Электроснабжение и электропривод технологических установок Приобского месторождения

schema.dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)

list(5).dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
Чернила дихлорэтановые
В трубы после приварки к коробкам вставить втулки
Отклонение свободных размеров по ОСТ 100022-80.
* Размеры для справок.
Длина развертки 1035мм*.
ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ участка 5
ТюмГНГУ ДП 180400 02 1479 7.5 Э7
План сетей 6 35 110 кВ
Приобского нефтяного
на Горшковскую площадь
Условные обозначения:
ПС 110 кВ существующая
ПС 110 кВ проектируемая
ПС 35 кВ проектируемая
ВЛ 110 кВ существующая
ВЛ 110 кВ проектируемая
ВЛ 35 кВ проектируемая
ВЛ 35 кВ двухцепная существующая
ВЛ 6 кВ существующая
ПС 35 кВ существующая
ВЛ 6 кВ проектируемая
ПС 6 кВ существующая
ПС 6 кВ проектируемая на скважине
ВЛ 6 кВ проектируемая на опорах 35 кВ
ПС 604 кВ для электропривода задвижек
нефтесборных сетей проектируемая
газопровода проектируемая
ПС 604 кВ для электропривода задвижек общая для
нефтепровода газопровода водовода проектируемая
нефтепровода газопровода проектируемая
Блок электроснабжения линейных потребителей
нефтесборных сетей существующая
(ø.220А) на камере пуска приема скребка проектируемый
(ø.220А) на камере пуска приема скребка существующий
ПС 220 кВ в стадии строительства
ПС 6 кВ существующая на скважине
ВЛ 110 кВ в стадии строительства
Пункт секционирования 35 кВ проектируемый
Годовой поток затрат
Потери нефти от нестаб. Эл
ПС 110356 кВ "Промзона
Потери нефти от нестаб. Элснаб
ТюмГНГУ ДП 180400 02 1479 7.4 Э0

начало.doc

Проект включает в себя пояснительную записку состоящую из 000 страниц
машинописного текста 0 иллюстраций 00 таблиц 18 использованных
источников и 6 листов графического материала.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
ТРАНСФОРМАТОР КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОПРИВОД.
В данном дипломном проекте производится описание технологических
процессов и выбор основного электрооборудования рассчитаны электрические
нагрузки разработана схема электроснабжения посчитаны токи КЗ и выбраны
высоковольтные электрические аппараты и трансформаторы. Также приводится
описание и расчет релейной защиты и автоматики в системе электроснабжения.
Выбранное оборудование и защита удовлетворяют современным
технологическим требованиям.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ВЫБОР ОСНОВНОГО
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Технологический процесс добычи и сбора нефти
Технологический процесс бурения скважин
Технология установок механизированной добычи нефти
Технология поддержания пластового давления закачкой воды
Технология сбора и транспорта попутного газа
Технология внутри промысловой перекачки нефти
Расчет электрических нагрузок
1.1Расчет нагрузок высоковольтных двигателей КНС-4
1.2Расчет нагрузок высоковольтных двигателей ПНС-1А
1.3Расчет нагрузок куста эксплуатационных скважин № 251 и
Выбор числа и мощности трансформаторов
Разработка схемы электроснабжения
Конструктивное выполнение КТПБ(М)35-5БА
Выбор сечений проводов и кабелей
5.1Выбор сечений проводов ВЛ 35 кВ
5.2Выбор сечений проводов и кабелей 6 кВ
Расчет токов короткого замыкания
6.1Общая характеристика процесса короткого замыкания
6.2Расчет токов короткого замыкания
Выбор высоковольтных электрических аппаратов
7.1Выбор выключателей
7.3Выбор трансформаторов тока и напряжения
7.4Выбор предохранителей
7.5Выбор разрядников и ОПН
7.6Выбор разъединителей
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
Источник оперативного тока
Релейная защита и автоматика подстанций КТПБ(М)
Устройство цифровой релейной защиты серии SEPAM 1000+
Защита линий 6 и 35 кВ
Защита электродвигателей
Защита трансформаторов
Безопасность и экологичность проекта
Вредности и опасности на предприятии
Опасность поражения электрическим током
3.1Охрана труда и техника безопасности
3.2Техника безопасности и охрана труда на подстанциях 356
3.3Гигиенические критерии оценки условий труда
Расчет заземления ПС 110356 кВ “Промзона”
Экологичность проекта
5.1Влияние линий электропередачи
5.2Охрана окружающей среды
Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих отраслей
народного хозяйства страны. Развитие отраслей топливно-энергетического
комплекса необходимо подчинить задаче обеспечения потребностей страны во
всех видах топлива и энергии путем увеличения их добычи и производства при
планомерном проведении во всех отраслях народного хозяйства
целенаправленной энергосберегающей политики.
Добиться этого можно путем применения рациональной системы разработки
месторождений совершенствования буровых работ добычи и транспорта нефти
применения прогрессивных технологий. Развитие добычи нефти зависит от
технического уровня нефтяной электроэнергетики от совершенства применяемых
в технологических установках электроприводов и электрооборудования а также
надежности работы схем и объектов внутри промыслового и внешнего
Специфика электрооборудования нефтегазовой промышленности Западной
Сибири связана с тяжелыми условиями эксплуатации обусловленными большими
перепадами температур высокой влажностью возможностью образования
взрывоопасных смесей наличием агрессивных газов. Существенное влияние
оказывают также нестабильность нагрузки концентрация больших мощностей
наличие протяженных линий электропередачи колебания напряжения в
электрической сети при пуске агрегатов большой единичной мощности.
Указанные обстоятельства обусловили необходимость создания для нефтегазовой
промышленности Западной Сибири специализированного электрооборудования.
Например расширяется применение электродвигателей типа АОП2
влагоморозостойкого исполнения с повышенной кратностью пускового момента.
Наряду с повышением качественных показателей внедрением новой техники
и технологии акцентируется внимание на сбережении энергоресурсов.
Значительная экономия электроэнергии может быть достигнута при
оснащении технологических установок регулируемым электроприводом. Его
применение обеспечивает сокращение потребления электроэнергии на 20-30 %
высокий КПД (не менее 096) высокую надежность и долговечность работы
технологических установок создает условия для неограниченного числа
запусков – остановок агрегатов из горячего и холодного состояния.
В связи с ростом единичной мощности некоторых агрегатов успехи
достигнутые в области силовой полупроводниковой техники позволяют уже в
настоящее время приступить к разработке и внедрению мощных преобразователей
частоты для питания этих агрегатов.
Таким образом основой научно – технической политики в период
реконструкции является переоснащение технологических установок нефтяной и
газовой промышленности оборудованием нового поколения характеризующимся
высоким уровнем надежности энергосбережения автоматизации
технологического ресурса и экологической безопасности.

СПИСИСПИСТ.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗАВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Меньшов Б.Г. Ершов М.С. Яризов А.Д. Электротехнические установки и
“Издательство “Недра” 2000. –487с.
Алиев И.И. Электротехнический справочник. –3-е изд. испр. и доп. –М.:
“ИП РадиоСофт” 2000. –384с.
Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти.
–М.: Издательство “Недра” 1968. –272с.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий:
Учебник. –2-е изд. перераб. и доп. –М.: Высш. школа 1979. –431с.
Электротехнический справочник. В 3-х Т. Т2. Электротехнические изделия и
устройства Под общ. ред. профессоров МЭИ. –7-е изд. испр. и доп. –М.:
Энергоатомиздат 1986. –712с.
Электротехнический справочник. В 3-х Т. Т3. Кн 1. Производство и
распределение электрической энергии Под общ. ред. МЭИ. –7-е изд. испр.
и доп. –М.: Энергоатомиздат 1988. –880с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования
Под ред. В.И. Круповича Ю.Г. Барыбина М.Л. Самовера. –3-е изд. пер. и
доп. –М.: Энергоиздат 1981. –408с.
Червяков Д.М. Ведерников В.А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности: Учеб. пособ. –Тюмень ТюмГНГУ 1996. –119с.
Правила устройства электроустановок. –испр. и доп. –Санкт Петербург.:
Лысова О.А. Панфилов Г.А. Червяков Д.М. Дипломное проектирование:
Учебное пособие. –Тюмень: ТюмГНГУ 1999. –93с.
Бак С.И. Читипаховян С.П. Электрификация блочно – комплектных
установок нефтяной промышленности. –М.: Недра 1989. –183с.
Нормирование электропотребления на нефтедобывающих и буровых
предприятиях производственного объединения Сургутнефтегаз Р.А. Кудряшов
В.П. Фрайштетер: Под ред. Ю.Б. Новоселова. –Тюмень: Гипротюменнефтегаз

list(6).dwg

(Verwendungsbereich)
(Modell- oder Gesenk-Nr)
(Werkstoff Halbzeug)
Чернила дихлорэтановые
В трубы после приварки к коробкам вставить втулки
Отклонение свободных размеров по ОСТ 100022-80.
* Размеры для справок.
Длина развертки 1035мм*.
ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ участка 5
ТюмГНГУ ДП 180400 02 1479 7.5 Э7
План сетей 6 35 110 кВ
Приобского нефтяного
на Горшковскую площадь
Условные обозначения:
ПС 110 кВ существующая
ПС 110 кВ проектируемая
ПС 35 кВ проектируемая
ВЛ 110 кВ существующая
ВЛ 110 кВ проектируемая
ВЛ 35 кВ проектируемая
ВЛ 35 кВ двухцепная существующая
ВЛ 6 кВ существующая
ПС 35 кВ существующая
ВЛ 6 кВ проектируемая
ПС 6 кВ существующая
ПС 6 кВ проектируемая на скважине
ВЛ 6 кВ проектируемая на опорах 35 кВ
ПС 604 кВ для электропривода задвижек
нефтесборных сетей проектируемая
газопровода проектируемая
ПС 604 кВ для электропривода задвижек общая для
нефтепровода газопровода водовода проектируемая
нефтепровода газопровода проектируемая
Блок электроснабжения линейных потребителей
нефтесборных сетей существующая
(ø.220А) на камере пуска приема скребка проектируемый
(ø.220А) на камере пуска приема скребка существующий
ПС 220 кВ в стадии строительства
ПС 6 кВ существующая на скважине
ВЛ 110 кВ в стадии строительства
Пункт секционирования 35 кВ проектируемый
Классы условий труда
Физическая динамическая
нагрузка выраженная в единицу
внешней механической работы
Масса поднимаемого и
перемещаемого груза вручную
Стереотипные рабочие
Статическая нагрузка
Перемещение в пространстве
Классы условий труда по показателя напряженности трудового процесса
Показатели напряженности
Интеллектуальные нарруз
Эмоциональная нагрузка
Монотонность нагрузок
ТюмГНГУ ДП 180400 02 1479 7.4 Э0
Интеллектуальные наррузки

