны питающих линии. В качестве перемычек взято разъединители типа РНДЗ. Для создания искусственного короткого замыкания выбран однополюсной короткозамыкатель, который включается автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании привода релейной защиты. На высшей стороне также установлены заземлители, включаемые в нейтраль трансформаторов.

На стороне низшего напряжения -10 кВ с одним секционированием выключателем системы шин установлены : трансформаторы тока и напряжения предназначенные для питания токовых катушек измерительных приборов и реле, а также для катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты, измерения и контроля за напряжением. Для защиты оборудования распределительных устройств от электромагнитных волн перенапряжения, приходящих по линиям электропередачи выбран разрядники. Для питания собственных нужд подстанции предусмотрена установка трансформаторов мощностью по 40 кВА на напряжение 10/0,4-0,23 кВ. Распределительное устройство принято открытыми, компоновка типовая РУ-10 кВ принимаемая КП1П5 с установкой шкафов КРУН серии К-49 .

На подстанции предусмотрена релейная защита и автоматика в объеме с требованиями ПУЭ. Для защиты обслуживающего персонала предусмотрено в проекте техника безопасности и противопожарные мероприятия . Кроме этого в проекте рассмотрены вопросы по экономике определено численность обслуживающего персонала и фонд заработной платы , определен экономический эффективность выбранного варианта .

Источник питания - шины 110 и 35 кВ узловой подстанции.

Мощность КЗ на шинах 110 кВ источника - 2000 МВА.

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки нефтяного месторождения

№	Потребители	Установленная мощность	КС	cos ц
1.	Станки - качалки	100 шт х 18 кВт=1800 кВт	0,67	0,8
2.	Технологическая насосная	2 х 400 кВт = 800 кВт	0,78	0,9
3.	Электродегидраторы	4 х 200 кВт = 800 кВт	0,8	0,88
4.	Насосная водоснабжения	80 кВт	0,75	0,8
5.	Котельная	35 кВт	0,76	0,75
6.	Узел связи	35 кВт	0,76	0,75
7.	Производственный блок	60 кВт	0,88	0,75
8.	Насосная внешней перекачки	4 х 400 кВт = 1600 кВт	0,75	0,8
9.	БКНС	2(2 х 400) = 1600 кВт	0,8	0,9
10.	Водозаборные скважины	20 х 40 кВт = 800 кВт	0,75	0,88
11.	Вахтовый поселок	75 кВт	0,87	0,75

Раздел 2. РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ

2.1 Расчет электрических нагрузок

электрический напряжение замыкание заземление

При проектировании силовых электрических сетей большое значение имеет правильное определение расчетных электрических нагрузок от которых зависят капитальные затраты, расход проводникового материала, величина потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Потребителями электроэнергии нефтеперерабатывающего завода являются:

Установка по очистке нефти;

Насосные установки по перекачке нефти;

Компрессорные установки;

Установки по вентиляции и кондиционирования;

Запорная арматура;

Котельная.

По надёжности электроснабжения согласно классификации и требованиям Правил Устройствами Электроустановок основные технологические производства относятся к 1 и 2 категории потребителей электроэнергии.

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей промышленного предприятия.

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе.

При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятии основными являются три вида нагрузок: активная Р, реактивная мощность Q и ток I.

В системе электроснабжения используется много разных методов определение электрических нагрузок:

Метод коэффициента спроса;

Метод упорядоченных диаграмм;

Метод удельных плотностей нагрузок;

Метод удельного потребления энергии на единицу времени;

Метод определения электрических нагрузок однофазных приемников.

В данном дипломном проекте используется метод коэффициента спроса. Коэффициенты спроса учитывают графики нагрузок определенных групп потребителей.

Расчетная активная мощность определяется формулой:

Рр= Ру • кс (2.1)

где Ру- установленная активная мощность, кВт.

Зная, ориентировочно значение средневзвешенного коэффициента мощности отдельных потребителей, можно определить расчетную активную мощность:

Qр= Рр • tg ц (2.2)

где tg ц-находится по таблицам тригонометрических функции для

средневзвешенного коэффициента мощности cos цср.

Полная расчетная мощность определяется как:

(2.3)

Принимая табличные значения Кс составляем таблицу 2.1 расчетных нагрузок для нефтяного месторождения.

