Расчет электрических нагрузок потребителей кустовой насосной станции

Final1.dwg

Схема электроснабжения nкустовой насосной станции nс защитой трансформатораn
Схема двухступенчатой токовой защиты трансформатора
Схема дифференциальной защиты трансформатора
Схема газовой защиты трансформатора

новоселов задание2.doc

Задание на курсовое проектирование:
Параметры системы ППД следующие:
Напряжение питающей сети: 110 кВ.
Тип насоса: ЦНС 180 – 1900.
Электропривод: синхронные двигатели (5 шт.) 4 в работе 1 резерв.
Мощности К.З: Sк.з мин=310 МВА Sк.з макс=385 МВА.
Рассчитать необходимую мощность приводных электродвигателей и выбрать их
Разработать и описать систему электроснабжения объекта предусмотрев
возможности самозапуска и повышения уровня бесперебойности
Разработать и описать систему управления электроприводом установки.
Рассчитать и выбрать блочную трансформаторную подстанцию для объекта.
Произвести расчет и выбор основного электрооборудования блочной
трансформаторной подстанции.
Рассчитать коэффициент мощности узла нагрузки и предложить мероприятия
Курсовой проект 29с 4 рис. 2 табл. 9 источников 3 приложения.
ТЕХНОЛОГИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КНС РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ
Объектом исследования является система ППД. Цель работы – разработка
системы электроснабжения ППД а также системы управления электроприводом
технологическая часть .7
ВЫБОР МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ 10
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КНС 12
1. Выбор мощности силовых трансформаторов 12
2. Выбор высоковольтного оборудования 14
3. Выбор высоковольтных выключателей 16
4. Выбор трансформаторов напряжения 16
5. Выбор трансформаторов тока. 17
6. Выбор разрядников 18
7. Выбор ограничителей перенапряжений 18
8. Выбор разъединителей. 18
9. Выбор ячеек КРУ 18
1. Защита от перегрузки. 20
2. Защита от асинхронного режима 20
3. Защита от снижения напряжения 21
СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ 23
Список используемой литературы 26
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 .. .. 29