середина.doc

1.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
1.Технологический процесс добычи и сбора нефти
В настоящее время на Приобском месторождении добыча нефти ведется
как на левом берегу (эксплуатационный участок) так и на правом (участок №
). Вновь проектируемые участки № 2 и № 3 находятся на правобережной части
Приобского месторождения № 4 и № 5- на левобережной части месторождения (№
- на островной части левого берега).
Технологический процесс добычи и сбора нефти на правобережной части
Приобского месторождения осуществляется следующим образом.
Нефть и газ поступающие на поверхность из скважин по трубопроводам
подаются на автоматизированную групповую замерную установку в которой
осуществляется измерение количества нефти и воды. После этого нефть и газ
по сборному коллектору поступают на дожимную насосную станцию (ДНС)
расположенную на площадке ЦПС-2. На ДНС установлены сепараторы первой
ступени в которых происходит отделение газа от жидкости (нефть + вода) и
далее они транспортируются по отдельным трубопроводам. Нефть поступает на
установку подготовки нефти (УПН) а газ на компрессорную станцию (КС). На
УПН нефть обессоливается и обезвоживается после чего она поступает на
автоматизированную установку товарной нефти. Если нефть окажется
некондиционной по содержанию воды и солей она автоматически направляется
назад в УПН для доведения ее качества до нормы.
Система поддержания пластового давления (ППД) на правобережной части
Приобского месторождения решается за счет существующей КНС-1 и КНС-1А 3 4
находящихся в стадии строительства. Источником водоснабжения здесь являются
сеноманские скважины установки предварительного сброса воды (УПСВ)-
пластовая вода и карьеры на которых расположены плавучие насосные станции.
Нефтяные скважины оснащаются средствами местного контроля над
давлением измеряется также дебит скважин. Вода которую отделили от нефти
очищается и по трубопроводам подается в скважины для поддержания пластового
Основными составляющими процесса добычи и сбора нефти являются:
буровые установки (до 19 МВт);
установки механизированной добычи нефти оборудованные ЭЦН (до
0 кВт единичной мощности);
дожимные насосные станции (до 48 МВт);
кустовые насосные станции (до 8 МВт);
компрессорные станции (до 5 МВт);
2.Технологический процесс бурения скважин
На Приобском месторождении как в основном на месторождениях Западной
Сибири применяется вращательный способ бурения скважин.
Собственно бурение скважин представляет собой совокупность следующих
трех основных взаимосвязанных процессов:
разрушения горной породы т.е. процесса образования ствола скважины
породоразрушающим инструментом;
очистки забоя от выбуренной породы и выноса ее из ствола скважины на
спуска породоразрушающего инструмента в скважину и его подъема для
Все механизмы буровой установки делятся на основные (ротор
спускоподъемный агрегат буровые насосы) и вспомогательные.
На Приобском месторождении применяются как российские буровые
установки (БУ) так и французские. Расчет мощности приводных
электродвигателей произведем по исходным данным БУ-3000-ЭУК (российского
производства) с буровым насосом типа У8-4.
Для предварительного определения потребной мощности двигателя лебедки
наиболее простой является формула [1]:
где Qном - номинальная грузоподъемность на крюке кН;
Vкр –установившаяся скорость подъема крюка с номинальной нагрузкой
соответствующая оптимальному значению скорости мс;
(п.у –КПД подъемной установки от вала двигателя до крюка при
номинальной грузоподъемности (п.у=07(08;
kп –коэффициент возможной перегрузки двигателя kп=13(145.
Данные по скорости подъема и грузоподъемности для БУ-3000-ЭУК в
зависимости от передачи трансмиссии приведены в табл.1.1.
Зависимость скорости подъема инструмента и грузоподъемности от
Передача Скорость подъема Грузоподъемность т
Определим мощность двигателя лебедки для каждой передачи.
Для первой передачи:
Для второй передачи:
Для третьей четвертой передачи:
Для шестой передачи:
Электродвигатель выбираем исходя из условия что его номинальная
мощность должна быть больше чем наибольшая расчетная мощность на какой
либо передаче. Т.е. должно выполняться условие:
Выбираем из источника [1] асинхронный электродвигатель типа АКБ-13-62-
с техническими данными представленными в табл.1.2.
Технические данные АКБ-13-62-8
Рн кВтUн В nсинхрIс.н А λ cos ( ( %
Мощность приводного двигателя насоса определим по формуле:
где (п – коэффициент подачи (п=09;
Qт –максимальная теоретическая подача м3с;
Р – полное давление нагнетания при максимальной подаче Па;
а – коэффициент учитывающий возможность длительной перегрузки
(н – полный КПД насоса (н=08;
(п. н – КПД передачи между двигателем и насосом (п. н=096.
Полное давление нагнетания определяется в соответствии с формулами из
курса бурения. Гидравлические характеристики бурового насоса У8-4 приведены
Характеристики бурового насоса У8-4
Диаметр поршневых Объемная наибольшаяНаибольшее давление
втулок мм подача дм3с на выходе кгссм2
Найдем мощность электродвигателя насоса для втулок диаметром 170 мм:
Для втулок диаметром 160 мм:
Для втулок диаметром 150 мм:
Для втулок диаметром 130 мм:
Для втулок диаметром 120 мм:
Исходя из выше сделанных расчетов по условию (1.2) выбираем из
справочника [1] синхронный электродвигатель типа СДЗБ-13-42-8 с
техническими данными представленными в табл.1.4.
Технические данные СДЗБ-13-42-8
Рн кВт Uн кВ ( % nсинхр cos (
3.Технология установок механизированной добычи нефти оборудованных ЭЦН
Погружные электроцентробежные насосы (ЭЦН) - это многоступенчатые
насосы имеющие большое число ступеней каждая из которых состоит из
рабочего колеса и направляющего аппарата собранных на валу и вставленных в
стальную трубу- корпус насоса.
ЭЦН приводится в движение погружным электродвигателем специальной
конструкции (ПЭД). ЭЦН предназначены для механизированной добычи нефти и
воды из скважин. Промышленностью выпускаются ЭЦН около 30 типоразмеров с
подачей 40(700 м3сут и номинальным напором 100(2500 м в зависимости от
того какая жидкость добывается (нефть или вода).
Нижняя часть насоса с полостью всасывания жидкости отделена от
протектора и двигателя сальником. Насосный протектор и двигатель являются
отдельными узлами соединенные болтовыми шпильками. Концы валов имеют
шлицевые соединения и стыкуются при сборке всей установки. При
необходимости подъема жидкости с большой глубины секции ЭЦН соединяются
друг с другом так что общее число ступеней достигает 400.
Для привода ЭЦН используются маслонаполненные вертикальные асинхронные
электродвигатели типа ПЭД. ПЭД питается электроэнергией по трехжильному
кабелю спускаемому в скважину параллельно с насосно-компрессорными трубами
Все кусты нефтедобывающих скважин оснащены 2 типами насосов.
Насосный агрегат УЭЦН-5-400-1450 имеет технические характеристики:
Q=400 м3сут (Q=00046 м3с) Н=1450 м нас=60 %.
Мощность приводного двигателя насоса УЭЦН-5-400-1450 определим по
где Q– максимальная теоретическая подача м3с;
Н- напор развиваемый насосом м;
ρ- плотность перекачиваемой жидкости ρ=1000 кгм3;
(нас– полный КПД насоса %.
По условию (1.2) выбираем из справочника [3] погружной
электродвигатель типа ПЭД100-123У. Технические характеристики двигателя
сведены в табл.1.5. Эти двигатели приняты отечественной поставки в
комплект которых входят: станция управления типа ШГС и повышающий
трансформатор 04Uраб.
Технические характеристики ПЭД100-123У
Рн кВт ( % Uн кВ nсинхр cos ( Ic А
Вторая половина насосов имеет технические данные: Q=500 м3сут
(Q=00057 м3с) Н=1450 м нас=60 %. Тогда мощность привода насоса
определим по формуле (1.4):
Погружные электродвигатели приняты импортной поставки на мощность 180 кВт
и рабочее напряжение 1000 В. В комплект входят: частотный преобразователь
со станцией управления и повышающий трансформатор 04Uраб.
4.Технология поддержания пластового давления закачкой воды
Основное назначение системы поддержания пластового давления (ППД) -
добыть необходимое количество воды пригодной к закачке в пласт
распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Для
соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система ППД должна
предусматривать свою работу по замкнутому циклу и обеспечивать 100%
утилизацию сточных вод. За счет поддержания пластового давления
увеличивается нефтеотдача скважин.
Воду для закачки в пласт забирают из карьеров а также производится
добыча подземных вод (сеноманские). Помимо этого используется вода с
очистных сооружений дожимных насосных станций (ДНС) пройдя предварительную
очистку. В большинстве случаев предпочтение отдается подземным водам т.к.
они почти не требуют очистки.
Начальными звеньями системы водоснабжения являются водозаборные
скважины и плавучие насосные станции (ПлНС) от которых вода пройдя через
водоочистительные сооружения поступает в магистральные трубопроводы. Из
последних вода забирается кустовыми насосными станциями (КНС) где насосы
высокого давления повышают ее давление и по разводящим напорным
трубопроводам направляют в скважины.
На месторождении применяются КНС блочного исполнения (БКНС).
Электрооборудование БКНС - нормального исполнения т.к. взрывоопасные смеси
отсутствуют. БКНС оборудуются насосами типа ЦНС-180-1900 (Q=180 м3ч
Количество одновременно работающих насосов определим по формуле:
где Q- объем годовой закачки воды Q=570105 м3;
00- время работы установки в течение года час;