Таблица 2.1 - Расчет нагрузок месторождения

Наименование потребителей	Установл. мощность	Коэфф. спроса		Расчетная мощность активн. реакт.
Станки-качалки	1800	0,67		1206	904,5
Технологическая насосная	800	0,78		624	299,52
Электродегидраторы	800	0,8		640	339,2
Насосная водоснабжения	80	0,75		60	45
Котельная	35	0,76		26,6	23,4
Узел связи	35	0,76		26,6	23,4
Производственный блок	60	0,88		52,8	46,46
Насосная внешней перек.	1600	0,75		1200	900
БКНС	1600	0,8		1280	614,4
Водозаборные скважины	800	0,75		600	318
Вахтовый поселок	75	0,87		65,25	57,42
Итого				5781,25	3571,3

Полная расчетная мощность:

2.2 Выбор схемы электроснабжения и напряжения

Основные принципы построения схем электроснабжения промышленных предприятий:

а) максимальное приближение источников высокого напряжения 35--330 кВ (районных и. узловых подстанций системы УРП) к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ), размещаемых рядом с энергоемкими производственными корпусами;

б) резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок;

в) секционирование всех звеньев системы электроснабжения начиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них системы автоматического ввода резерватом, гл. 10) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов системы электроснабжения, что снижает токи КЗ, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.

Систему электроснабжения можно подразделить на систему внешнего электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ЦРП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций).

Существует следующая классификация сетей электроснабжения:

а) сети внешнего электроснабжения--от места присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП);

б) сети внутреннего; электроснабжения -- внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.

Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.

Электроснабжение промышленного объекта может осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции (при этом последняя имеет связь с системой и работает с ней параллельно).

Трансформаторные подстанции по типу аппарата установленного на стороне высшего напряжения делятся на следующие:

а) с короткозамыкателем и отделителями;

б) с масляным выключателем.

Схема с короткозамыкателями и отделителями на стороне высшего напряжения рекомендуется как более дешевая в исполнении и не менее надёжная в эксплуатации, чем схема с масляным выключателем.

Однако применение схемы с короткозамыкателем и отделителями возможно только для тех случаев, когда операция по включению и отключению трансформаторов не проводится ежедневно по причине соблюдения экономической целесообразного режима работы.

Если включения и отключения трансформаторов происходит ежедневно, то следует выбрать схему с масляным выключателем.

В данном дипломном проектировании принимаем схему с отделителем и короткозамыкателем.

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятии важным вопросом является выбор рациональных напряжении для схемы, поскольку их значения определяют параметры линии электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанции и сетей, а следовательно, размеры капиталовложения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Для электроснабжения нефтяного промысла намечаем главную понизительную подстанцию для присоединения к ней промышленных распределительных сетей. Так как, нефтяной промысел относится в основном ко 1 и 2 категории по надёжности электроснабжения, то на ГПП намечаем установку двух силовых трансформаторов.

Питание ГПП намечаем по двум воздушным линиям. Источник питания ПС 110/10 кВ удалён на расстоянии 25 км. С учетом расчетной нагрузки и удалённости объекта от источника электроэнергии предварительно определяем величину рационального напряжения из формулу:

Uрац.= 16 4 Р? ? , [кВ] (2.4)

где Р- расчетная мощность, МВт;

?- расстояние в км.

Uрац.= 16

Для технико-экономического обоснования рассматриваем два варианта по уровню напряжения:

Вариант 1 U1< Uрац. U1=110 кВ;

Вариант 2 U2> Uрац. U2=35 кВ.

Первую схему принимаем с отделителем и короткозамыкателем, вторую схему с масляным выключателем.

Производим расчет для варианта 1:

Расчетная сила тока:

Iр= = А

Площадь сечения проводов ЛЭП определяем по экономической плотности тока:

Fэк.= =

где jэк.= 1,4 А/мм2- экономическая плотность тока, по табл. 4.2 [2].

Принимаем две линии с проводом марки АС и сечением Fст=70 мм2 на железобетонных опорах, т.к. для проводов напряжением 110 кВ минимальная площадь сечения составляет 70 мм2. Стоимость воздушной линии с проводом АС-70 на железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей составляет 1350 т.тенге (Таблица 2.2).