1,1.doc

Министерство общего и профессионального образования РФ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра Электроэнергетики
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
«Расчет электрических нагрузок потребителей
кустовой насосной станции»
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
На рис. 1.1 приведена схема электроснабжения кустовой насосной станции
для закачки воды в пласт. Параметры схемы электроснабжения следующие:
Длина линии 35 кВ – 20 км;
Длина линии 6 кВ – 1 км;
Трансформаторы Т1Т2: Sном = 25 МВ*А Uк.в-с% = 105 %
Uк.в-н% = 17 % Uк.с-н% = 5
Синхронные двигатели М5 – М7: P = 1.6 МВт
Рассчитать электрические нагрузки на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции 356 кВ при КНС и выбрать мощность и тип
силовых трансформаторов Т3 Т4. Потребитель I категории.
Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки РУ – 6 кВ к
которому относятся: высоковольтные выключатели с приводом
разъединители трансформаторы тока и напряжения разрядники сборные
Выбрать и рассчитать защиты трансформатора. Выбрать источники
оперативного тока начертить принципиальные электрические схемы этих
защит выбрать для них трансформаторы тока необходимые реле
рассчитать уставки оценить чувствительность защит.
Начертить однолинейную схему двухтрансформаторной подстанции при КНС
с ОРУ – 35 кВ и ЗРУ – 6 кВ указать на ней все необходимое
Курсовая работа включает в себя пояснительную записку состоящую из 47
страниц машинописного текста 6 иллюстраций 7 таблиц и 1 лист графического
материала. Цель курсовой работы – систематизировать и углубить знания
полученные при изучении теоретического курса получить практические навыки
проектирования электроснабжения предприятий и расчета релейной защиты.
В ходе курсовой работы было выполнено: расчет электрических нагрузок
определение мощностей трансформаторов 356 кВ и их выбор выбор силового
оборудования и типовых ячеек КРУ – 63 кВ а также разработка схем релейных
защит воздушных линий.
При расчете электрических нагрузок на стороне высшего напряжения
Гипротюменьнефтегаз.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКАЯ СТОЙКОСТЬ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА.
В тексте использованы следующие сокращения:
КНС – кустовая насосная станция;
ВЛ – воздушная линия;
СД – синхронный двигатель;
ЗРУ – закрытое распределительное устройство;
КЗ – короткое замыкание;
КРУ – комплектное распределительное устройство;
МТЗ – максимальная токовая защита;
ТО – токовая отсечка.
Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции 35 6 кВ при кустовой насосной
станции и выбор мощности и типа силовых трансформаторов.
1.1. Схема электроснабжения кустовой насосной станции.
2. Расчет мощности высоковольтных электродвигателей.
1.3. Выбор числа и мощности трансформаторов.
Выбор оборудования и типовых ячеек РУ – 6 кВ.
1. Выбор сечений проводов и кабелей.
3. Расчет токов короткого замыкания.
4. Выбор высоковольтных аппаратов.
2.4.1. Выбор выключателей.
2.4.3. Выбор разъединителей.
2.4.4. Выбор ограничителей перенапряжения.
2.4.5. Выбор трансформаторов тока.
2.4.6. Выбор трансформаторов напряжения.
2.4.7. Выбор предохранителей.
Выбор и расчет релейной защиты трансформаторов.
3.1. Расчет токовой отсечки.
3.2. Расчет максимальной токовой защиты.
3.3 Выбор источника оперативного тока.
Список использованных источников.
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА СТОРОНЕ ВН ТП 35 6 КВ ПРИ КНС И ВЫБОР
МОЩНОСТИ И ТИПА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1. Схема электроснабжения КНС
Рис. 1.1. Схема электроснабжения КНС.
На рис. 1.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения КНС
для закачки воды в пласт. Проектируемый объект относится к первой категории
надежности электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение КНС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
ВЛ 35 кВ от разных секций шин головной подстанции. Питание высоковольтных
двигателей осуществляется также от двух взаиморезервируемых секций шин КРУ
2. Расчет мощности высоковольтных электродвигателей
Для расчета электрических нагрузок на стороне ВН т. е. свыше 1 кВ
основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой
Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу
определяется следующим образом:
[pic] при С ( 0.75 М (1.1)
здесь Кв - коэффициент включения Кв = 0.84;
Кз - коэффициент загрузки двигателей;
Рномi – номинальная активная мощность
При отсутствии данных о производительности напоре КПД установки можно
принять Кз = 0.76 - 0.84. Примем Кз = 0.84 т. е. его максимальное
значение. Тогда средняя мощность определится:
С = 3 *0.84 *0.84 *1.6 = 3.386 МВт
Максимальная мощность:
М = 3*Рном = 3*1.6 = 4.8 МВт
Разделим С на М и получим:
СМ = 3.386 4.8 = 0.7054 0.75
Следовательно расчетную активную мощность высоковольтных
электродвигателей определим по формуле (1.1):
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Cosφ = 0.86 соответственно заданию. Коэффициент мощности является
опережающим поэтому реактивная мощность принимается со знаком минус.
3. Выбор числа и мощности трансформаторов
Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в
зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для
электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть
предусмотрены два независимых источника электроснабжения т. е.
двухтрансформаторные подстанции.
Учитывая результат полной мощности электродвигателей выберем
трансформаторы. Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем из
0 % резервирования электроснабжения.
С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может
быть принята Sном = 6.3 МВ*А. Выберем двухобмоточные масляные
трансформаторы типа ТМ – 630035 технические данные которых сведены в
Параметры трансформаторов ТМ – 630035.
Параметры Единицы Данные
Номинальная мощность Sном КВ*А 6300
Номинальное напряжение обмотки ВН КВ 35
Номинальное напряжение обмотки НН КВ 6.3
Потери холостого хода Р0 КВт 9.4
Потери короткого замыкания Рк КВт 46.5
Напряжение короткого замыкания Uк % 7.5
Ток холостого хода I0 % 0.9
Проверим подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.
Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери
составляют 10 % от номинальной мощности.
ΔР = 6300 * 0.02 = 126 кВт
ΔQ = 6300 * 0.1 = 630 кВт
Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах
Следовательно данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим
Коэффициент загрузки трансформаторов:
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК KРУ-6 кВ
1. Выбор сечений проводов и кабелей
Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим
Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи
потребителей примем их номинальные значения.
Для СД номинальный ток определится:
где Рном – номинальная мощность электродвигателя
Uном – номинальное напряжение кВ;
сos φ – коэффициент мощности электродвигателя.
Для трансформаторов типа ТМ-630035 номинальный ток определится:
где Sном.т – номинальная мощность каждого из трансформаторов кВ*А;
Uном – номинальное напряжениекВ.
Для параллельно работающих линий питающих ЗРУ-6кВ (рис. 1.1) в
качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима когда одна
питающая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по
величине расчетной мощности:
где S.р – полная расчетная мощность электродвигателей кВ*А;
Uном – номинальное напряжение кВ.
Результаты расчета сведены в табл. 2.1.
Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов.
Наименование Электродвигатель Трансформатор ЗРУ-6кВ
потребителей ТМ-630035
Расчетная 1600 6300 5.305
Номинальный ток170.49 98.306 486.16
допустимый ток 225 105 540
кабеля мм2 75 25 200
кабеля АСБ 3х75 АСБ 3х25 ШАТ 40х5
Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных
условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен
Проанализировав данные табл. 2.1 можно сделать вывод что выбранные
сечения удовлетворяют нашим условиям.
Выбор сечения проводов ВЛ 35 кВ по экономической плотности тока
производится следующим образом.
Экономически целесообразное сечение:
где Iрасч – расчетный ток линии на пятом году ее
jэк – экономическая плотность тока jэк = 15 Амм2 .
Выберем провод марки АС-60.
Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:
Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.
Выбор сечения ВЛ 6 кВ производится аналогично.
Выберем провод марки АС-400.
В качестве распределительного устройства 6 кВ применим закрытое
распределительное устройство (ЗРУ) заводского изготовления. ЗРУ состоит из
отдельных ячеек различного назначения.
Для комплектования ЗРУ-6кВ выберем малогабаритные ячейки К-104
изготавливаемые московским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают
современным требованиям эксплуатации имеют двухсторонний коридор
обслуживания выкатные тележки с вакуумными выключателями безопасный
доступ к любому элементу КРУ. Ячейки К-104 имеют комплектные устройства
релейной защиты и автоматики.
В состав КРУ серии К-104 входят вакуумные выключатели типа ВК-10 с
пружинным приводом трансформаторы тока типа ТЛ-10 трансформаторы
напряжения НТМИ-6 разрядники типа РВО-6 предохранители заземляющие ножи
шкафы релейной защиты панели с блоками питания сборные и соединительные
шины опорные и проходные изоляторы.
Электрооборудование устанавливаемое в системах электроснабжения должно
быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.
На рис 2.1 приведена расчетная схема замещения построенная в
соответствии со схемой на рис. 1.1.
В нормальном режиме все секционные вакуумные выключатели находятся в
отключенном состоянии 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 Q3 Q8 Q11 выключены (рис 1.1). Этот режим
принят за расчетный.
Рис. 2.1. Расчетная схема замещения.
Произведем расчет в относительных единицах приняв за основную ступень
напряжения Uб1 = 115 кВ.
Определим базисный ток на первой ступени напряжения:
где Uб1 – основная ступень напряжения кВ;
Iк – ток КЗ энергосистемы Iк = 9 кА.
Определим сопротивление системы:
где Ikc – ток КЗ системы;
Сопротивления обмоток трансформаторов Т1 и Т2 в относительных единицах
приведённых к базисной мощности:
ХВб=(UKBC%+UKBH%-UKCH%)*SБ(200*Sном т) ;
ХСб=(UKBC%+UKСH%-UKВH%)*SБ(200*Sном т);
ХНб=(UKBН%+UKСH%-UКВС%)*SБ(200*Sном т);
XВб=(10.5+17-5)*100(200*25)=045;
XCб=(10.5+5-17)*10(200*25)=003;
XНб=(17+5-10.5) )*10(200*25)=023;
Cопротивления обмоток трансформаторов Т1 и Т2:
Сопротивления линий WL1 и WL2:
Параметры линий WL1 и WL2:
r0=0.25 Омкм; х0=0.4 Омкм;
Тогда R6=R7=0.25*20*100372=0365;
X8=X9=0.4*20*100372=0584;
Сопротивления трансформаторов Т3 и Т4:
X10=X11=Uk%*Sб(100*Sном);
Х10=Х11=7.5*100(100*6.3)=1.19;
Сопротивления линий WL3 и WL4:
Параметры линий WL3 и WL4: r0=0.25 Омкм; х0=0.4 Омкм;
Тогда R12=R13=0.25*1*1006.32=0.629;
X14=X15=0.4*1 *1006.32=1.007;
Сопротивление второй линии передач не учитывет так ее протяженность не
Сопротивления двигателей:
Х16=Х17=Х18 =Х*d*SбSном;
Параметры СД: Х*d=0.2; Sном=185МВ*А;
Тогда Х16=Х17=Х18 =0.2*1001.85=10.8;
Для определения токов КЗ схему замещения приведём к простейшему виду:
Рис. 2.2. Преобразованная схема замещения.
Находим для упрощённой схемы замещения эквивалентные сопротивления:
Х19=(0.45+0.25)2=0.35;
За базисные напряжения принимаем напряжения на каждой ступени
UбI=115 кВ; UбII=37 кВ; UбIII=63 кВ;
Находим базисные токи:
IбI=Sб([p IбII=Sб([p IбIII=Sб([p
Определяем ток КЗ в точке К-1:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1:
I(3)K-1= IбII(Х1+Х19); I(3)K-1=1.562(0.056+0.35)=3.84 кА;
Ударный коэффициент: Куд=1.8;
Ударный ток в точке К-1:
Мощность КЗ в точке К-1:
Определяем ток КЗ в точке К-2:
Находим суммарное реактивное сопротивление до точки К-2:
ХБК-2=0.056+0.35+0.292=0.698;
Отношение результирующих активного и реактивного сопротивлений до точки К-2
RБК-2ХБК-2=0.18250.698=0.22570.33 следовательно активное сопротивление
при расчёте тока КЗ в точке К-2 не учитывается;
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:
I(3)K-2= IбIIХБК-2; I(3)K-2=1.5620.698=2.23 кА;
Ударный коэффициент находим по отношению:
ХБК-2RБК-2=0.6980.1825=3.824 следовательно Куд=1.34;
Ударный ток в точке К-2:
Мощность КЗ в точке К-2:
Определяем ток КЗ в точке К-3 со стороны источника питания :
Суммарное реактивное сопротивление от источника питания до точки К-3 :
ХБК-3С=0.698+0.595=1.293
Активное сопротивление от источника питания до точки К-3:
Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания в точке К-3 :
I(3)K-3C= IбШХБК-3C;
I(3)K-3С=9.1761.293=7.1 кА;
ХБК-3СRБК-3С=1.2930.182=7.137 следовательно Куд=1.6;
Ударный ток в точке К-3 от источника питания:
Мощность КЗ в точке К-3 от источника питания:
Определяем ток КЗ в точке К-3 со стороны СД:
Суммарное реактивное сопротивление со стороны СД до точки К-3 :
ХБК-3М=0.504+3.6=4.104;
Активное сопротивление со стороны СД до точки К-3:
Отношение результирующих активного и реактивного сопротивлений до точки К-3
со стороны СД составляет:
RБК-3МХБК-3М=0.3144.104=0.07650.33 следовательно активное
сопротивление при расчёте тока КЗ в точке К-3 со стороны СД не учитываем;
Периодическая составляющая тока КЗ со стороны СД в точке К-3 :
I(3)K-3М= IбШХБК-3М;
I(3)K-3М=9.1754.104=2.23 кА;
ХБК-3МRБК-3М=4.1060.314=13.07 следовательно Куд=1.78;
Ударный ток в точке К-3 со стороны СД:
Мощность КЗ в точке К-3 со стороны СД:
Тогда суммарный ток в точке К-3:
I(3)K-3= I(3)K-3С+ I(3)K-3М=7.1+2.23=9.33 кА;
Суммарный ударный ток КЗ в точке К-3:
Суммарная мощность КЗ в точке К-3:
SК-3= SК-3С+ SК-3М=19.67+561=2528 МВ*А;
Определяем ток КЗ в точке К-4 со стороны источника питания :
Суммарное реактивное сопротивление от источника питания до точки К-4 :
ХБК-4С=1.93+0.504 =1.797;
Активное сопротивление от источника питания до точки К-4:
RБК-4С=1.82+0.314=0.496;
Соотношение суммарного активного и реактивного сопротивлений:
RБК-4С ХБК-4С=0.4961.797=0.2760.33 следовательно при расчётах тока КЗ
в точке К-4 активное сопротивление не учитываем;
Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания в точке К-4 :
I(3)K-4C= IбШХБК-4C; I(3)K-4С=9.1761.797=5.106 кА;
ХБК-4СRБК-4С=1.7970.496=3.62 следовательно Куд=1.8;
Ударный ток в точке К-4 от источника питания:
Мощность КЗ в точке К-4 со стороны источника питания:
Определяем ток КЗ в точке К-4 со стороны СД:
Суммарное реактивное сопротивление со стороны СД до точки К-4 :
Периодическая составляющая тока КЗ со стороны СД в точке К-4 :
I(3)K-4М= IбШХБК-4М; I(3)K-4М=9.1753.6=2.54 кА;
Ударный коэффициент:
Ударный ток в точке К-4 со стороны СД:
Мощность КЗ в точке К-4 со стороны СД:
Тогда суммарный ток в точке К-4:
I(3)K-4= I(3)K-4С+ I(3)K-4М=5.106+2.54=7.646 кА;
Суммарный ударный ток КЗ в точке К-4:
Суммарная мощность КЗ в точке К-4:
SК-4= SК-4С+ SК-4М=55.21+27.7=82.91 МВ*А;
В качестве минимального тока КЗ который необходим для проверки
чувствительности релейных защит используют ток двухфазного КЗ в наиболее
удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле:
Результаты расчётов токов КЗ сведём в таблицу (2.2):
Точка КЗ IК(3) кА Iуд кА IК(2) кА SК МВ*А
К-1 3.84 9.77 3.325 246.08
К-2 2.23 4.225 1.931 142.9
К-3 9.33 25.28 8.08 101766
К-4 7.646 16.58 6.62 82.31
4. Выбор высоковольтных электрических аппаратов
4.1. Выбор выключателей
Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения
каталожных данных с соответствующими расчетными данными для чего составим
В расчетах учтено что через выключатель Q11 протекает ток КЗ от
энергосистемы и от двух СД а через выключатели Q12 – Q15 протекают токи КЗ
от энергосистемы и токи подпитки от трех СД.
Выбор высоковольтных выключателей.
установки Тип выключателя Условия Расчетные Каталожные
выклю-чателя выбора данные сети данные
по рис. 1.1 выключателя
Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ 82.779А 630 А
Q1 – Q7 ВВП-35-630 Iном 3.84 кА 16 кА
Iк ≤ Iоткл9.77 кА 41 кА
iуд ≤ iдин16.663 кА2с 1280 кА2с
Q8 ВВП-35-630 Iном 2.23 кА 16 кА
Iк ≤ Iоткл4.225 кА 41 кА
iуд ≤ iдин5.619 кА2с 1280 кА2с
Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Iрасч ≤ 416 А 630 А
Q9 – Q15 ВВTEL-10-630 Iном 9.33 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл25.28 кА 32 кА
iуд ≤ iдин98.365 кА2с 625 кА2с
Iрасч ≤ 486 А 630 А
Q16 ВВTEL-10-630 Iном 8.215 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл22.4 кА 32 кА
iуд ≤ iдин76.259кА2с 625 кА2с
Iрасч ≤ 170.49 А 630 А
Q17- Q19 ВВTEL-10-630 Iном 6.376 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл13.35 кА 32 кА
iуд ≤ iдин45.938 кА2с 625 кА2с
Рассчитаем тепловой импульс тока при КЗ:
где I( – действующее значение периодической составляющей тока КЗ;
tоткл – время от начала КЗ до его отключения.
где tз – время действия релейной защиты для МТЗ tз = 05
tвык – полное время отключения выключателя;
Та – постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока короткого замыкания.
где X R - соответственно суммарное индуктивное и
сопротивления цепи до точки КЗ.
Для выключателей Q1 – Q19:
tоткл = 1 + 0.08 = 1.08 с
Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем то зададимся:
Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1 – Q7:
Вк = 3.842 * 1.08 + 3.842[pic] = 16.663 кА2с
Интеграл Джоуля для Q1 – Q7:
I2*tп = 162 * 5 = 1280 кА2с
Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q8:
Вк = 2.232 * 1.08 + 2.232[pic] = 5.619 кА2с
Интеграл Джоуля для Q8:
I2*tп = 9332 * 4 = 625 кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ для Q9 – Q15:
Вк = 9.33 2 * 1.08 + 9.332[pic] = 98.365кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ для Q16:
Вк = 8.215 2 * 1.08 + 8.2152[pic] = 76.259кА2с
Вк = 6.376 2 * 1.08 + 6.3762[pic] = 45.938кА2с
В качестве сборных шин выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения
размером 40(5 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу
составляет Iдоп = 540 А. Условие выбора:
Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.
Шину закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:
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.
Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки
где F – сила взаимодействия между проводниками при протекании
по ним ударного тока КЗ Н;
[pic]– расстояние между опорными изоляторами [pic]
где [pic]– расстояние между токоведущими шинами [pic]= 035
[pic]– коэффициент формы [pic]=11.
Момент сопротивления:
где bh – соответственно узкая и широкая стороны шины м.
Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:
Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.
= 35.7МПа ≤ доп = 70 МПа
Следовательно выбранные шины удовлетворяют условиям
электродинамической стойкости.
Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах
определим частоту свободных колебаний шин:
[pic]– модуль упругости материала шин
[pic]– момент инерции сечения шин относительно оси
Т. к.[pic] > 200 Гц то явление резонанса не учитываем.
Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.
Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:
[pic]– приведенное время КЗ.
[pic]– время действия периодической составляющей времени КЗ.
Для времени отключения КЗ [pic] и ” = 1:
Отсюда термически стойкое сечение шин:
Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости т. к. Fш (
Fт или 40(5 = 200 мм2 ( 88.644мм2.
Для установки шин выбираем опорные изоляторы внутренних установок типа
4.3. Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и
каталожных данных для чего составим таблицу (табл. 2.4).
Выбор разъединителей.
Место Тип Условия Расчетные Каталожные
установки разъединителя выбора данные сети данные
Вне РЛНД-35600 Iрасч ≤ 82.77А 600 А
помещения Iном 9.77 кА 80 кА
iуд ≤ iдин 11.87 кА2с 1440 кА2с
Интеграл Джоуля для разъединителей устанавливаемых вне помещения:
It2t = 122 * 10 = 1440 кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ вне помещений:
где [pic]– действующее значение периодической
составляющей тока КЗ;
[pic]– приведенное время КЗ [pic]= 0.805 с.
Bк = 3.842* 0.805 = 11.87 кА2с
4.4. Выбор ограничителей перенапряжений
На стороне напряжения 35 кВ применим ограничители перенапряжений типа
В ЗРУ для защиты изоляции от коммутационных перенапряжений применим
ограничители перенапряжений типа ОПН-10.
4.5. Выбор трансформаторов тока
Для выбора трансформаторов тока составим таблицу (табл. 2.5).
Выбор трансформаторов тока.
Место Тип Условия выбора Расчетные Каталожные
установки трансфор-ма данные сети данные
тора тока трансформа-то
Вне РФН-35М Iрасч ≤ I1ном 82.779А 150 А
помещения iуд ≤[pic]кдин 14.7кА 31.82 кА
Внутри ТПОЛ-10 Iрасч ≤ I1ном 367.58 А 600 А
помещения iуд ≤[pic]кдин 18.458 кА 135.765 кА
Проверим трансформаторы тока устанавливаемые вне помещения на
электродинамическую стойкость при КЗ:
iуд ≤[pic]кдин I1ном
где кдин – кратность электродинамической устойчивости
в каталогах кдин = 150;
I1ном – номинальный первичный ток трансформаторов тока:
298 * 103 А ≤ [pic]* 150 * 150 = 31.82 *
термическую стойкость при КЗ:
где кt – кратность термической устойчивости приводится
в каталогах кt = 65;
tпр – приведенное время КЗ tпр = 0.805;
I - действующее значение периодической составляющей тока
[pic]*3.84*103 150 = 22.96≤ 65
Проверим трансформаторы тока устанавливаемые внутри помещения на
электродинамическую стойкость при КЗ для чего воспользуемся формулой
458 * 103 А ≤ [pic]*160 * 600 = 135.765 * 103 А
термическую стойкость при КЗ для чего воспользуемся формулой (2.46):
[pic]*9.33*103 600 = 13.95 ≤ 65