Qнас- производительность одного насоса м3час.
Примем 4 рабочих насоса и 1 резервный. Мощность приводного
электродвигателя насоса определим по формуле (1.4):
По условию (1.2) выберем из справочника [2] двигатель синхронный типа
СТД-1600-2УХЛ4 с характеристиками представленными в табл.1.6.
Технические характеристики СТД-1600-2УХЛ4
Рн кВт ( % Uн кВ nсинхр cos (
Добыча подземной воды производится с помощью погружных электронасосов.
Такой насос откачивает воду из водозаборных скважин и подает ее в напорный
трубопровод. Такие насосы оснащаются двигателями ПЭД питающиеся от
комплектного устройства КУПНА-700.
Определим количество одновременно работающих насосов на КНС-4. Здесь
применяются насосы типа УЭЦН-300-120 (Q=300 м3ч Н=120 м нас=57 %) с
объемом годовой закачки воды 170105 м3.
Примем 8 рабочих и 2 резервных насоса. Мощность двигателей вычислим по
формуле (1.4) технические данные которых представлены в табл.1.7.
Технические данные ПЭДВ-180-320
Рн кВт Uн кВ nсинхр cos (
Как уже упоминалось выше вода из карьеров забирается ПлНС. ПлНС
представляют собой металлический понтон с надстройкой из утепленных
металлических панелей. Водоводы от ПлНС имеют гибкие вставки т.к. понтон с
насосной станцией перемещается по вертикали в соответствии с колебаниями
уровня воды. В надстройке смонтированы три насосных агрегата и 1 резервный
вспомогательное оборудование распределительный щит напряжением 04 кВ
аппаратура управления. Производительность такой установки 20 млн.м3год
На ПлНС установлены насосы типа ЦНС 300x300 (Q=300 м3ч Н=300 м
нас=73 %). Мощность приводного электродвигателя определим по формуле
По условию (1.2) выберем из справочника [2] асинхронный
электродвигатель с короткозамкнутым ротором общего исполнения типа
АН355М2У3 с характеристиками представленными в табл.1.8.
Технические данные 4АН355М2У3
Рн кВт Uн кВ % nсинхр cos (
5.Технология сбора и транспорта попутного газа
Компрессорные станции (КС) обычно строятся в местах где имеются
большие запасы попутного газа и входят в комплекс технологических
сооружений ДНС. Они предназначены для сжатия низконапорного нефтяного
попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с
месторождений по магистральным газопроводам дальним потребителям а также
для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.
На Приобском месторождении применяется типовая компрессорная станция
для сбора и подачи попутного газа с компрессорными установками типа
“ТАКАТ”. Компрессорные станции такого типа отличаются высокой надежностью
работы в тяжелых условиях. Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за
счет сокращения рабочей полости образованной поверхностью расточки корпуса
(ее задней торцевой плоскостью) и винтовыми поверхностями сопряженных
впадин роторов. Компрессоры малогабаритны имеют небольшую массу. Газовые
компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны относящиеся
Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме
при откачке нефти в аварийный резервуар так и в постоянном режиме при
использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.
Для того чтобы определить мощность компрессорной установки посчитаем
электропотребление на сбор и транспорт попутного газа по формуле:
где kд - коэффициент дополнительных расходов электроэнергии kд=11;
kt- коэффициент учитывающий температуру наружного воздуха при
температуре ниже 20 ºС kt=1;
z- среднее значение сжимаемости газового потока z=098;
Т=t+273 – средневзвешенная абсолютная температура процесса сжатия;
Р2Р1- средневзвешенная степень сжатия;
= из ·мех ·эд ·п - полный КПД агрегата;
из - изотермический КПД из=06(065;
мех - механический КПД компрессора мех=088(095;
эд - КПД электрооборудования эд=091(095;
п - КПД передачи от двигателя к компрессору п=098.
Если полученное число умножить на часовую добычу газа то получим
необходимую мощность компрессорной установки. Максимальный объем добычи
газа составляет 11099 тыс.м3ч значит мощность компрессорной установки
Р=W·Q=364·11099=404003 кВт
По полученному значению выбираем из каталога компрессорную установку
“ТАКАТ-50.08” с 5 рабочими и 2 резервными агрегатами с приводными
двигателями ВАО 500L номинальной мощностью 1000 кВт номинальным
напряжением 6 кВ числом оборотов 1500 обмин коэффициентом мощности cos
6.Технология внутрипромысловой перекачки нефти
Добытая нефть из скважин поступает на автоматизированные групповые
замерные установки (ГЗУ) типа “СПУТНИК” где осуществляется замер дебита
скважины контроль подачи нефти из скважин введение реагента в жидкость и
блокировка скважин при аварийном состоянии оборудования. К одной установке
типа “СПУТНИК” в зависимости от ее конструкции можно подключить от 5 до 14
Пройдя установки ГЗУ типа “СПУТНИК” нефть поступает на блочные
сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции
(ДНС) которые перекачивают нефть на нефтесборные пункты или парки.
Откачка нефти от ГЗУ до установки по подготовке нефти осуществляется с
помощью блочных сепарационных установок типа ДНС-20000. На этих установках
осуществляется сепарация нефти от газа очистка газа от жидкости
дальнейшая перекачка нефти насосами и транспортировка газа под давлением
сепарации замер суммарной производительности отдельно по жидкости и газу.
На правобережной части Приобского месторождения на площадке ЦПС-2
расположена ДНС-20000 с установкой предварительного сброса воды (УПСВ).
УПСВ подразумевает полную утилизацию пластовой воды в систему ППД.
С ДНС нефть поступает на установку комплексной подготовки нефти
(УКПН). На УКПН нефть проходит необходимую подготовку и поступает на
установку товарной нефти.
На ДНС для перекачки нефти установлены насосы ЦНС-300-150. Необходимое
число насосов определим по формуле:
где Vсут - суточная производительность установки м3сут;
Qнас - производительность насоса м3ч.
Суточная производительность ДНС составляет 20 000 м3 по нефти
технически данные насоса Q=300 м3ч Н=150 м нас=57 %.
Примем 3 рабочих насоса и один резервный. Мощность приводного
двигателя определим по формуле (1.4):
По условию (1.2) из справочника [2] выбираем асинхронный
электродвигатель взрывозащищенного исполнения типа ВАО 450 М-2 с
характеристиками представленными в табл.1.9.
Технические характеристики ВАО 450 М-2
Отделенную воду с УПСВ подают на КНС насосами ЦНС-250-450 (Q=250 м3ч
Н=450 м нас=58 %). Количество одновременно работающих насосов определим
по формуле (1.7). Суточная производительность ДНС по воде составляет 20 000
Примем 4 рабочих и 1 резервный насосы. Тогда мощность приводного
электродвигателя определим по формуле (1.4):
электродвигатель с короткозамкнутым ротором типа АТД4 с характеристиками
представленными в табл.1.10.
В связи с тем что через некоторое время пластовое давление нефтяных
скважин будет падать мощности насосов не будет хватать чтобы перекачать
нефть на ДНС поставим в районе куста № 251 перекачивающую насосную станцию
(ПНС-1А). На которую с близлежащих кустов будет качаться нефтяная жидкость
и далее будет отправляться на ДНС.
Количество одновременно работающих насосов на ПНС-1А определим по
формуле (1.7). Ожидаемая суточная производительность такой установки
составит 30 000 м3. Установим насосы типа ЭЦН-500-750 (Q=500 м3ч Н=750 м
Примем 3 рабочих насоса и 1 резервный. Мощность приводного двигателя
насоса определим по формуле (1.4):
По условию (1.2) выберем из справочника [5] асинхронный
электродвигатель взрывозащищенного исполнения типа ВАО 710L-4 с
техническими характеристиками представленными в табл.1.11.
Характеристики двигателя ВАО 710L-4
На проектируемых и существующих кустах скважин размещается следующее
технологическое оборудование:
– устья добывающих скважин оборудованные бесштанговыми насосными
– устьевая арматура;
– приустьевые площадки;
– площадки для установки агрегатов подземного ремонта скважин;
– замерная установка “СПУТНИК”;
– установка ввода ингибиторов парафино - солеобразования;
– блок распределения воды;
– технологические трубопроводы.
1.Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок является первым и основополагающим
этапом при проектировании системы электроснабжения. Расчетная максимальная
мощность потребляемая электроприемниками всегда меньше суммы номинальных
мощностей этих электроприемников. Это обусловливается неполной загрузкой
некоторых электроприемников не одновременностью их работы и т.д. Именно от
этого расчета зависят исходные данные для выбора элементов системы
электроснабжения а от сюда и финансовые затраты выделенные на
приобретение этих элементов. Правильное определение электрических нагрузок
и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое
народно-хозяйственное значение.
Существует несколько методов определения электрических нагрузок метод
упорядоченных диаграмм является в настоящее время основным и заключается в
Рассчитывается групповой коэффициент использования:
рi- номинальная мощность i-го электроприемника кВт.
Определяется эффективное (среднеквадратичное) число электроприемников
группы по активной мощности:
Определяется коэффициент максимума kм в зависимости от kи и nэ (по
справочным таблицам или диаграмме).
Расчетная максимальная нагрузка токоприемников за наиболее загруженную
где kм - коэффициент максимума (см. выше);
Рсм - активная средняя мощность за наиболее загруженную смену кВт.
где kи - коэффициент использования (см. выше);
Рном - номинальная мощность группы токоприемников (не включая