Произведем поверку АС-70 на условия нагрева:

Iдоп. Iрасч.

условие соблюдается так как Iдоп=265 > Iрасч= 35,7 А

Таблица 2.2 - Технико-экономические данные ЛЭП

Марка провода	Потери мощности на одну цепь (кВт/км)	Длительно-допустимая токовая нагрузка на одну цепь (А)	Стоимость, т.тенге
АС-70	125	265	1350
АС-95	134	330	1130

Для варианта 2:

Расчетная сила тока:

Iрасч.= = А

Площадь сечения проводов ЛЭП определяем по экономической плотности тока:

Fэк.= =

Принимаем ближайшее меньшее стандартное сечение провода АС-95 с допускаемой нагрузкой 330 А.

Произведем проверку провода АС-95 на условие нагрева условие соблюдается так как Iдоп=330 > Iрасч=112 А

Составляем таблицы 2.3 - 2.4 затрат для обеих вариантов.

Таблица 2.3 - Вариант 1 - 110/10 кВ

Наименова- ние оборуд.	Единица измере- ния	Количество	Стоимость, т.тенге единицы общая
Силовой трансформ. ТДН-10000/110	шт.	2	3650	7300
Отделитель ОД-110	шт.	4	20,5	41
Короткозамыкатель КЗ-110	шт	2	29,3	58,6
Линия ЛЭП-110 кВ, АС-70	км	25	1350	33750
Итого				41149,6

Таблица 2.4 - Вариант 2 - 35/10 кВ

Наименов. оборудов.	Единица измерения	Количество	Стоимость, т.тенге единицы общая
Силовой трансформ. ТД-10000/35	шт.	2	1235	2470
Масляный выключат.С-35	шт.	3	140	420
Линия ЛЭП-35 кВ, АС-95	км	25	1130	28250
Итого				31140

Определяем эксплуатационные расходы.

Таблица 2.5 - Технико-экономические данные трансформаторов

Тип трансформа тора	Sн кВА	Потери, кВт ?Рхх | ?Ркз	Uкз %	Яхх %	к т.тенге
ТДН-10000/110	10000	15 58	10,5	0,75	7300
ТД-10000/35	10000	14,5 65	7,5	0,8	2470

Вариант 1

Потери электрической энергии в линиях:

?Эл = n • Р ? ? ? кз2 ? ф [кВт ч] (2.5)

где ?Р- потери мощности 1 км линии;

ф - время максимальных потерь;

n - количество линии;

кз- коэффициент загрузки;

кз = =

где Iдоп.- допустимый ток для провода АС-70.

Тогда:

?Э= 2 ? 125 ? 25 ? 0,132 ? 2800 = 295750 кВт ч

Потери энергии в трансформаторе:

Этр.= n (?Рхх + )•Т+n кз2 • (?Ркз + ) ф, [кВт ч] (2.6)

где n- количество трансформаторов;

Рхх- потери холостого хода;

Ркз- потери при коротком замыкании;

Iхх- ток холостого хода;

ф - время потерь в часах;

Uк- напряжение короткого замыкания;

Sн- номинальная мощность трансформатора;

ки- коэффициент изменения потерь;

Т- фактическое время работы в часах.

Этр=2(15+)8760+2?0,332(58+)?2800 = 395887 кВтч

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп=С0 (?Эл+ Этр.), [т.тенге] (2.7)

Сп= 4 (295750 + 395887) = 2766548 = 2766 т.тенге

где С0- стоимость 1 кВт ч электрической энергии.

Амортизационные отчисления:

Са= , [т.тенге] (2.8)

где Рл,Ртр.,Роб.- соответственно нормы амортизации линии, трансформаторов и оборудование;

кл,ктр,коб - соответственно стоимости линии, трансформаторов и оборудования

Тогда:

Са= т.тенге

Эксплуатационные расходы:

С=Сп+ Са , [т.тенге] (2.9)

С= 2766 + 1847 = 4613 т.тенге

Приведенные затраты:

З= 0,125 • к + С, [т.тенге] (2.10)

З= 0,125 ? 41149 + 4613 = 9756 т.тенге

к = кл+коб+ктр= 33750 + 99,6 +7300 = 41149 т.тенге

Аналогично производим расчет варианта 2 и все полученные данные расчетов заносим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Сравнение технико-экономических показателей