Из расчета следует что выбранные трансформаторы тока удовлетворяют
4.6. Выбор трансформаторов напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НТМИ-6-66 УЗ номинальное
напряжение которого 6 кВ и номинальная мощность в третьем классе точности
0 В*А. Предельная мощность 640 В*А.
Для 35 кВт выберем трансформатор тока типа МТМИ-35-У
4.7. Выбор предохранителей
Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения.
Для их защиты выберем предохранители типа ПКТН-10 технические данные
которого представлены в табл. 2.6.
Выбор предохранителей.
Номинальное напряжение кВ 10
Номинальный ток патрона А 8
Номинальный ток отключения кА 12.5
Наименьший ток отключения А 9.6
Наибольшая отключаемая мощность кВ*А 200000
Номинальный ток плавкой вставки кА 3.2
Номинальный ток предохранения А 32
ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1. Защита трансформатора.
Для трансформаторов напряжением 356 кВ предусматриваются устройства
релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на их
выводах витковых замыканий в обмотках от внешних КЗ перегрузки и
понижения уровня масла. Это достигается установкой МТЗ ТО газовой и
дифференциальной защит.
Токовая отсечка является наиболее простой из всех быстродействующих
защит от повреждений трансформаторе. Вместе с МТЗ она входит в состав
двухступенчатой защиты. Схема построения такой защиты приведена на
рис.3.3. Она работает аналогично схеме двухступенчатой токовой защиты
Рис. 3.1. Схема двухступенчатой токовой защиты трансформатора.
Ток срабатывания ТО выбирается по двум условиям:
а) отстройки от сквозных токов КЗ например в точке К-1
б) отстройки от бросков тока намагничивания при включении
[pic]– номинальный ток трансформатора.
Сквозной ток КЗ (по рис. 2.7. ток при КЗ в точке К-1 на стороне
высокого напряжения) равен половине тока двухфазного КЗ в точке К-3 от
системы (рис. 2.3.) деленной на коэффициент трансформации
Принимаем [pic]= 0416 кА.
Коэффициент чувствительности:
[pic]– минимально возможный ток КЗ на стороне высшего напряжения (на
рис. 2.7. ток КЗ в точке К-1). Он равен половине тока двухфазного КЗ в
точке К-1 (рис. 2.3.):
Чувствительность ТО соответствует норме. Схема дифференциальной защиты
трансформатора приведена на рис. 3.4.
В схеме МТЗ используются реле тока РТ-40 реле времени серии ЭВ
промежуточное реле РП-23.
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего
[pic]– коэффициент возврата реле для реле типа РТ-40
[pic] – максимальный рабочий ток трансформатора
[pic] (см. п. 2.2.).
Ток срабатывания реле:
[pic]– коэффициент схемы для нашей схемы соединения обмоток транс-
[pic]– коэффициент трансформации трансформаторов тока
Коэффициент чувствительности для МТЗ:
Рис. 3.2. Схема дифференциальной защиты трансформатора.
В схеме дифференциальной защиты используются реле тока РТ – 40
промежуточное реле РП – 351.
Порядок расчета дифференциальной защиты следующий.
Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум условиям:
а) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового
где Кн - коэффициент надежности зависит от типа реле для реле РТ-40 Кн=3;
Iн - номинальный ток силового трансформатора.
б) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ
где Iнб.расч – ток небаланса протекающий в защите при сквозном КЗ
приведенный к главным цепям.
Расчетное значение тока небаланса можно определить по формуле (3.11)
где Кодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока при защите
силовых трансформаторов Кодн = 1;
Ка – коэффициент учитывающий влияния периодических составляющих: для
– относительная погрешность трансформаторов тока в расчетах
ΔUр – относительная погрешность обусловленная РПН принимается равной
половине суммарного диапазона регулирования напряжения ΔUр=0.1.
Ток срабатывания защиты выбирается по наибольшему из двух полученных
Для дифференциальной защиты выполненной с использованием реле РТ-40
полученный ток срабатывания реле является током уставки.
Для защит с дифференциальным реле определяют число витков основной
стороны дифференциальной защиты:
где Fcp – намагничивающая сила срабатывания реле Fcp=100 ампер –
Чувствительность дифференциальной защиты определяется при КЗ в пределах
защищаемой зоны когда токи КЗ имеют минимально возможные значения.
Коэффициент чувствительности
где Iк – ток реле при КЗ в зоне защиты;
Icp.р – ток срабатывания реле.
Газовая защита трансформатора.
Все трансформаторы мощностью 6300 кВ(А и более [5] 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.3.5. В качестве газового реле используем реле РГЧ – 65.
Рис. 3.3. Схема газовой защиты трансформатора.
Схема работает следующим образом: при незначительных повреждениях объем
выделяющихся газов и скорость их выделения не велики слабое
газообразование сопровождается накоплением газов под крышкой реле и
вытеснением оттуда масла. В результате этого верхний поплавок замыкает
свой контакт KSG1 в цепи сигнала. При коротком замыкании когда возникает
турбулентное движение масла или при утечке масла замыкаются контакты
нижнего поплавка KSG2 и защита без выдержки времени отключает
Защита от перегрузки.
Выполняется с помощью реле тока включенного в одну фазу и реле
времени действует на сигнал. Ток срабатывания защиты выбирается по
условию отстройки от номинального тока трансформатора:
где коэффициент надежности Кн = 1.05 Кв = 0.85.
Ток срабатывания реле
2. Выбор источника постоянного оперативного тока
В качестве источника постоянного оперативного тока используем
аккумуляторные батареи напряжением 110 – 220 В. Они являются наиболее
надежными источниками поскольку напряжение на них не зависит от колебаний
напряжения в главной цепи при повреждениях и ненормальных режимах.
В ходе работы было выполнено: расчет нагрузок на стороне высшего
напряжения трансформаторной подстанции 356 кВ; выбор трансформаторов
необходимого оборудования и типовых ячеек КРУ; выбор защит для объектов
схемы электроснабжения.
Выбор оборудования и защит объектов схемы электроснабжения
сопровожден необходимыми расчетами с пояснениями. Кроме того приведены
схемы защит объектов с описанием их работы и оценка защит.
Список используемой литературы.
Неклепаев Б Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учеб.
для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1986.– 640 с.
Смирнов А. Д. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат
Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электричес-ких
системах. Учеб. для вузов. – М.: Энергия 1970.– 520 с.
Червяков Д. М. Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности. Учеб. пособ. – Тюмень ТюмГНГУ 1996.– 119 с.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.– 648
Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические
устройства Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова П. Г. Грудинского и
др. – М.: Энергоиздат 1981.– 640 с.
Н. А. Воскресенский А. Е. Гомберг и др. Справочник по наладке
электрооборудования электростанций и подстанций.-М: Энергия 1971г.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования
Под ред. Ю. Г. Барыбина. –М: Энергоатомиздат 1991г.
X1 X19 X20 R20 X21 X22