Реактивная максимальная расчетная мощность группы токоприемников:
где Рр - активная расчетная нагрузка кВт;
tg φ- тангенс угла соответствующего коэффициенту мощности данной группы
После определения Рр и Qр может быть подсчитана полная мощность:
1.1.Расчет нагрузок высоковольтных двигателей КНС-4
На КНС-4 в приводе насосов стоят 5 электродвигателей СТД-1600-2УХЛ4
(4раб. + 1рез.). cosφ=0.93- опережающий tgφ=-041 kи=07 kм=128. Все
коэффициенты использования и максимума приняты в соответствии с проектом
[13] обустройства участков № 2 № 3 правобережной части Приобского
Рном=4·1600=6400 кВт
Рсм=07·6400=4480 кВт
Рр=128·4480=5735 кВт
Qр=5735·(-041)=-2352 квар
В приводе насосов водозаборных скважин стоят 10 электродвигателей типа
ПЭД-180-320 (8раб. + 2рез.). cosφ=0.87 tgφ=057 kи=065 kм=1225.
Рсм=065·1440=936 кВт
Рр=1225·936=1147 кВт
Qр=057·1147=654 квар
1.2.Расчет нагрузок высоковольтных двигателей ПНС-1А
На перекачивающей насосной станции ПНС-1А установлено 4
электродвигателя типа ВАО 710L-4 (3раб. + 1рез.). cosφ=0.86 tgφ=06
Рном=3·1600=4800 кВт
Рсм=071·4800=3408 кВт
Рр=119·3408=4056 кВт
Qр=06·4056=2434 квар
1.3.Расчет нагрузок куста эксплуатационных скважин № 251 и ПлНС-2
Расчет электрических нагрузок произведен аналогично с п.2.1.1
результаты представлены в табл.2.1.
Расчет нагрузок куста № 251 и ПлНС-2
Потребитель Р кВт Q квар S кВ(А tg φ cos φ
ТП 2 3х125 кВт ПРС 449 202 492 045 091
ТП 3 3х125 кВт блок НОТ 485 262 551 054 088
ТП 4 3х125 кВт НКУ 397 219 453 054 088
ТП 5 2х180 кВт НКУ 384 206 436 054 088
ТП 6 3х180 кВт 540 291 613 054 088
ТП 7 3х180 кВт 540 291 613 054 088
ТП 8 3х180 кВт 540 291 613 054 088
ТП 9 3х180 кВт 540 291 613 054 088
ТП 10 2х180 кВт 360 194 409 054 088
Бурение 1600 0 1600 000 100
Итого по РУ-6 кВ “Куст 5164 1549 5391 030 096
Вв двигатели (3+1)х400 1014 659 1209 065 084
Продолжение табл.2.1
Итого по РУ-6 кВ 1079 672 1272 062 085
* ПлНС-2 питается от РУ-6 кВ куста № 251 по линиям 6 кВ.
Расчет электрических нагрузок по подстанциям приведен в табл.2.2.
Расчет электрических нагрузок по подстанциям
Наименование подстанций и их потребителей
Вв двигатели (4+1)х1600 кВт 5735 -2352 6198 093 -041
Двигатели водозабора (8+2)х180 1147 654 1321 087 057
Низковольтная нагрузка 332 401 521 092 043
Итого по ПС 356 кВ “КНС-4” 7214 -1297 7330 098 02
Вв двигатели (3+1)х1600 кВт 4056 2434 4731 086 06
Низковольтная нагрузка 332 211 394 084 065
Итого по ПС 356 кВ “ПНС-1А” 4388 2645 5124 086 06
ПС 356 кВ “Куст №251”
РУ-6 кВ “ПлНс-2” 1079 672 1272 085 062
хКТП-630 кВА 4684 2443 5283 089 052
Итого по ПС 356 кВ “Куст №251”5763 2215 6175 093 038
Итого по всем ПС 17365 3563 17833 092 043
2.Выбор числа и мощности трансформаторов
Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в
зависимости от категории электроснабжения потребителей.
Электроприемники установок по добыче подготовке и транспортировке
нефти и газа практически все относятся к потребителям и категорий
надежности. Для электроснабжения потребителей и категорий надежности
должны быть предусмотрены 2 независимых источника электроснабжения. В
районах Западной Сибири выбор единичной мощности трансформаторов двух
трансформаторных подстанций должен производиться из условия 100 %
резервирования электроснабжения потребителей [4].
Условие выбора трансформаторов:
Выберем трансформаторы для ПС 356 кВ “КНС-4”. Из табл.2.2 видно что
мощность потребителей этой подстанции составляет S=7330 кВ(А. К объектам
водоснабжения предъявляются не такие жесткие требования. Поэтому
трансформаторы этой подстанции могут нормально работать с перегрузкой до
МВт (согласно ПУЭ). Исходя из выше сказанного выбираем для этой
подстанции 2 трансформатора типа ТМНД-630035 с техническими данными
представленными в табл.2.3 [2].
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и аварийном режимах
где Sр - расчетная мощность потребителей кВ(А;
Sном - номинальная мощность трансформатора кВ(А.
Аварийный режим предусматривает выход одного трансформатора из строя
причем он не должен быть перегружен более чем на 140 % (согласно ПУЭ)
Согласно ПУЭ 116 140
Для низковольтной нагрузки выберем из справочника [6] 2хКТПП-400 кВ(А.
Выберем трансформаторы для ПС 356 кВ “ПНС-1А”. Из табл.2.2 видно что
мощность всех потребителей S=5124 кВ(А. По условию (2.7) выбираем из
справочника [2] 2 трансформатора типа ТМНД-630035 с характеристиками
представленными в табл.2.3. Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном
Выберем трансформаторы для ПС 356 кВ “Куст № 251”. Из табл.2.2 видно
что S=6175 кВ(А. Тогда по условию (2.7) выберем из справочника [2] 2
трансформатора типа ТМНД-630035 с характеристиками представленными в
табл.2.3. Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах составит:
Низковольтная нагрузка “ПлНС-1А” составит 67 кВ(А тогда выберем из
справочника [6] 2хКТПК (ВК)-160 кВ(А.
Характеристики трансформатора ТМНД-630035
SH МВ(А UK % Рх кВт Рк кВт Iо %
3.Разработка схемы электроснабжения
Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов
нефтяной и газовой промышленности являются место расположения источника
электроэнергии и его параметры. Таким источником как правило является
главная понизительная подстанция (ГПП) с двумя трансформаторами.
Основными условиями проектирования рациональной схемы электроснабжения
являются надежность экономичность и качество электроэнергии.
Система электроснабжения строится таким образом чтобы все ее элементы
постоянно находились под нагрузкой т.е. чтобы не было холостого резерва.
Вместе с тем параллельно установленные трансформаторы и параллельные линии
электропередачи должны работать раздельно так как при этом снижаются токи
короткого замыкания и удешевляются схемы коммутации.
Электроснабжение всех потребителей по данному проекту осуществляется
от ПС 110356 кВ “Промзона”. Из табл.2.2 видно что проектом предусмотрено
хПС 356 кВ получающие питание от ПС 110356 кВ “Промзона” а именно: ПС
6 кВ “Куст 251” ПС 356 кВ “КНС-4” ПС 356 кВ “ПНС-1А”. ПС 356 кВ
однотипны - КТПБ (М)35-5БА-В6-2х6300-М63-А-2ХЛ. Подстанции двух
трансформаторные. Однолинейная схема ПС 356 кВ представлена в приложении
Схема электроснабжения потребителей представлена на листе 3
графической части проекта.
4.Конструктивное выполнение КТПБ (М)35-5БА
Подстанции типа КТПБ (М)35-5БА приняты комплектными в блочно
Подстанции типа КТПБ (М)35-5БА состоят из комплектных
распределительных устройств:
Открытого распределительного устройства (ОРУ) 35 кВ:
– с воздушными выключателями 35 кВ;
– с секционной перемычкой с воздушными выключателями 35 кВ;
– с трансформаторами с.н. 3504 кВ 100 кВ(А.
Блока силовых трансформаторов 356 кВ (масляных).
Распределительного устройства 6 кВ размещаемого в модульном
– с вакуумными выключателями 10 кВ в выкатном исполнении (ВВTEL
фирмы “Таврида-Электрик”);
– с секционной перемычкой с вакуумными выключателями 10 кВ в
выкатном исполнении (ВВTEL);
– с панелями собственных нужд защиты и автоматики.
Конденсаторных батарей размещаемых в двух отдельно стоящих блоках.
ОРУ 35 кВ состоит из блоков: двух блоков приема ВЛ 35 кВ; двух блоков
трансформаторов собственных нужд ТМ 100-3504 кВ; двух блоков выключателей
силовых трансформаторов; двух блоков шинных аппаратов; одного блока
секционного выключателя.
РУ 6 кВ подстанции комплектуются из ячеек К-63 с вакуумными
выключателями. В РУ 6 кВ принята одинарная секционированная выключателями
5.Выбор сечений проводов и кабелей
Выбор сечения проводов ВЛ и КЛ производят в зависимости от ряда
технических и экономических факторов.
Электрические сети рассчитывают:
– по экономической плотности тока;
– по потерям напряжения;
– на механическую прочность;
– по условию возникновения короны.
Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения производят по
экономической плотности тока которая зависит от материала проводников и
числа часов использования часов максимума активной мощности. Сечение
проводников проектируемой линии можно определить по формуле [8]:
где Ip- расчетное значение тока А;
jэк- экономическая плотность тока jэк=14 Амм2 согласно [8] для
районов Западной Сибири.
где Sp- полная мощность кВ(А;
Uном- номинальное напряжение кВ.
Сечение провода или жилы кабеля полученное в результате расчета
округляется до стандартного ближайшего значения. Выбор сечений проводов и
кабелей по нагреву производят по расчетному току. В качестве расчетного
тока для параллельно работающих линий принимают ток после аварийного режима
(когда одна питающая линия вышла из строя).
Условие выбора сечения провода или кабеля по нагреву:
где Iдоп - допустимое значение тока приводимое в справочниках А.
5.1.Выбор сечений проводов ВЛ 35 кВ
Определим сечение проводов ВЛ 35 кВ по экономической плотности тока и
по нагреву для подстанций 356 кВ. Из табл.2.2 находим значения мощностей
этих подстанций для определения расчетного тока по формуле (2.10).
Для ПС 356 кВ “КНС-4”:
По формуле (2.9) определим сечение провода:
Полученное значение округлим до стандартного ближайшего значения т.е.
Fэк=95 мм2. Но в связи с тем что приемники электроэнергии находятся на
значительном расстоянии от ГПП примем сечение провода немного больше
расчетного. Тогда из справочника [5] выберем провод марки АС 120.
Выбор сечения по нагреву произведем по формуле (2.11). Согласно ПУЭ
[9] допустимый ток для АС 120 =390 А следовательно выбранный провод
удовлетворяет условиям нагрева. Выбор сечений для остальных подстанций