№/п	Наименование расходов	I вариант тыс.тенге	II вариант тыс.тенге
		110/10 кВ	35/10кВ
1.	Капитальные затраты	41149	31140
2.	Эксплуатационные расходы всего: в том числе: а) стоимость потерь б) амортизац. отчислен.	4613 2766 1847	10967 9718 1249
3.	Приведенные затраты	9756	14859

Из таблицы 2.6 видно, что Вариант-1 110/10 кВ с отделителем и короткозамыкателем выгоднее и дешевле чем вариант 35/10 кВ.

2.3 Расчет и выбор мощности трансформаторов

Выбор числа трансформаторов, типа и схемы питания подстанций обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться, кроме того, конфигурация производственных помещений, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы применяемого электрооборудования.

Следует широко применять КТП и КРУ.

Выкатные тележки КРУ рекомендуется применять:

а) в крупных и ответственных установках, в которых необходима быстрая взаимозаменяемость при повреждении основного аппарата -- выключателя;

б) в машинных залах металлургических и химических предприятии; компрессорных, насосных и других электромашинных помещениях;

в) в электроустановках с числом камер более 15--20, когда по условиям общей компоновки подстанции возможно двустороннее обслуживание камер.

Камеры типа КСО рекомендуется применять: для подстанций, на которых возможно применение выключателей типа ВМП или выключателей нагрузки типа ВНП; для временных подстанций, строительных площадок и т. п.

Трансформаторные подстанции должны размещаться как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.

Трансформаторные подстанции должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении части нагрузок вне цеха.

Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной безопасности и не должна создавать помех производственному процессу. Ограждение КТП следует применять в цехах, насыщенных оборудованием, или в цехах с интенсивным движением транспорта.

Применение внешних отдельно стоящих цеховых подстанций целесообразно:

а) при питании от одной подстанции нескольких цехов, когда пристройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом цехе экономически не оправданы;

б) при наличии в цехах взрывоопасных производств; в) при невозможности размещения подстанций внутри цехов по соображениям производственного характера.

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.

Цеховые подстанции, с числом трансформаторов более двух используют лишь при надлежащем обосновании необходимости их применения, а также в случае установки раздельных трансформаторов для питания силовых и осветительных нагрузок.

Радиальное питание небольших однотрансформаторных подстанций (до 630 кВ-А) производят по одиночной радиальной линии без резервирования на стороне ВН при отсутствии нагрузок 1-й категории.

Взаимное резервирование в объеме 25--30% на однотрансформаторных подстанциях следует осуществлять с помощью перемычек на напряжении до 1000В (при схеме «трансформатор--магистраль») для тех отдельных подстанций, где оно необходимо.

Радиальные схемы цеховых двухтрансформаторных бесшинных подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая каждый трансформатор отдельной линией. Каждую линию и трансформатор рассчитывают на покрытие всех нагрузок 1-й и основных нагрузок 2-й категории при аварийном режиме. При отсутствии точных данных о характере нагрузок каждая линия и каждый цеховой трансформатор можно выбрать предварительно, причем мощность трансформатора должна составлять 80--90% от суммарной расчетной мощности нагрузок, подключаемых к подстанции.

Магистральные схемы питания подстанций должны применяться:

а) при линейном расположении подстанций, обеспечивающем прямое прохождение магистралей от источника питания до потребителей. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, должно быть два-три при мощности трансформаторов 1600--2500 кВ.А и четыре-пять при мощности 250--630 кВА;

б) при необходимости (по условиям бесперебойности питания) резервирования подстанции от другого источника в случае планового вывода из работы или выхода из строя основного питающего пункта;

в) во всех других случаях, когда магистральные схемы имеют технико-экономические преимущества по сравнению с другими схемами.

При выборе числа и мощности трансформаторов подстанций рекомендуется :

1) применять трансформаторы мощностью более 1000 кВ А при наличии группы электроприемников большой мощности (например, электропечей) или значительного числа однофазных электроприемников, а также при наличии электроприемников с частыми пиками нагрузки (например, электросварочных установок) и в цехах с высокой удельной плотностью нагрузки;

2) стремиться к возможно большей однотипности трансформаторов цеховых подстанций;

3) выбирать при двухтрансформаторных подстанциях, а также при однотрансформаторных подстанциях с магистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут временно отключаться. Для этого номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.