новоселов титул.doc

Министерство образования Российской Федерации
Тюменский государственный нефтегазовый
Расчетно-пояснительная записка
К курсовому проекту по курсу
«Электрификация и автоматизация предприятий нефтяной и газовой
Тема: Электрификация водяной насосной системы ППД
Руководитель: Новоселов Ю. Б.
Проект защищен с оценкой:
Подпись преподавателя:

schema.dwg

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

титул.doc

Министерство образования Российской Федерации
Тюменский государственный нефтегазовый
Расчетно-пояснительная записка
к курсовому проекту по курсу
«Электрификация и автоматизация предприятий нефтяной и газовой
Тема: Электрооборудование лебедки и насосов на буровой
Руководитель: Новоселов Ю. Б.
Проект защищен с оценкой:
Подпись преподавателя:

новоселов new2.doc

1. ТЕХНОЛОГИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.
Добыча нефти производиться двумя способами: фонтанным (на этапе освоения) и
насосным. Фонтанный способ добычи нефти осуществляется за счет
внутрипластового давления. По мере выработки нефтяной залежи вследствие
падения пластового давления эксплуатация месторождения осуществляется с
помощью системы поддержания пластового давления (ППД). Добыча нефти при
этом производится с помощью штанговых глубинных и электропогружных
центробежных насосов. Необходимость обеспечения непрерывной подачи воды при
больших ее расходах и высоких требованиях к ее качеству требует создания
специальных систем водоснабжения. Воду для закачки в пласт забирают из рек
и озер водохранилищ. Используется подземные воды которым отдается
предпочтение так как применение их возможно без очистки и химической
обработки. Забираемую из открытых водоемов воду перед подачей в магистрали
системы водоснабжения очищают с тем чтобы освободить ее от взвешенных
частиц железа и других примесей могущих засорять поры нефтяного пласта.
Начальными звеньями системы водоснабжения в этих случаях являются насосные
станции водозабора первого (и второго) подъема. Вода от водозаборных
скважин оборудованных центробежными насосами поступает по низконапорным
водоводам в емкости узла сепарации КНС для разгазирования и отделения
механических примесей. Далее из узла сепарации вода подается в насосный
блок. При выходе из насосов замеряется расход и вода по напорному
коллектору подается на кусты к нагнетательным скважинам. В зависимости от
глубины залегания нефтеносного пласта давление на устье нагнетательной
скважины колеблется от 14 до 19 Мпа. Количество закачиваемой в нефтеносные
пласты зависит от объема добычи нефти причем на один кубический метр
добытой нефти (жидкости) закачивается 18 – 2 кубических метра воды.
Электрооборудование водонасосных станций может быть нормального исполнения
так как здесь взрывоопасные смеси отсутствуют. По необходимости
бесперебойности питания электроэнергией ответственные насосные станции
центрального водоснабжения следует относить к потребителям 1 категории
надежности. Кустовые насосные станции могут быть отнесены к 2 категории.
Водозаборные насосные станции на открытых водоемах снабжаются несколькими
агрегатами с двигателями мощностью от 100 до 250 кВт (первого подъема) и
0 – 2500 кВт на насосных второго подъема. На старых насосных построенных
десять и более лет назад используются четырехполюсные короткозамкнутые
асинхронные двигатели. На современных насосных применяются синхронные
двигатели. В частности для объединенного водозабора трех нефтяных
месторождений Западной Сибири применена установка с тремя блоками насосов
первого подъема 12НДС – 60 и 300 Д90 с синхронными электродвигателями по
0 и 250 кВт. Насосная станция второго подъема имеет 12 насосов с
синхронными электродвигателями мощностью 1600 и 2500 кВт на 6 кВт.
Электроснабжение этой системы осуществляется от трансформаторной подстанции
6 кВ с двумя трансформаторами по 10 МВ*А. Насосные станции проектируют
обычно так чтобы насосы при пуске оказывались залитыми водой вследствие
заглубления последних либо за счет использования для этого напорных
магистралей и других решений элементов системы водоснабжения. Для
водозаборов небольшой производительности применяют плавучие насосные
станции первого подъема. Плавучая насосная представляет собой металлический
понтон с надстройкой из утепленных металлических панелей. В надстройке
смонтированы три насосных агрегата с насосами 300Д90 и электродвигателями
мощностью по 100 кВт. Производительность такой насосной составляет 20 млн.
м 3 год. Плавучая насосная станция в собранном виде транспортируется по
реке с завода – изготовителя на место строительства водозабора. Насосные
станции второго подъема а также приводные насосы для струйных установок
применяются только в блочном исполнении. Насосные агрегаты на заводе –
изготовителе собирают в блоки состоящие из рамы или понтона с ограждающими
конструкциями из утепленных металлических панелей. В одном блоке
монтируется от одного до шести насосных агрегатов в зависимости от типа
насоса и электродвигателя. В насосных второго подъема применяют синхронные
двигатели мощностью 2500 кВт и асинхронные электродвигатели мощностью 200 –
00 кВт напряжением 6 кв. Кустовые насосные станции расположены на
небольших расстояниях от нагнетательных скважин и оборудуются тремя – пятью
насосными агрегатами каждая. Здесь используют центробежные насосы а иногда
поршневые Частота вращения рабочего вала у первых 3000 (иногда 1500)
обмин; у поршневых 375 обмин. На КНС применяют синхронные двигатели 800 –
00 кВт 6 кВ и асинхронные короткозамкнутые 450 – 850 кВт 6 кВ на
00обмин (синхронных) монтируемые так же как и насосы в зданиях. В
последние годы строятся и находятся в эксплуатации КНС в блочном
исполнении. Эти станции (БКНС) изготовляют в заводских условиях и монтируют
на месторождении в течение 3 – 4 месяцев. Типовыми проектами нормального
ряда БКНС предусмотрены станции производительностью 150 300 и 450 м 3 ч
с давлениями на выходе 10 – 20 МПа. Число установленных агрегатов
соответственно 2 3 и 4 из которых один резервный. Насосы приводятся в
действие синхронными двигателями
СТД – 1250 - 2 1250 кВт 6 кВ 3000 обмин. БКНС содержит 2 – 4 насосных
блока блоки низковольтный и управления блоки напорного коллектора и блок
распределительного устройства 6 кВ. На промыслах встречаются одноагрегатные
насосные станции высокого давления. Эти станции располагают вблизи
нагнетательных скважин. Каждая станция закачивает воду под высоким
давлением в одну скважину обеспечивая оптимальные условия воздействия на
пласт. В нефтедобывающих районах содержащих мощные водяные горизонты
закачка воды в пласт для поддержания пластового давления иногда
производится с помощью погружных электронасосов. Такой насос откачивает
пластовую воду из водозаборной скважины и подает ее в напорный трубопровод
и далее в нагнетательные скважины. В частности погружные насосы для
поддержания пластового давления снабжены погружными двигателями мощностью
5–700 кВт питаемыми от сети 6–10кВ через комплектные устройства серии
КУПНА 700 наружной установки климатического исполнения ХЛ категории
ВЫБОР МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Для нагнетания воды в пласт примем центробежные насосы
ЦНС – 180 – 1900 с параметрами:
Подача Q – 180 м 3 ч;
Необходимая мощность для привода насоса определяется выражением:
Q - подача насоса м 3 с;
ρ – плотность жидкости кг м 3
Кз – коэффициент запаса (11 – 115) учитывающий возможность работы насоса
при Q и H отличающихся от расчетных.
Для привода системы ППД мы будем использовать синхронные двигатели. Они
позволяют регулировать режим двигателя по реактивной мощности. Работа
синхронного двигателя в режиме перевозбуждения обеспечивает генерирование
реактивной мощности в сеть и как следствие повышение коэффициента
Определим требуемые мощности электродвигателей насосов:
Основные технические данные насоса ЦНС представлены в таблице 1.
Подача Напор КПД Плотность
Тип насоса м 3 с м % жид-ти кгм 3
ЦНС–180–1900 0047 1900 73 1000
Для привода насосов выбираем синхронные двигатели типа СТД – 1600 – 2
остальные параметры которого представлены в таблице 2.
Номинальная Кратность Ном. ток Время пуска
мощность U КПД пускового статора из
кВ % тока А хол.сост с
Т.к двигатели данной системы работают в продолжительном режиме нагрузка на
двигателях в процессе работы изменяется незначительно значит можно
считать что нагрузка на двигателях постоянная то как таковая проверка
двигателей по нагреву не требуется. Режим работы насосной станции можно
регулировать путем изменения подачи центробежных насосов и создаваемого ими
напора. Это достигается изменением числа одновременно работающих насосов и
применением регулирующих задвижек на их выходе.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КНС
1 Выбор мощности силовых трансформаторов.
Проектируемый объект относится к первой категории надежности
электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение всего месторождения осуществляется по двум одноцепным
взаиморезервируемым ВЛ 110 кВ. В нашем случае мы будем использовать низкую
сторону (63кВ) трехобмоточных трансформаторов 110356.
Питание высоковольтных двигателей осуществляется также от двух
взаиморезервируемых секций шин КРУ 63 кВ. В процессе работы используется
четыре двигателя а один находиться в резерве поэтому расчет электрических
нагрузок выполняем для четырех электродвигателей.
Расчет электрических нагрузок электродвигателей выполним по методике
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется
[pic] при С ( 075 М (3.1.1.)
Принимаем коэффициент включения двигателей Кв = 084 и коэффициент
загрузки двигателей Кз = 08.
[p 075 М = 48 МВт ( С. (3.1.4)
Следовательно расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Cos φ = 09 следовательно tg φ = tg (arccos(09)) = 0484.
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Определим расчетные электрические нагрузки на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции 1106 кВ т. е. учтем потери в
Трансформаторы выбираем таким образом чтобы каждый из них покрывал 100%
всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность
трансформатора определяется из условия:
Имея ввиду что трансформаторы должны обеспечивать мощностью не только
КНС но и другие объекты нефтяного месторождения: установки добычи нефти
дожимная насосная станция и д.р поэтому исходя из этих соображений по
справочнику [2 ] выбираем трансформаторы ТДТН–1600110
Параметры трансформаторов:
номинальная мощность Sном МВ(А 16
номинальное напряжение обмотки ВН кВ 110
номинальное напряжение обмотки СН кВ 35
номинальное напряжение обмотки НН кВ 63
потери холостого хода P0 кВт 21
потери короткого замыкания Pк кВт 100
напряжение короткого замыкания Uк% 75
ток холостого хода i0% 08
2 Выбор высоковольтного оборудования
Для выбора и проверки коммутационных аппаратов проводят расчет токов
короткого замыкания. Определим Iк.з исходя из заданной максимальной
Примем за расчетную базисную мощность суммарную номинальную мощность
синхронных двигателей:
Sб = Sном= 185+185+185+185=74 Мва