произведен аналогичным образом результаты расчетов сведены в табл.2.4.
Расчет сечений ВЛ 35 кВ
К подстанции Полная Расчетный Сечение Допустимый Принятая
расчетная ток А провода длительный марка
мощность мм2 ток А провода
К ПС 356 кВ 6175 102 73 390 АС 120
К ПС 356 кВ 5124 845 604 330 АС 95
5.2.Выбор сечений проводов и кабелей 6 кВ
Расчет произведен по методике описанной выше (п.2.5.1) результаты
представлены в табл.2.5 и табл.2.6.
Расчет сечений ВЛ 6 кВ
Источник Фидер Полная РасчетныСечениеДопустимыйПринятая
расчетная й ток Апроводадлительныймарка
ПС 356 кВ РУ-6 кВ 5124 4931 3522 960 АС 500
ПС 356 кВ РУ-6 кВ 6175 5942 4244 960 АС 500
“Куст 251” “Куст 251”
РУ-6 кВ ПС РУ-6 кВ 1272 1224 875 390 АС 120
Расчет сечений кабелей 6 кВ
Откуда Куда Полная РасчетнСечение Допустимы
расчетнаый токкабеля й
РУ-6 кВ “КНС-4”СТД 1600 15415 1483 106 190 3х120
РУ-6 кВ “КНС-4”ПЭДВ 180 кВ165 16 114 65 3х16 КПБП
РУ-6 кВ “КНС-4”КТПП 400 521 501 358 110 3х50 АВВГ
РУ-6 кВ АД 1600 кВт1572 1513 1081 190 3х120
РУ-6 кВ КТПП 400 394 38 271 110 3х50 АВВГ
Продолжение табл.2.6
РУ-6 кВ “Куст ТП 630 кВ(А614 591 422 210 3х95 КПБП
РУ-6 кВ АД 400 кВт 387 372 266 90 3х25
РУ-6 кВ КТПК(ВК) 67 64 46 50 3х16
“ПлНС-2” 160 кВ(А ААБлГ
6.Расчет токов короткого замыкания
6.1.Общая характеристика процесса короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называется всякое случайное или
преднамеренное не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое
соединение различных точек электроустановки между собой или землей при
котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают превышая
наибольший допустимый ток продолжительного режима.
Токи КЗ рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих
частей на термическую и динамическую стойкость для выбора при
необходимости устройств по ограничению этих токов а также для выбора и
оценки устройств релейной защиты.
Расчетным является трехфазное короткое замыкание так как токи КЗ в
этом случае имеют максимальные значения. Расчетным для минимально
возможного тока КЗ является одно- или двухфазное КЗ в конце
рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.
При расчетах токов КЗ принимаются допущения [10]:
– все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают
одновременно и с номинальной нагрузкой;
– расчетное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается
на 5 % выше номинального значения (т.е. среднее номинальное напряжение);
– КЗ наступает в момент времени при котором ударный ток КЗ будет иметь
наибольшее значение;
– сопротивление места КЗ считается равным нулю;
– не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в
– не учитываются емкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и
– не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
– не учитываются активные сопротивления элементов цепи если их суммарное
сопротивление до точки КЗ не превышает 13 суммарного индуктивного
– напряжения источников питания при КЗ остаются неизменными.
6.2.Расчет токов короткого замыкания
На рис.2.1 приведена расчетная схема замещения построенная в
соответствии с прил.1.
В нормальном режиме все секционные выключатели выключены силовые
трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый
режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного
силового трансформатора на другой т.е. когда секционные выключатели
включены. Этот режим и принят за расчетный.
Расчет токов КЗ выполним в относительных единицах по методике
изложенной например [8].
Рис.2.1 Расчетная схема замещения
Примем за базисную мощность Sб=100 МВ(А. За базисное напряжение примем
среднее номинальное напряжение где рассматривается КЗ: Uб1=115 кВ Uб2=37
Определим базисные токи для каждой ступени трансформации:
где Sб - базисная мощность МВ(А;
Uб- базисное напряжение кВ.
Определим сопротивления отдельных элементов схемы замещения
приведенной на рис.2.1. Ток КЗ системы принимаем [pic].
Сопротивление системы:
Параметры трех обмоточных трансформаторов на ПС 110356 кВ
“Промзона”: Sном=25 МВ(А Uк.в-с=105 % Uк.в-н=175 % Uк.с-н=65 %. Тогда
сопротивления лучей трансформаторов определим по формулам:
Расчет токов КЗ произведем на примере “Куст 251”.
Сопротивления линии 35 кВ (x0=04 Омкм r0=025 Омкм сопротивления
приняты в соответствии с указаниями приведенными [8] l=25 км.):
Сопротивления трансформаторов 356 кВ (трансформаторы Т3 Т4):
Сопротивления линии 6 кВ (x0=04 Омкм r0=03 Омкм сопротивления
приняты в соответствии с указаниями приведенными [8] l=07 км) определим
по формулам (2.16) и (2.17):
Сопротивления высоковольтных асинхронных двигателей (М1 М2 М3)
определим по формуле:
Sб- базисная мощность МВ(А;
Sном.д- номинальная мощность двигателей МВ(А.
На рис.2.2 приведена преобразованная схема замещения параметры
которой определены следующим образом:
Рис.2.2 Упрощенная схема замещения
Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке к-1:
где Iб - базисный ток той ступени на которой рассматривается ток КЗ кА;
ХΣ- суммарное индуктивное сопротивление от источника питания до точки
Суммарное индуктивное сопротивление до точки к-1:
Ударный ток КЗ в точке к-1:
где Куд - ударный коэффициент определяемый по кривой зависимости (Та).
В сетях где активные сопротивления не учитывают из-за их
несущественного влияния на полное сопротивление цепи КЗ можно принять
Минимальный ток КЗ определяется:
Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ ударный ток КЗ и ток
минимального КЗ в точке к-2 составят:
Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке к-3:
где Iк. с - ток КЗ от системы кА;
Iк.д- ток подпитки от высоковольтных двигателей кА.
Ударный ток КЗ в точке к-3:
iуд.д- ударный ток КЗ от двигателей кА.
Минимальный ток КЗ в точке к-3:
Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке к-4 (в этой
точке тоже учитываем ток подпитки от двигателей):
ХΣК-4.С=09125+035=126
Ударный ток КЗ в точке к-4:
Минимальный ток КЗ в точке к-4:
Аналогично определяются токи КЗ для других точек. Все результаты
расчетов сведены в табл.2.7.
Точка КЗ [pic] iуд кА [pic]
Продолжение табл.2.7
7.Выбор высоковольтных электрических аппаратов
7.1.Выбор выключателей
Выбор выключателей производится на основе сравнения расчетных данных с
соответствующими каталожными. Выключатели выбираются по номинальному
напряжению номинальному току конструктивному выполнению месту установки.
Проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и
термическую стойкость.
Т.е. должны выполняться условия:
Iрасч ≤ Iном (2.27)
[pic]≤ Iоткл (2.28)
где Вк- тепловой импульс тока кА2с;
It- ток термической стойкости выключателя в течение времени t которое
указывается в каталоге кА.
где I- действующее значение периодической составляющей тока КЗ кА;
tоткл- время от начала КЗ до его отключения с.
здесь tз - время действия релейной защиты для МТЗ tз=05÷1 с;
tвык- полное время отключения выключателя с;
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
где ХΣ RΣ- соответственно суммарное индуктивное и активное сопротивления
Выбор выключателей произведем на примере выключателей Q1-Q7.
Расчетный ток в этом случае можно определить по формуле:
где Sном. т - номинальная мощность силового трансформатора кВ(А;
По справочнику [5] выбираем воздушный выключатель типа ВВ-35-
Тепловой импульс тока при КЗ определим по формуле (2.31):
Т.к. активное сопротивление в цепи до точки к-1 отсутствует зададимся
Интеграл Джоуля для выбранных выключателей:
[pic] то есть Вк[pic]
Выбор остальных выключателей произведен аналогично результаты
расчетов сведены в табл.2.8.
При выборе выключателей учтено что при КЗ в некоторых точках схемы
электроснабжения токи КЗ не являются результатом сложения токов КЗ от
системы и от всех двигателей. Так например при КЗ в точке к-4 через
выключатель Q59 может протекать ток КЗ от системы по линии и ток подпитки
от двух двигателей. Через выключатели Q60-Q63 может протекать ток КЗ от
системы и ток подпитки не более трех асинхронных двигателей.
Выбор высоковольтных выключателей
Место установки Тип выключателейУсловия Расчетные Каталожные
выключателей по выбора данные данные
прил.1 сети выключателя
Q1-Q7 ВВ-35-201250У3 Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ Iном 4124 А 1250 А
Iк ≤ Iоткл 57 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 144 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 357 кА2с 1600 кА2с
Q8 Q11 Q12 ВВ-35-201250У3 Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ Iном 102 А 1250 А
Iк ≤ Iоткл 5 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 126 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 2825 кА2с1600 кА2с
Q9 Q13 Q14 ВВ-35-201250У3 Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ Iном 1209 А 1250 А
Iк ≤ Iоткл 493 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 125 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 275 кА2с 1600 кА2с
Продолжение табл.2.8
Q10 Q15 Q16 ВВ-35-201250У3 Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ Iном 845 А 1250 А
Iк ≤ Iоткл 466 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 1183 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 245 кА2с 1600 кА2с
Q17 Q18 Q23 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Q31 Q32 У2 Iрасч ≤ Iном 5084 А 630 А
Iк ≤ Iоткл 1072 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 287 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 1293 кА2с1200 кА2с
Q19 Q20 ВВTEL-10-20100Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