Электроснабжение потребителей цеха, группы, цехов или всего предприятия может быть обеспечено, от одной или нескольких ТП. Практикой проектирования электроснабжения установлена целесообразность сооружения внутрицеховых одно- или двухтрансформаторных подстанций по технико-экономическим показателям, с питанием приемников по схеме «трансформатор-- магистраль».

Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, обычно рассматривают не менее двух вариантов числа и мощности трансформаторов на подстанции, сравнивая их по технико-экономическим показателям.

Число и мощность трансформаторов можно выбирать по графику нагрузки потребителя и подсчитанной средней и максимальной мощности; технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Мощность цеховых трансформаторов с большей точностью можно определить по средней потребляемой мощности Рсм за наиболее загруженную смену, а не по максимальной расчетной нагрузке, за исключением резкопеременного графика нагрузки.

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит от категорий питаемых электроприемников, числа трансформаторов и способа резервирования.

Согласно указаниям, рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

а) при преобладании нагрузок 2-й категории при двухтрансформаторных подстанциях кз = 0,65-- 0,7;

б) при преобладании нагрузок 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании на вторичном напряжении кз = 0,7--0,8;

в) при преобладании нагрузок 2-й категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-категории кз = 0,9--0,95.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения системы электроснабжения. Число трансформаторов, как и число питающих линии определяются в зависимости от категории потребителей. Загрузка трансформаторов рекомендуется в пределах 70-75% с учетом его перегрузочной способности, в аварийных случаях на 40% по 6 часов в течении 5 суток.

Мощность трансформаторов выбирается на основании технико-экономического сравнения двух вариантов и принимается мощность трансформаторов имеющих наименьшие затраты.

Определяем ориентировочно мощность трансформатора:

Sтр= , [кВА] (2.11)

Sтр=

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

Вариант 1 - 6300 кВА

Вариант 2 - 10000 кВА

Проверяем оба трансформатора на загрузке в нормальном режиме

кзн = (2.12)

в аварийном режиме

кза = (2.13)

где кдп- коэффициент допустимой перегрузки

Вариант 1 кзн =

кза =

Вариант 2 кзн =

кза =

Оба варианта подходят по коэффициентам загрузки в нормальном и аварийном режиме.

Таблица 2.7 - Технико-экономические показатели трансформаторов

Тип трансформатора	Sн,кВА	Потери, кВт ?Рхх ?Ркз	Uк, %	Iкз, %	К, т.тг.
ТМН-6300/110	6300	11 44	10,5	1	5740
ТДН-10000/110	10000	15 58	10,5	0,75	7300

Произведем расчеты для варианта 1.

Потери электрической энергии в трансформаторе:

Этр.= n (?Рхх + )•Т+n кз2 • (?Ркз + ) ф, [кВт ч] (2.14)

Этр=2(11+)?8760+2?0,532• (44+)Ч2800=369150 кВт ч.

Стоимость потерь:

Сп =Со? ?Этр , [т.тенге] (2.15)

Сп = 4 ? 369150 = 1476600 = 1476 т.тенге.

Амортизационные отчисления:

Са = , [т.тенге] (2.16)

Са = т.тенге

Эксплуатационные расходы:

С= Сп + Са , [т.тенге] (2.17)

С= 1476 + 516 = 1992 т.тенге

Приведенные затраты:

З= 0,125 • к + С , [т.тенге] (2.18)

З=0,125 • 5740 + 1992 = 2709 т.тенге

Аналогично производим расчет варианта 2 и все полученные данные расчетов заносим в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 - Сравнение технико-экономических показателей

Наименование расходов	Вариант 1,т.тенге 2Ч6300 кВт	Вариант 2, т.тенге 2Ч10000 кВт
Капитальные затраты	5740	7300
Эксплуат. расходы всего:	1992	2240
Стоимость потерь	1476	1583
Амортизац.отчислен.	516	657
Приведенные затраты	2709	3152

Принимаем двухтрансформаторную подстанцию с мощностью по 6300 кВА каждый.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

В электрических установках могут возникнуть различные виды коротких замыкании, представляющие собой непосредственное соединение между точками (любыми) разных фаз и земли.