Т.к данные о сопротивлениях синхронных двигателей отсутствуют то при
расчете токов К.З можно принять [pic]
Расчетное сопротивление одного двигателя приведенное к базисной мощности
Эквивалентное сопротивление определяется из выражения:
Определяем расчетное сопротивление:
По расчетным кривым из [4] находим кратность тока I*=5.
Периодическая составляющая тока К.З в начальный момент времени:
Суммарный номинальный ток источников питания определяется:
Откуда из выражения (3.2.5) определяем:
Результирующий ток К.З от системы и от синхронных двигателей:
Ударный ток КЗ от двигателей:
Ударный ток КЗ от системы:
Результирующий ударный ток КЗ от системы и от синхронных двигателей:
3 Выбор высоковольтных выключателей.
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению
номинальному току конструктивному выполнению месту установки и
проверяются по параметрам отключения. Определим выключатели на стороне
По справочнику [6] выбираем воздушный выключатель ВВБМ – 110Б –
52000У1. На стороне 6 кВ выбираем вакуумный выключатель BBTEL – 10
4. Выбор трансформаторов напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются из условий:
Uном ( Uном.сети (3.4.1)
S2 – суммарная мощность потребляемая катушками приборов и реле.
Предполагая что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт выбираем
трансформатор напряжения НТМИ-6-66-УХЛ1 с классом точности 1.
Параметры трансформатора НТМИ-6-66-УХЛ1:
На высокой стороне Uном = 6 кВ = Uном.сети;
На низкой стороне Uном = 100; 1003 В;
Номинальная мощность Sном = 200 В(А.
5. Выбор трансформаторов тока.
Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению Uном
номинальному первичному току I1ном номинальному вторичному току I2ном
классу точности. Затем их проверяют на электродинамическую и термичес-кую
стойкость при коротких замыканиях.
Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ.
Расчетный ток равен Iрас=3884 А Uном=110 кВ.
По справочнику [6 ] выбираем трансформатор тока ТФЗМ110Б.
Параметры выбранного трансформатора тока: Uном = 110 кВ Iном = 100 А
(2(Кдин( I1ном = 20 кА. Класс точности 10Р. nТА=3005.
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем приведенным к нему
Выбор трансформаторов тока на стороне 6 кВ.
Расчетный ток равен Iрас=586 А Uном = 63 кВ.
По справочнику [6 ] выбираем трансформатор тока ТОЛ-10.
Параметры выбранного трансформатора тока: Uном = 10 кВ Iном = 800 А
(2(Кдин( I1ном = 100 кА. Класс точности 5Р. nТА=3005.
На стороне высшего напряжения 110 кВ установим вентильные разрядники
РВМГ-110МУ1. Параметры выбранных разрядников: Uдоп = 100 кВ минимальное
пробивное напряжение Uпр = 170 кВ максимальное пробивное напряжение Uпр =
5 кВ. На стороне низшего напряжения 63 кВ – РВРД-6У1 минимальное
пробивное напряжение Uпр = 15 кВ максимальное пробивное напряжение Uпр =
7 Выбор ограничителей перенапряжений.
При использовании вакуумных выключателей могут возникнуть
перенапряжения при отключении индуктивной нагрузки. Для избежания таких
ситуаций выберем ограничитель перенапряжений типа ОПНКРТЕL – 6105 УХЛ 2.
8 Выбор разъединителей.
Iном ( Iнорм. расч ;
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.
Расчеты выбора разъединителей аналогичны расчетам выбора выключателей.
По справочнику [6] выбираем разъединитель РНД – 1101000 У1.
Параметры выбранного разъединителя:Uном = 110 кВ Iном = 1000 А iдин =
Выбор разъединителей на стороне 6 кВ.
По справочнику [6] выбираем разъединитель РВФ – 6630УЗ.
Параметры выбранного разъединителя:Uном = 6 кВ Iном = 630 А iдин = 16кА.
В качестве распределительного устройства 6 кВ применим закрытое
комплектное распределительное устройство заводского изготовления.
Для комплектования ЗРУ выберем шкафы серии КРУН-6(10)Л разработанные
Люберецким электромеханическим заводом треста “Трансэлектромонтаж”. Данные
ячейки имеют двухсторонний коридор обслуживания выкатные тележки с
вакуумными выключателями безопасный доступ к любому элементу КРУ.
В качестве основного коммутационного аппарата применяются выключатели
Шкафы вводов и отходящих линий рассчитаны как на кабельный так и на
воздушный ввод до 1600 А. Для секционирования применяются два шкафа: в
одном шкафу размещается секционный выключатель а во втором шкафу
разъединяющие контакты установленные на выдвижном элементе. Роль
разъединителей главных цепей выполняют разъемные контакты подвижная часть
которых находится на выдвижном элементе а неподвижная – в корпусе шкафа.
На выдвижных элементах размещаются выключатели с приводами
трансформаторы напряжения разрядники и предохранители 6 (10) кВ.
Трансформатор собственных нужд устанавливается стационарно.
Для разъединения вспомогательных цепей выдвижного элемента с корпусом
применяются разъемные контакты с гибким шлангом. [6].
Для защиты синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ
предусматривается защита от междуфазных замыканий на выводах и в обмотке
статора защита от замыканий статорной обмотки на землю защита при
перегрузках защита от асинхронного режима защита при потере питания и
длительном снижении напряжения.
1 Защита от перегрузки
Выполним ее в двухфазном двухрелейном исполнении. Схема такой защиты с
использованием реле тока РТ – 80 приведена на рис 4.1.
Рис. 4.1 Схема защиты двигателя от перегрузки.
Для того чтобы защита не срабатывала при пуске двигателя выдержка
времени индукционного реле в независимой части характеристики должна быть
2 Защита от асинхронного режима.
При возникновении асинхронного режима появляются пульсации тока статора
переменный ток в обмотке ротора и вибрация двигателя. Асинхронный режим
двигателя с нагрузкой превышающей 50 % номинальной считается недопустимым
по условиям нагрева двигателя. Защита от асинхронного режима реагирует на
пульсации тока статора и действует с выдержкой времени на запуск системы
ресинхронизации. Защита выполняется в однофазном однорелейном исполнении.
Если на двигателе установлена защита от перегрузки то защиту от
асинхронного режима следует сочетать с ней.
Рис. 4.2 Схема защиты от асинхронного режима.
3 Защита от снижения напряжения.
Устанавливают с целью предотвратить самозапуск или повторный пуск если
это необходимо по технологии по технике безопасности ограничивать или
ликвидировать подпитку места КЗ. Выполним защиту двигателя по минимальному
напряжению действующую на его отключение.
Рис. 4.3. Схема защиты двигателя от снижения напряжения.
Кроме того предусмотрены защиты действующие от технологических
факторов: при падении давлений всасывания и нагнетания; при падении
давления масла в подшипниках; при перегреве подшипников или масла в
конечном участке системы смазки.
СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ
В качестве системы возбуждения синхронных двигателей будем использовать
возбудитель марки BTE – 320. Для нашего типа двигателя будем использовать
возбудитель марки BTE – 32075T – 6. В возбудителе предусмотрены режимы
автоматического ручного и аварийного управления током возбуждения и режим
При работе в режиме ручного управления возбудитель обеспечивает:
) автоматическую подачу возбуждения в функции скольжения ротора при прямом
или реакторном пуске синхронного двигателя в диапазоне (1 – 5%)
) плавное регулирование силы тока возбуждения от 03 до 11 номинального с
возможностью подстройки граничных пределов
) ограничение напряжения возбуждения по минимуму значением регулируемым в
пределах 0 – 05 номинального
) ограничение тока возбуждения по максимуму значением регулируемым в
пределах 12 – 18 номинального
) ограничение с выдержкой времени тока возбуждения при длительной
перегрузке ротора величиной регулируемой в пределах 09 – 11
) форсировку по напряжению кратностью не менее 225 номинального при
номинальном напряжении питающей сети и форсировочном токе кратностью 18
) гашение поля при нормальных и аварийных отключеньях двигателя переводом
преобразователя в инверторный режим а при наличии соответствующего
сигнала на форсированное гашение – методом инвертирования с последующим
) стабилизацию тока возбуждения при изменении температуры обмотки
возбуждения от холодного состояния до установившегося теплового режима и
при изменении напряжения питания возбудителя в пределах 085 – 11
При работе в режиме автоматического управления возбудитель кроме режимов
перечисленных выше обеспечивает автоматическое регулирование тока
возбуждения по напряжению статора и коэффициенту мощности узла нагрузки или
синхронного двигателя а также по параметру косвенно соответствующему
внутреннему углу машины.
Функциональная схема возбудителя представлена в приложении 3. Основным
элементом возбудителя является тиристорный преобразователь. Подключается
параллельно обмотке возбуждения двигателя через тиристорный ключ VF1 и VF2.
Последовательно с обмоткой возбуждения включено реле тока К2.
Последовательно с пусковым сопротивлением включен трансформатор тока Т4. На
тиристорный преобразователь ОП через фазоимпульсное устройство ИК поступают
сигналы с сумматора уставок и ограничений. На СУО поступают сигналы от
схем: П – пуска Ф – форсирования И – инвертирования ОТР – ограничения
тока ротора ЗКЗ – защита от К.З ДТР – датчик ограничения тока ротора СТР
– схема стабилизации тока ротора; поступают в режиме ручного управления. В
режиме автоматического управления на вход сумматора поступают сигналы от
блока АРВ. ОТР предназначена для ограничения тока ротора при перегрузке
причем время ограничения пропорционально перегрузке. Схема питается от
датчика тока ротора. Датчик тока ротора состоит из трансформаторов Т1 и Т3
первичные обмотки которых включены во вторичную сеть трансформатора Т7.
Управлением синхронным двигателем (вкл. откл.) обеспечивается выключателем
Q1 при отключении выключателя происходит форсированное гашение поля ротора
вследствии перехода преобразователя в инверторный режим. При необходимости
для ускорения гашения поля после инверторного режима производится реверс
тока преобразователя для чего устанавливают добавочный тиристорный
преобразователь. Схема защиты от затянувшегося пуска представляет собой
реле времени которое срабатывает при прохождении тока через пусковое
сопротивление. Сигнал на включение схемы защиты поступает с трансформатора
Т4 ток через пусковое сопротивление протекает под воздействием переменного
напряжения в цепи ротора. Схема защиты от исчезновения тока возбуждения
выполнена практически также. Сигнал поступает от реле тока К2. Срабатывание
схемы приводит к отключению выключателя Q1. Схема пуска двигателя
осуществляет автоматическую подачу возбуждения при пуске синхронного
двигателя. На вход схемы поступает напряжение от трансформатора тока Т4
пока частота тока ротора превышает заданную уставку на вход СУО поступает
сигнал запрета на работу основного тиристорного преобразователя ОП. Схема
форсирования возбуждения срабатывает при падении напряжения в статорной
цепи двигателя. Автоматический регулятор возбуждения регулирует ток
возбуждения согласно выбранному закону. Сигналы АРВ поступают от датчика
тока ротора трансформатора напряжения Т8 и трансформатора тока статора.