У2 Iрасч ≤ Iном 7054 А 1000 А
Iк ≤ Iоткл 132 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 3352 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 1264 кА2с 1600 кА2с
Q21 Q22 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
У2 Iрасч ≤ Iном 4931 А 630 А
Iк ≤ Iоткл 1221 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 3092 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 1075 кА2с 1200 кА2с
Q24 ВВTEL-10-20100Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Iк ≤ Iоткл 1162 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 2951 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 1519 кА2с1600 кА2с
Q25 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Iк ≤ Iоткл 1142 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 289 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 1467 кА2с1200 кА2с
Q26-Q30 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Q33-Q37 У2 Iрасч ≤ Iном 591 А 630 А
Q38 Q39 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Q45-Q47 У2 Iрасч ≤ Iном 1483 А 630 А
Вк ≤ [pic] 19602 1200 кА2с
Q40-Q44 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Q48-Q52 У2 Iрасч ≤ Iном 16 А 630 А
Q53-Q56 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
У2 Iрасч ≤ Iном 1513 А 630 А
Вк ≤ [pic] 1677 кА2с1200 кА2с
Q57 Q58 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
У2 Iрасч ≤ Iном 1224 А 630 А
Iк ≤ Iоткл 796 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 166 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 713 кА2с 1200 кА2с
Q59 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Iк ≤ Iоткл 774 кА 20 кА
iуд ≤ iдин 1603 кА 52 кА
Вк ≤ [pic] 674 кА2с 1200 кА2с
Q60-Q63 ВВTEL-10-20630Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
У2 Iрасч ≤ Iном 372 А 630 А
В качестве сборных шин примем алюминиевые шины прямоугольного сечения.
Расчет сечений приведен в табл.2.9 на основании расчетов табл.2.5.
Выбор сечения шинопроводов
Место расположенияРасчетный ток Допустимый длительныйПринятая марка шин
А ток при одной полосе
ЗРУ-6 кВ “КНС-4” 7054 740 50х6 ШАТ
ЗРУ-6 кВ “ПНС-1А” 4931 540 40х5 ШАТ
ЗРУ-6 кВ “Куст 5084 540 40х5 ШАТ
ЗРУ-6 кВ “ПлНС-2” 1224 165 15х3 ШАТ
Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. В качестве
примера рассмотрим шины расположенные в ЗРУ-6 кВ “КНС-4”. Шину
закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:
где М - изгибающий момент создаваемый ударным током КЗ Н·м;
W - момент сопротивления м3.
где F- сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним
l- расстояние между изоляторами l=11 м.
где а - расстояние между токоведущими шинами а=035 м;
Кф - коэффициент формы Кф=11.
Момент сопротивления при расположении шин плашмя:
где b h- соответственно узкая и широкая стороны сечения шины м.
Тогда наибольшее напряжение в металле шин:
Допустимое при изгибе напряжение для алюминиевых шин доп=70 МПа
следовательно выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической
Для проверки возможности возникновения механического резонанса в
шинах определим частоту свободных колебаний шин:
Е- модуль упругости материала шины для алюминия Е=72·1010 Нм2;
J- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба м4;
m- масса единицы длины шины m=0802 кгм.
Т.к. 0 > 200 Гц явление резонанса не учитываем.
Проверим шины на термическую стойкость. Минимально допустимое сечение
где I- ток короткого замыкания А;
tпр- приведенное время КЗ с;
где tпр.п tпр.а - периодическая и апериодическая составляющие
приведенного времени КЗ с.
Для времени отключения КЗ tоткл=1 с и "=1:
Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости поскольку
Fш > Fт или 50х6=300 > 1247 мм2
Проверка остальных шин производится аналогичным образом в результате
можно сделать вывод что выбранные сечения шин удовлетворяют условиям
электродинамической и термической стойкости.
7.3.Выбор трансформаторов тока и напряжения
Для выбора трансформаторов тока составим табл.2.10.
Выбор трансформаторов тока
Место Тип Вариант Условия выбора РасчетныеКаталожны
установки трансформатоисполнения данные е данные
ЗРУ-6 кВ ТЛК-10 05Р Uном≥Uс 6 кВ 10 кВ
“Куст 251” I1ном≥Iрасч 5084 А 600 А
[pic]≥iуд 287 кА 846 кА
“КНС-4” I1ном≥Iрасч 7054 А 800 А
[pic]≥iуд 3352 кА 1128 кА
Продолжение табл.2.10
“ПлНС-2” I1ном≥Iрасч 1224 А 600 А
[pic]≥iуд 166 кА 846 кА
Проверку трансформаторов тока на электродинамическую стойкость произведем
на примере трансформатора тока ЗНОЛ-35.
где Кдин - кратность электродинамической устойчивости приводится в
I1ном- номинальный первичный ток трансформаторов тока А.
Термическая стойкость при КЗ:
где Кt- кратность термической устойчивости приводится в каталогах Кt=65;
tпр- приведенное время КЗ (см. формулу 2.43) tпр=0805 с;
I- действующее значение периодической составляющей тока КЗ А.
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов и
реле выбирают: по номинальному напряжению первичной обмотки классу
точности схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению. Результаты
выбора представлены в табл.2.11.
Выбор трансформаторов напряжения
Место Тип Условия Расчетные Каталожные
установки трансформаторавыбора данные данные
ОРУ-35 кВ ЗНОМ-35-65 Uном≥Uс 35 кВ [pic] кВ
ЗРУ-6 кВ НОМ-6 Uном≥Uс 6 кВ 6 кВ
“Куст 251” S= 200 В(А
“ПлНС-2” S= 200 В(А
“ПНС-1А” S= 200 В(А
7.4.Выбор предохранителей
Защиту плавкими предохранителями обеспечим трансформаторам напряжения.
Для их защиты выберем предохранители типа ПКТН-10 и ПКТН-35У1 [5]
технические данные которых представлены в табл.2.12 и табл.2.13.
Параметры предохранителя ПКТН-10
Номинальное напряжение кВ 10
Номинальный ток патрона А 8
Номинальный ток отключения кА 135
Наибольшая отключаемая мощность кВА 200 000
Номинальный ток плавкой вставки кА 32
Номинальный ток предохранителя А 32
Параметры предохранителя ПКТН-35У1
Номинальное напряжение кВ 35
Номинальный ток патрона А 20
Номинальный ток отключения кА 27
Наибольшая отключаемая мощность кВА 250 000
Номинальный ток плавкой вставки кА 4
Номинальный ток предохранителя А 46
7.5.Выбор разрядников и ОПН
На стороне напряжения 35 кВ применим вентильные разрядники типа РВМ-
а на стороне напряжения 6 кВ - РВО-6.
В ЗРУ для защиты изоляции от коммутационных пере напряжений применим
ограничители перенапряжений ОПН-10.
7.6.Выбор разъединителей
Произведем выбор разъединителей внутренней и наружной установки [5].
Проверка на электродинамическую и термическую стойкость выполнена
аналогично с п.2.7.1 результаты выбора представлены в табл.2.14.
Выбор разъединителей
установки разъединителя выбора данные данные
Наружная РНД-35630 Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
установка Iрасч ≤ Iном 845÷1209 А 630 А
iуд ≤ iдин 1183÷125 кА 64 кА
Вк ≤ [pic] 245÷2825 1600 кА2с
Внутренняя РВО-61000 Uc ≤ Uном 6 кВ 6 кВ
установка Iрасч ≤ Iном 1224÷7054 А 1000 А
iуд ≤ iдин 166÷3352 кА 120 кА
Вк ≤ [pic] 713÷1264 кА2с6400 кА2с
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
Релейной защитой называется совокупность специальных устройств и
средств обеспечивающая автоматическое отключение поврежденной части
электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для
установки непосредственной опасности то релейная защита должна приводить в
действие сигнальные устройства не отключая установку.
Основные условия надежной работы релейной защиты следующие:
– обеспечение селективности т.е. отключения только поврежденных участков.
Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени
обеспечивающей селективность. Выдержка определяется полным временем
действия защиты до отключения поврежденного участка;
– достаточная чувствительность по всем видам повреждений на защищаемой
линии и на линиях питаемых от нее а также к изменению в связи с этим
параметров (тока напряжения и др.) что оценивается коэффициентом
– максимальная простота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная
надежность и быстродействие;
– наличие сигнализации о неисправностях в цепях питающих аппараты
2.Источник оперативного тока
Ток питания цепей релейной защиты автоматики и сигнализации
называется оперативным током. В качестве оперативного тока используем
выпрямленный ток получаемый от зарядно-выпрямительных устройств типа AEES
HPT 125.220. XSTF производства фирмы OLDHAM FRANS.
Переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью
блоков питания и выпрямительных устройств. Питание выпрямительных устройств
осуществляется от двух трансформаторов собственных нужд которые
подключаются до вводных выключателей. Поскольку напряжение источника
оперативного тока этого типа зависит от колебаний напряжения в защищаемой
цепи при ненормальных режимах то их нельзя применять для отключения и
сигнализации. Следовательно подключим указанные цепи к блокам питания.
Схема такого блока питания представлена в приложении 3.
Токовый элемент блока питания БПТ подключается к трансформатору тока и
состоит из промежуточного насыщающегося трансформатора TLA конденсатора С
для феррорезонансной стабилизации напряжения и выпрямителя V2. Токовый
элемент обычно используется для отключения коротких замыканий на защищаемом
Элемент напряжения подключается к трансформатору напряжения и состоит
из промежуточного трансформатора TLV и выпрямителя V1. Этот блок
используется для оперативных отключений выключателя Q.
Блоки питания тока БПТ и напряжения БПН выпускаются раздельно поэтому
их можно применять как порознь так и вместе. Комбинированный блок