Короткие замыкания в электрических установках происходят при нарушении токоведущих частей, при атмосферных или коммутационных перенапряжении, неправильных действиях обслуживающего персонала.

Короткое замыкание сопровождается протеканием в электрической цепи тока короткого замыкания значительно превышающего тока нормального режима. Поэтому применяемое электрическое оборудование должно быть устойчиво действию токов короткого замыкания.

С этой целью все оборудование проверяется на термическую и электродинамическую устойчивость. Значение токов короткого замыкания зависит от сопротивления шины по которой они проходят от источника питания к месту повреждения. Чем больше суммарное сопротивление, тем меньше значение токов короткого замыкания.

Поэтому расчет сводится к определению сопротивления. Расчет токов короткого замыкания будет производится в относительных единицах более проходящими в электрических установках напряжением выше 1000 В.

Составляем расчетную схему и схему замещения, учитывая раздельную работу силовых трансформаторов.

Для расчета токов короткого замыкания принимаем точки КЗ К-1 на стороне 110 кВ для выбора электрооборудования и К-2 на стороне 10 кВ для выбора электрооборудования 10 кВ подстанции.

Задаемся базисными величинами:

Uб1 =115 кВ; Uб2 =10,5 кВ; Sб =100 МВА

Определяем базисные токи:

Iб1 = , [кА] (2.19)

Iб1 = кА

Iб2 = кА

Относительные базисные сопротивления элементов схемы до точки

К-1:

а) сопротивление системы:

хс = (2.20)

хс =

б) питающей линии 110 кВ:

хл = (2.21)

хл =

Результирующее сопротивление элементов схемы до точки К-1:

хб к-1 = хс + хл (2.22)

хб к-1 = 0,05 + 0,07 = 0,12

Сила токов и мощность КЗ в точке К-1:

Iк1 = I = , [кА] (2.23)

Iк1 =

Яу к-1 = , [к А] (2.24)

Яу к-1 = 2 ? 1,8 ? 4,16 = 10,55 кА

Sк-1 = 3 ? Uб2 ? Iк2 , [МВА] (2.25)

Sк-1 = 1,73 ? 115 ? 4,16 = 827,63 МВА

Относительное базисное сопротивление элементов схемы до точки

К-2:

а) сопротивление трансформатора

хт = (2.26)

хт =

Результирующее сопротивление элементов схемы до точки К-2:

хб к-2 = хт+ хбк1 (2.27)

хб к-2 =0,12 +1,05=1,17

Сила токов и мощность КЗ в точке К-2:

Iк2= I = , [кА] (2.28)

Iк2 =

Яу к-2 = 2 ? куд ? Iк2 , [кА] (2.29)

Яу к-2= 2 ? 1,8 ? 4,61 = 11,7 кА

Sк-2 = 3 ? Uб2 ? Iк2 , [МВА] (2.30)

Sк-2 = 3 ? 10,5 • 4,61= 83,74 МВА

Все полученные данные сводим в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Расчетные данные

Параметры Точки КЗ	хб	I?, кА	Яу, кА	Sк, МВА
К-1	0,05	4,16	10,55	827,63
К-2	0,07	4,61	11,7	83,74

2.5 Выбор электрооборудования

По принятой в проекте схеме подстанции следует выбрать на высшем напряжении: разъединители, отделители, короткозамыкатели, трансформаторы тока, разрядники, а на низшем напряжении выключатели, предохранители, разрядники, трансформаторы собственных нужд.

Электрооборудование трансформаторной подстанции должно выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами для нормального режима и режима короткого замыкания. Для их выбора сравнивают указанные расчетные величины с допускаемыми значениями для каждого оборудования. Составляют таблицу сравнения указанных расчетных и допускаемых величин. При этом для обеспечения надёжной безаварийной работы оборудования расчетные величины должны быть равны или меньше допускаемых величин для данного оборудования.

При определении термической устойчивости аппаратов к действию токов КЗ приведенное время принимаем равным действительному времени, без учета нагрева от апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Условия выбора электрических аппаратов:

высоковольтных выключателей напряжении выше 1000 В - но напряжению и току, конструктивному исполнению и месту установки, отключаемому току и мощности;

трансформаторов тока - по номинальному току и напряжению, нагрузке вторичной обмотки, классу точности и допустимой погрешности, проверяют на термическую и динамическую устойчивость токам КЗ.