получается при параллельном включении выходных цепей обеих блоков как
показано в приложении 3. При коротких замыканиях необходимое напряжение на
выходе обеспечивается за счет трансформаторов тока а при повреждениях и
ненормальных режимах сопровождающихся снижением тока - за счет
трансформаторов напряжения.
3.Релейная защита и автоматика подстанций КТПБ (М)
Релейная защита автоматика управление сигнализация выполняются на
постоянном оперативном токе получающие питание от зарядно-выпрямительных
устройств типа AEES HPT 125.220. XSTF производства фирмы OLDHAM FRANS.
Релейная защита автоматика управление сигнализация присоединений 35
кВ и 6 кВ выполняется на микропроцессорных устройствах цифровой релейной
защиты типа SEPAM 2000 и SEPAM 1000+ фирмы Merlin Gerin (Франция) и
предусматривается в следующих объемах:
– На вводах 35 кВ предусматриваются SEPAM 1000+ S20 с модулем MES 114
позволяющий выполнить максимальную токовую защиту отключение от дуговой
защиты включение обдувки.
– На трансформаторе 356 кВ предусматриваются SEPAM 2036 S36CRD22 и SEPAM
26 S26LTT14 которые позволяют выполнить:
– продольную дифференциальную защиту;
– газовую защиту (для масляных трансформаторов);
– максимальную токовую защиту;
– контроль нагрева обмоток.
– На секционном выключателе 35 кВ предусматривается SEPAM 1000+S20
позволяющий выполнить максимальную токовую защиту.
– На трансформаторе напряжения 35 кВ предусматривается SEPAM 1000+В20
позволяющий осуществлять контроль напряжения на шинах 35 кВ и контроль
– На вводах 6 кВ предусматривается SEPAM 1000+ позволяющий выполнить
максимальную токовую защиту и АВР секционного выключателя 6 кВ.
– На секционном выключателе 6 кВ предусматривается SEPAM 1000+ с модулем
MES 114 позволяющий выполнить максимальную токовую защиту.
– На отходящих фидерах 6 кВ:
– На отходящих линиях к ВЛ (КЛ) предусматривается SEPAM 1000+S20
позволяющий выполнить максимальную токовую защиту двухступенчатое
АПВ а также АЧР и ЧАПВ. На кабельных линиях (КЛ) предусмотрена
сигнализация замыкания на землю.
– На отходящих линиях к электродвигателям предусматривается SEPAM
00+S20 позволяющий выполнить максимальную токовую защиту защиту
от многофазных замыканий на землю от токов перегрузки и от
асинхронного режима для (синхронных двигателей).
– На отходящих линиях к конденсаторным батареям (КБ) предусматривается
SEPAM 2026 S26LTC01 позволяющий выполнить максимальную токовую
защиту. Защита от повышения напряжения выполняется на SEPAM 1000+В20
предусмотренном для трансформаторов напряжения 6 кВ.
– На трансформаторе напряжения 6 кВ предусматривается SEPAM 1000+В20
позволяющий осуществлять контроль напряжения на шинах 6 кВ и контроль
изоляции а также решать защиты от минимального напряжения.
– В качестве защиты на шинах 6 кВ используется функция "Логического
ожидания" SEPAM выключателей вводов и секционного выключателя 6 кВ.
– В КРУ-6 кВ имеется быстродействующая дуговая защита выполненная с
использованием разгрузочных клапанов избыточного давления в сочетании с
чувствительными элементами дуговой защиты – фототиристорами
установленными в высоковольтных отсеках шкафов: отсеке ввода (вывода)
выкатного элемента сборных шин. Контроль положения разгрузочных
клапанов избыточного давления осуществляется путевыми конечными
выключателями подключенными к соответствующим цепям схем дуговой
4.Устройство цифровой релейной защиты серии SEPAM 1000+
Устройство цифровой релейной защиты SEPAM 1000+ обладает всеми
стандартными функциями микропроцессорных защит – измерения автоматика
защита диагностика сети и коммутационного аппарата самодиагностика
цифровое осциллографирование и связь по открытому протоколу MODBUS.
Серия SEPAM 1000+ относится к поколению полностью цифровых устройств
релейной защиты т.е. устройств в которых используется аналогово-цифровое
преобразование входных величин а обработка полученных цифровых сигналов
ведется исключительно с помощью микропроцессоров.
Все устройства серии SEPAM 1000+ могут быть оборудованы следующими
дополнительными модулями:
– модулем связи с системой диспетчерского управления;
– модулем температурных датчиков;
– модулем аналогового выхода;
– дополнительными модулями входов-выходов.
Кроме того устройства этой серии могут иметь различный человеко-
машинный интерфейс в виде:
– программируемой линейки светодиодов;
– встроенного графического экрана;
– выносного графического экрана.
Также имеется редактор логических формул позволяющий реализовывать
различные функции автоматики. Широкие возможности цифрового
осциллографирования – до 20 сек записей 12 аналоговых и 16 дискретных
параметров. Следует отметить что устройства серии SEPAM имеют
русифицированное программное обеспечение и интерфейс. Также присутствует
интерфейс RS-485 обеспечивающий подключение ПЭВМ или систем
телекоммуникаций. Возможна установка дополнительных модулей логических
входов типа MES 102 или MES 114.
5.Защита линий 6 и 35 кВ
Сети напряжением 6 – 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Для
таких линий предусматривается защита от многофазных замыканий и от
однофазных замыканий на землю.
Защита от многофазных замыканий включает в себя две ступени:
– токовая отсечка (ТО);
– максимальная токовая защита (МТЗ).
Для линий 35 кВ применим ТО МТЗ и защиту от замыканий на землю для
линий 6 кВ МТЗ и защиту от замыканий на землю.
МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом возможного
его увеличения обусловленного самозапуском электродвигателей. ТО выполним
трех ступенчатой она удовлетворяет всем требованиям резервирования и во
многих случаях успешно заменяет более сложные защиты. Защиту от однофазных
замыканий на землю выполним с использованием трансформаторов тока нулевой
последовательности с действием от емкостного тока на сигнал.
Предлагается выполнить защиту линий на микропроцессорном устройстве
типа SEPAM 1000+ S20.
6.Защита электродвигателей
Для защиты синхронных и асинхронных электродвигателей напряжением выше
кВ предусматривается защита:
– от многофазных замыканий в обмотке статора на ее выводах;
– от замыканий на землю в обмотке статора;
– от снижения и исчезновения напряжения.
Для синхронных двигателей предусматривается кроме того защита от
асинхронного режима и замыкания в цепи возбуждения.
Это достигается установкой максимальной токовой защиты
дифференциальной защиты защиты от замыканий на землю защиты по
минимальному напряжению и защиты от асинхронного режима.
Предлагается выполнить защиту электродвигателей на микропроцессорном
устройстве типа SEPAM 1000+S20.
7.Защита трансформаторов
Защиту трансформаторов рассмотрим более подробно.
В зависимости от номинальной мощности трансформаторов для них могут
применяться различные защиты. Согласно ПУЭ [9] для трансформаторов
напряжением 356 кВ мощностью 6300 кВ(А и более предусматриваются следующие
– защита от многофазных замыканий в обмотках на выводах и в
соединениях трансформатора с шинами;
– от выделений газа и снижения уровня масла;
– внешних многофазных КЗ;
– однофазных КЗ в обмотках НН и на выводах;
– однофазных замыканий на землю на стороне ВН;
– однофазных замыканий на землю на стороне НН;
Это достигается установкой максимальной токовой защиты (МТЗ) газовой
и дифференциальной защит.
Рассмотрим защиту трансформатора 356 кВ расположенного на “КНС-4”.
Схема включения трансформаторов тока для МТЗ приведена на рис.3.1.
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего
где Кн – коэффициент надежности примем Кн=11;
Кв – коэффициент возврата реле для цифрового реле Кв=095;
Iраб.макс – максимальный рабочий ток трансформатора Iраб.макс=1209 А.
Рис.3.1. Схема включения трансформаторов тока для МТЗ
Ток срабатывания защиты равен:
Ток срабатывания реле:
где Ксх – коэффициент схемы для нашей схемы соединения обмоток
трансформаторов тока Ксх=1;
nTA – коэффициент трансформации трансформаторов тока nTA=1505=30.
Коэффициент чувствительности для МТЗ:
МТЗ полностью удовлетворяет условию чувствительности.
Для защиты от междуфазных замыканий применим дифференциальную защиту.
Схема включения трансформаторов тока для дифференциальной защиты приведена
Расчет дифференциальной защиты:
Рис.3.2.Схема включения трансформаторов тока для дифференциальной
Ток срабатывания защиты выбирают по двум условиям:
) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового
где Котс - коэффициент отстройки примем Котс=13;
Iном – ток протекающий через трансформатор в номинальном режиме
Iс.з.=13(1209=15717 А.
) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ:
Iнб.расч =02 ( I(3)=02 ( 4930=986 А
Iс.з=13 ( 986=12818 А
Ток срабатывания реле в соответствии с формулой (3.2) равен:
Коэффициент чувствительности:
Газовая защита трансформатора:
Все трансформаторы мощностью 6300 кВ(А и более имеют газовую защиту
которая реагирует на все виды его внутренних повреждений а также действует
при утечке масла из бака. Схема газовой защиты приведена на рис.3.3.
Рис. 3.3 Схема газовой защиты трансформатора
Защиту трансформаторов 366 кВ предлагается выполнить на комплекте
цифровой защиты трансформаторов типа SEPAM 1000+В20.
Выходы с трансформаторов тока подаются на аналоговые входы блока
защиты. Эти входы настраиваются программно с помощью программы пользователя
на персональном компьютере. Значения уставок также задаются с помощью
программы пользователя.
Сигналы срабатывания газовой защиты подаются на оптронные входы
которые тоже настраиваются программно.