трансформаторов напряжения - номинальному напряжению, классу точности и нагрузки

предохранители - по конструктивному исполнению, номинальному току и напряжению, предельно отключаемому току и мощности отключения

разъединителей и отделителей по напряжению и току, конструктивному исполнению и месту установки, проверяют на термическую и динамическую устойчивость токам КЗ.

Выбор оборудования на стороне высокого напряжения произведем в таблицах 2.10 - 2.15.

Таблица 2.10

Отделитель ОД-110Б/630У1 привод ПРО-1У1
Uн =110 кВ	Uн = 110 кВ
Iр = 35,7 А	Iн = 630 А
Яуд = 10,55 кА	Яmax= 80 кА
Iк = 4,16 кА	Iотк=31,5 кА
I? ? tпр=4,162 ? 0,4=6,92 кА2 с	Iотк2 ?3= 31,52 ?3=3000 кА2с

где tпр= tв+tз=0,35+0,05=0,4 с

tв- время срабатывания выключателя

tз- время срабатывания защиты.

Таблица 2.11

Короткозамыкатель КЗ-110Б-У1 привод ПРК-1У1
Расчетные величины	Допускаемые величины
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Яуд.=10,55 кА	Яуд.=32 А
I?2•tпр=4,162?0,19=3,2 кА2с	Iвн2?tн=12,52?3=468 кА2с

Таблица 2.12

Разъединитель РНДЗ-2-110/630У1 привод ПРН-110У1
Расчетные данные	Технические данные
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Iр = 35,7 А	Iн =630 А
Яуд =10,55 кА	Яуд=80 кА
I?2? tпр=4,162?0,4=6,92 кА2с	Iн2?tп= 31,52?4=3969 кА2с

Технические данные выбранных аппаратов взяты из таблицы 5.2 и 5.5 [2].

Для защиты ОРУ -110 кВ от атмосферных и коммутационных перенапряжений на каждой питающей линии устанавливаем по комплекту вентильных разрядников РВС-110У1 с наибольшим допустимым напряжением 150 кВ, пробивное напряжение при частоте 50 Гц не менее 250 кВ. Для питания цепей защиты принимаем трансформаторы напряжения ЗОН-110М-1У1 с номинальным напряжением 110 кВ и вторичным 100/ 3 предельная мощность 1200 ВА. Для питания токовых цепей РЗА силовых трансформаторов принимаем встроенные трансформаторы тока типа ТВТ-110-1-300/5 технические данные которых подбираются по основному аппарату.

Таблица 2.13

Тип раз- ряд- ника	Номи- нальное напряже ние, кВ	Номи- нальное допусти- мое нап- ряжение кВ	Пробивное напряжение при частоте 50 Гц (в су- хом сост. и под дождем не не менее более	Имп- ульс ное пробивное U, кВ не более	Наибольшее остаю щиеся напряжение кВ при импулсном токе и амплитудах 3000 5000 10000
РВС-110	110	150	220/250 285	285	315 335 367

Таблица 2.14

Заземлитель нейтрали ЗОН-110М-1У1 привод ПРН-11У1
Расчетные величины	Допускаемые величины
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Яуд.=10,55 кА	Яуд=16 кА
I?2•tпр=4,162•0,69=11,9 кА2с	Iвн2•tн=6,32•3=119 кА2с

Таблица 2.15

Трансформаторы тока ТФНД-110-400/5-0,5/Р/Р
Расчетные величины	Допускаемые величины
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Iр= 35,7 А	Iдоп = 400 А
Яуд.=10,55 кА	Яуд= 24 кА
I?2•tпр=4,162•0,69=11,9 кА2с	Iвн2•tн=6,32•3 = 119 кА2с

Выбор оборудования на стороне низкого напряжения.

Для приема и распределения электрической энергии на стороне 10кВ подстанции намечаем комплектное распределительное устройство наружной установки собранное из шкафов КРУН заводского изготовления типа К37 Куйбышевского завода "Электрощит". Сборные шины выполняются одинарными и секционируются вакуумным выключателем. Распределительное устройство имеет два ввода питания через вводные вакуумные выключатели. Применение вакуумных выключателей позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей района. Для контроля изоляции и питания параллельных обмоток измерительных приборов и реле защиты на каждой секции сборных шин устанавливаем по одному пятистержневому измерительному трансформатору напряжения типа НТМИ-10 и вольтметру с переключателями. Для питания потребителей собственных нужд напряжением 10/0,4-0,23 кВ с глухозаземленной нейтралью на стороне низшего напряжения.

Максимально возможный ток на стороне 10 кВ составляет:

Imax= А

Выбор оборудования на стороне низкого напряжения произведем в таблицах 2.16 - 2.19.

Таблица 2.16

Выключатель вакуумный ВВТП-10-20/1000 У3 привод пружинный
Расчетные данные	Технические данные
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iр = 392 А	Iр = 1000 А
Яуд =11,7 кА	Яmax = 52 А
Iк = 4,61 кА	Iотк= 20 кА
I?2? tпр= 4,612 ? 0,105=2,23 кА2с	Iотк2?tпр=202 ?3=1200 кА2с
Sк=83,74 МВА	Sотк=346 МВА

где tпр=tв+tз = 0,055 + 0,55=0,105 с

Как видно из таблицы 12 выключатель ввода устойчив к действию токов КЗ.

На отходящих фидерах устанавливаем аналогичные выключатели, т.к. согласно табл. 2.25. [4] на меньший номинальный ток для КРУ вакуумные выключатели не изготовляются. Завод-изготовитель вакуумных выключателей Минусинский завод высоковольтных вакуумных выключателей. Штепсельный разъем рассчитан заводом - изготовителем по выключателю.

На вводах в КРУН и на отходящих фидерах для присоединения токовых цепей реле защиты и измерительных приборов устанавливаем по два измерительных трансформатора тока типа ТПОЛ-10У3-0,5/10Р с двумя вторичными обмотками - одно для измерительных приборов, другая для реле защиты с коэффициентом трансформации для вводов:

Ктт = 600/5 на отходящих фидерах 100/5.

Мощность, потребляемая токовыми обмотками измерительных приборов равна:

амперметра - 1,73 ВА;

счетчики активной энергии - 0,53 ВА;

счетчики реактивной энергии - 0,53 ВА;

всего: 2,79 ВА.

Таблица 2.17

Трансформатор тока ТПОЛ-10У3- 0,5/10Р
Расчетные данные	Технические данные
Uн =10 кВ	Uн =10 кВ
Iр = 392 А	Iн = 600 А
Яу = 11,7 кА	Яmax= 74,5 кА
I?2? tпр= 4,612?0,105 =2,23 кА2с	Itп2?tп= 14,52?4=200 кА2с
S2= 2,79 ВА	Sн=10 ВА

Произведем выбор трансформатора напряжения.

К трансформатору напряжения присоединяются счетчики, поэтому, они должны работать в классе точности 0,5 , допускаемая нагрузка в этом классе точности 75 ВА.

Таблица 2.18

Наименов. приборов	Тип	Sн ВА	число кату- шек	cosц	sinц	число прибо ров	Р Вт	Q вар
Вольтметр `л.магнитн.	Э-30	5	1	1	0	1	5	---
Счетчик акт.энергии	САЗУ	1,75	2	0,38	0,92	2	2,4	6
Счетчик реакт.энерг.	СРЗУ	1,75	2	0,38	0,92	2	2,4	6
Реле напря- жения	РН-51	5	1	1	0	1	5	---
Всего							14,9	12

Итого:

Sпр= Р2+ Q2 = 14,92+122 = 19,2 ВА

Таблица 2.19

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3
Расчетные данные	Технические данные
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
S2р=19,2 ВА	S2н=75 ВА

Выбираем два трансформатора собственных нужд ТМ-25/10.

Для защиты трансформатора ТМ-25/10 выбираем предохранители ПК-10.

Для защиты оборудования КРУН-10 кВ от атмосферных перенапряжений выбираем вентильные разрядники типа РВО-10 с номинальным напряжением 10 кВ и пробивным 26 кВ.

2.6 Релейная защита силового трансформатора

Системы электроснабжения -- это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера -- коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.