бжд.doc

6.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1.Вредности и опасности на предприятии
Безопасность труда в большей степени зависит от совершенства
технологии добычи нефти и уровня технической оснащенности
нефтегазодобывающего предприятия. Более безопасными являются непрерывные
закрытые механизированные и автоматизированные технологические процессы
добычи сбора и первичной обработки продукции нефтяных скважин.
В нефтегазовой промышленности при неправильной организации труда и
при несоблюдении определенных профилактических мероприятий может иметь
место вредное воздействие на человека нефтяных паров газов и других
веществ применяемых или сопутствующих производственному процессу.
Многие технологические процессы в нефтяной промышленности
осуществляются с применением токсичных веществ и образованием пыли. К
группе токсичных относятся химические вещества объединяемые в группу ядов
которые при неправильной организации производства могут привести к
отравлениям или наркотическим действиям.
К числу факторов производственной сферы представляющих потенциальную
опасность на Приобском нефтяном месторождении можно отнести:
– неправильную организацию производственного процесса;
– движущиеся элементы;
– производственные вредности (недостаток освещения газ
несоответствующие условия микроклимата и др.);
– наличие взрывоопасных смесей и легко воспламеняющихся
Чтобы максимально снизить риск получения производственных травм или
профессиональных заболеваний необходимо:
– все работы организовывать согласно “Единой системы управления и
охраны труда” (ЕСУОТ) “Правил технической эксплуатации
электроустановок” (ПТЭ) “Правил технической безопасности при
эксплуатации электроустановок” (ПТБ) и различных ведомственных норм
– концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должны
превышать предельно допустимых норм в соответствии с ГОСТ 12.1.005 –
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей
Вещество Предельно Класс Вещество Предельно Класс
допустимая опасности допустимая опасности
концентрация концентрация
Окись 20 4 Ртуть 001 1
Углеводороды 300 4 Кальцинированн2 4
алифатические ая сода
Метилмеркапта08 2 Известь 5 4
Метанол 5 3 Силикат натрия6 3
Каустическая 05 2 Цемент 6 4
Барит 6 4 Гематит 5 4
Сера 2 4 Серная кислота1 2
– в соответствии с “Правилами электроустановок” (ПУЭ) для защиты
людей от поражения электрическим током предусмотрена по крайней мере
одна из следующих защит: заземление зануление защитное отключение
– все вращающиеся части машин должны быть ограждены.
– в помещениях должна быть предусмотрена вытяжная и приточная
– для предупреждения образования взрывоопасных концентраций и взрывов
необходимо применение герметичного технологического оборудования
исключающего возможность разлива нефти выхода газа в окружающую
среду применение электрооборудования во взрывозащищенном
– необходимо удалять из мест скопления горючих материалов
электрооборудование нормально искрящее по условиям работы. Силовое
электрооборудование приборы аппараты и проводки пожароопасных
помещений должны иметь защиту от механических повреждений и сырости.
Соединительные и ответвительные коробки должны быть выполнены в
пыленепроницаемом исполнении.
Таким образом безопасная эксплуатация электрооборудования для сбора
подготовки и транспортировки нефти и газа обеспечивается строгим
соблюдением технических условий строительных норм и правил проектных
решений хорошим качеством строительно – монтажных работ поддержанием
необходимой герметичности оборудования и трубопроводов предупреждением
коррозии своевременным устранением утечек соблюдением сроков ремонтов и
технических осмотров постоянным надзором за исправностью оборудования.
2.Опасность поражения электрическим током
Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия
эксплуатации электрооборудования требуют особого внимания к обеспечению
электробезопасности обслуживающего персонала.
В процессе эксплуатации электрооборудования возможна некоторая
вероятность прикосновения человека к токоведущим частям. Электротравмы
возникают при контакте с токоведущими частями при пробое электроизоляции и
возникновения напряжения на нетоковедущих металлоконструкциях при
попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов или
заземлителей (поражение шаговым напряжением).
Электрический ток проходя через тело человека может вызвать тяжелые
травмы и смерть. Степень поражения определяется силой тока частотой
длительностью и индивидуальными свойствами человека. Значения предельно –
допустимого тока проходящего через тело человека представлены в табл.6.2.
Значение предельно – допустимого тока проходящего через тело человека
Режим работы Частота тока Гц Предельно – Длительность
электроустановки допустимый ток воздействия с
Нормальный 50 03 Не нормируется
Аварийный: в 50 6 Более 1
производственных 400 8
условиях Постоянный 15
Установлено также что безопасным является переменное напряжение не
превышающее 42 В и постоянное не превышающее 110 В; допускается
устанавливать меньшие значения безопасных напряжений (ГОСТ 12.2.007.0-75
п.1.2). Однако термин “безопасное” напряжение в данном случае является
условным так как при определенных условиях попадание человека под
напряжение даже значительно ниже 42 В может привести к электротравме.
Выбор электрооборудования производится с учетом условий его работы.
Напряжение питания электрифицированного инструмента должно быть не более 36
В в помещениях с повышенной опасностью в особо опасных помещениях – 12 В.
В этих помещениях допускается применение электроинструмента на 220 В но с
обязательным использованием защитных средств и надежного заземления корпуса
электроинструмента. В этих случаях рекомендуется для питания
электроинструментов применять разделяющие трансформаторы.
Важным фактором безопасности является защитное заземление в качестве
которого используют обсадные трубы сваи или искусственные заземлители.
Обслуживание электроустановок доверяется лицам которым присвоена
квалификационная группа допуска. Следует строго руководствоваться
“Правилами технической безопасности“ ПЭЭП и местными инструкциями по
технике безопасности.
3.1.Охрана труда и техника безопасности
Для обеспечения техники безопасности при эксплуатации электроустановок
искусственное освещение блоков и сооружений дорого и проездов – в
соответствии с разрядом и подразрядом зрительных работ;
аварийное освещение для эвакуации людей или проведения ремонтных
работ; местное освещение;
выбор схемы электроснабжения потребителей электроэнергии
обеспечивает их надежную работу;
выбор электрооборудования проводов и кабелей а также способов их
установки и прокладки произведен с учетом условий среды в которой
они эксплуатируются;
расчетные токовые нагрузки не превышают максимально допустимых
токовых нагрузок на выбранные сечения проводов и кабелей;
аппараты приборы провода шины и конструкции соответствуют
нормальным условиям работы условиям режима коротких замыканий;
заземление электрооборудования и опор ВЛ обеспечивает безопасность
обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте
Проектом предусматривается установка постоянных знаков и плакатов на
опорах ВЛ в соответствии с требованиями ПУЭ 98. п.2.5.15. Принятое сечение
проводов обеспечивает их механическую прочность.
3.2.Техника безопасности и охрана труда на подстанциях 356 кВ
Предусматривается ограждение подстанций забором из металлической сетки
высотой 2 м. Ворота и калитки оборудуются замками. На ограждении и воротах
крепятся предупредительные плакаты установленного образца. Расстояние от
токоведущих частей до ограждения соответствует ПУЭ -98 табл.4.2.2.
Предусмотрено комплектование подстанций защитными защитными средствами
по нормам ПТЭ и ПТБ. На подстанциях типа КТПБ(М)35 предусмотрена
электромагнитная блокировка приводов разъединителей выключателей 35 кВ и
заземляющих ножей разъединителей при помощи электромагнитных замков ЭБ-1.
Блокировка выкатной части КРУН с выключателями 6 кВ предусмотрена заводской
В КРУ имеется быстродействующая дуговая защита выполненная на
высокочувствительных элементах установленных в высоковольтных отсеках. Для
повышения степени безопасности персонала при обслуживании КРУ установленная
между высоковольтной частью и коридором управления вентиляционная решетка
выполнена с автоматически закрывающимися от потоков газа жалюзями
исключающими выброс пламени в зону обслуживания при коротком замыкании в
высоковольтных отсеках.
3.3.Гигиенические критерии оценки условий труда
Общая оценка условий труда в соответствии с методическими указаниями
[13] приведена в табл.6.3.
Оценка условий труда по степени вредности и опасности
Фактор Классы условий труда
Оптим. Допуст.Вредный Опасн
Напряженность труда х
Дополнительные сведения по показателям тяжести и напряженности
трудового процесса приведены в табл.6.4 и табл.6.5.
Классы условий труда по показателям тяжести трудового процесса
Показатели тяжести Классы условий труда
Оптим. Допуст. Вредный
Физическая динамическая х
нагрузка выраженная в единицу
внешней механической работы
Масса поднимаемого и х
перемещаемого груза вручную
Стереотипные рабочие движения х
Статическая нагрузка х
Перемещение в пространстве км х
Классы условий труда по показателя напряженности трудового
Показатели напряженности Классы условий труда
Интеллектуальные наррузки х
Сенсорная нагрузка х
Эмоциональная нагрузка х
Монотонность нагрузок х
4.Расчет заземления ПС 110356 кВ “Промзона”
Конструкция искусственного заземляющего устройства выполняется на
основе вертикальных электродов объединенных соединительными полосами в
единую конструкцию к которой с помощью заземляющих проводников
присоединяются электроустановки.
Все оборудование подстанции подлежит заземлению путем присоединения к
заземляющему контуру подстанции. Заземляющий контур выполнен из электродов
диаметром 12 мм длинной 5 м забитых на глубину 07 м от поверхности
земли. Все соединения выполнены сваркой. Сопротивление заземляющего
устройства не должно превышать 4 Ом в любое время года согласно ПУЭ.
Вертикальные электроды соединены между собой горизонтальными полосами
Подстанция занимает территорию площадью 6300 м2. В качестве
естественного заземлителя используем систему трос – опоры двух подходящих
ВЛ 110 кВ на металлических опорах с длинной пролета 250 м сечение троса 50
мм2 расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной
Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства (ЗУ) растеканию
тока должно быть не более Rзу(05 Ом.
Расчет произведем в соответствии с методикой изложенной например в
Сопротивление естественного заземлителя одной линии:
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя:
где Rе – сопротивление естественного заземлителя Ом;
Rзу – сопротивление заземляющего устройства растеканию тока Ом.
По расчетной модели определим суммарную длинну горизонтальных
электродов если количество вертикальных заземлителей n=32.
Длинна одной стороны квадратной сетки расчетной модели [pic].
Количество ячеек по одной стороне m=7.
Тогда суммарная длинна горизонтальных электродов:

list(1-4).dwg

титульник.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электроэнергетики
Специальность: «Электропривод и автоматика промышленных установок и
технологических комплексов»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту на тему:
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРОПРИВОД ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
ПРАВОБЕРЕЖНОЙ ЧАСТИ ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ КУСТА
Дипломник Е.М. Бритоусов
Руководитель Р.А. Кудряшов
Консультанты Е.В. Худякова
Нормоконтроль Д.М. Червяков
ПРОЕКТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ В ГЭК
Зав. Кафедрой “Электроэнергетика” С.И. Кицис

Приложение 1.doc

Расчетная схема электроснабжения