3.dwg

ДВУХТРАНСФОРМАТОРНАЯ

литература.doc

7. Список литературы.
Бак С.И. Читипаховян С.П. Электромонтер по обслуживанию буровых
установок. Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на
производстве. – М.: Недра 1984 287 с.
Моцохейн Б.И.Парфенов Б.М. Электропривод буровых лебедок. – М.: Недра
Червяков Д. М. Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности. Учебное пособие – Тюмень ТюмГНГУ 1996.– 119 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей ред. А.
А. Федорова. 2 тома. – М.: Энергоатомиздат 1986.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под общей ред. Ю. Н.
Тищенко. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576с.
Электрооборудование нефтяной промышленности. Б.Г. Меньшов И.И. Суд
А.Д. Яризов. – М.: Энергоатомиздат 1990.

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.

Шпора.doc

Компрессорные станции
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
сжатии. Компрессорные станции выполняют свою главную функцию –
компримирование газа – благодаря согласованному взаимодействию различного
оборудования размещенного на территории КС. Данное оборудование в
соответствии с его ролью в технологическом процессе подразделяется на две
– основное технологическое оборудование;
– оборудование подсобно-вспомогательного назначения.
Основное технологическое оборудование выполняет работу по
непосредственному транспорту газа. К основным технологическим объектам КС
относятся: компрессорный цех где устанавливаются газоперекачивающие
агрегаты установка очистки газа установка охлаждения газа узел
подключения станции к газопроводу. К вспомогательному оборудованию
относятся: узел подготовки газа топливного пускового импульсного и газа
собственных нужд; средства связи; трансформаторная подстанция; средства
водоснабжения и т. п.
Электропривод центробежных нагнетателей
В состав компрессорного агрегата входят центробежный нагнетатель
повышающий редуктор устанавливаемый между валом электродвигателя и валом
нагнетателя электродвигатель с аппаратурой управления система смазки
вентилятор обдува электродвигателя контрольно-измерительные приборы.
Редуктор повышает частоту вращения вала двигателя до величины
необходимой для центробежного нагнетателя. Потери мощности в нем составляют
Главные приводные электродвигатели КС устанавливаются вне помещения
нагнетателей. Нагнетательный цех отделяется от машинного зала перегородкой.
Пуск синхронных электродвигателей серии СТД осуществляется при полном
Систему управления и защиты синхронного двигателя СТД-12500-2 выполним
по схеме представленной на рис. 1 (схема управления и защиты СД с
бесщеточным возбудительным устройством).
Высоковольтный выключатель ЛВ снабжен электромагнитным приводом.
Обмотка возбуждения возбудителя ОВВ питается от унифицированного регулятора
возбуждения РВСД и от трансформатора напряжения НОМ подключенного ко входу
выпрямителя ВП1. РВСД питается от трансформаторов тока ТТ3 и ТТ4 и от
трансформатора напряжения НТМИ. Этот регулятор автоматически поддерживает
заданное значение коэффициента мощности при любых нагрузках и обеспечивает
форсировку возбуждения при росте силы тока статора.
Переменное напряжение частотой 400 Гц снимаемое с якоря возбудителя
В после выпрямления мостовым выпрямителем ВМ подается на обмотку
возбуждения двигателя ОВД. Тиристорный ключ ТК обеспечивает ограничение
перенапряжений в обмотке ОВД в переходных режимах а также гашение поля при
отключении ОВВ. Ротор возбудителя В выпрямитель ВМ и тиристорный ключ ТК
находятся на одном валу с ротором двигателя Д. При пуске двигателя в
результате действия цепей управления пуском возбуждается контактор КТВ и
своими контактами включает на питание электромагнит включения привода ЭВ.
Включается выключатель ЛВ. Двигатель разгоняется в асинхронном режиме. При
снижении пускового тока до силы соответствующей подсинхронной скорости
токовое реле РПТ замыкает свой контакт в цепи реле РП1. В результате
возбуждается реле РП1 обесточивается реле РП2 и с выдержкой времени
включается контактор КП1 контакт которого КП1-2 подает питание в обмотку
возбуждения возбудителя ОВВ.
После втягивания двигателя в
синхронизм реле РМ разрывает своим
контактом цепь реле времени РВ. Если
же пуск затянулся и асинхронный
режим продолжается длительно то
реле времени РВ своим контактом
возбуждает реле РП3 последнее
своим контактом РП3-1 подает питание
на отключающий электромагнит ЭО
привода выключателя а контактом
РП3-2 замыкает цепь обмотки
контактора гашения поля КП2.
Последний своим контактом КП2-2
отключает питание обмотки ОВВ.
Одновременно контактом РП3-3
отключается и контактор КП1.
Аналогично схема действует при
выпадании двигателя из синхронизма.
Реле РМ имеет две обмотки – токовую РМТ и напряжения РМН. Оно реагирует
на направление реактивной мощности которая в асинхронном режиме поступает
из питающей сети в двигатель. Кроме форсировки обеспечиваемой регулятором
РВСД создается дополнительно форсировка при снижении напряжения
осуществляемая реле форсировки РФ и контактором форсировки КФ шунтирующим
своим контактом резистор R4 в цепи питания обмотки возбуждения ОВВ.
Резистор R3 служит для настройки регулятора РВСД. Оба резистора R3 и R4
регулируют возбуждение. Защита от пробоя вентилей цепи возбуждения
обеспечивается реле РН2 включенным последовательно с конденсатором С. при
пробое вентилей в обмотке этого реле появляется переменный ток. Оно
срабатывает и своим контактом возбуждает катушку реле РП4 которое своим
контактом РП4-1 включает электромагнит отключения ЭО привода выключателя
Одновременно контактом РП4-2 включается контактор КП2 и контакт КП2-2
отключает обмотку возбуждения возбудителя ОВВ. Таким же образом отключается
ЛВ и ОВВ при действии: защиты от понижения напряжения (выходное реле РП5
действующее на реле РН1); дифференциальной токовой защиты (выходное реле
РП6 действующее от токового реле включенного между трансформаторами тока
ТТ1 и ТТ5); схема частотной разгрузки реле которой действует при снижении
частоты в энергосистеме (выходное реле РП7); защиты от замыканий на землю
(выходное реле РП8 действующее при срабатывании токового реле
подключенного к трансформатору тока нулевой последовательности ТНП);
технологических защит кнопки аварийного отключения КО.
Реле дифференциальной токовой защиты реле частоты и токовое реле
защиты от замыканий на землю на схеме рис. 1. не показаны. Защита от
перегрузок обеспечивается токовым реле РПТ а от коротких замыканий
дифференциальной токовой защитой. Технологические защиты действуют при
нарушении режима в системах смазки и других устройствах компрессорного
агрегата. К таким нарушениям относятся: уменьшение перепада давлений масло
– газ на уплотнительном подшипнике до 008 – 009 МПа (импульс от
регулятора перепада); падение давления масла в системе смазки подшипников
агрегата до 0025 Мпа (от реле пуска резервного насоса смазки); резкое
повышение температуры масла до 80 (С на каком либо из подшипников агрегата
(импульс от термометра сопротивления и электронного моста контроля
температуры); увеличение осевого сдвига ротора нагнетателя до 07 – 08 мм
(импульс от реле осевого сдвига).
Проектируемый объект относится к первой категории надежности
электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение КС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин головной подстанции.
Питание потребителей компрессорной станции обеспечивается понижающей
подстанцией 11010 кВ сооружаемой вблизи нее и получающей электроэнергию
Понижающую подстанцию выполним тупикового типа т. е. подстанция
рассчитана на питание данной КС и эксплуатируется ее персоналом.
Схема электроснабжения КС в соответствии с заданием приведена на рис.
Распределительное устройство 110
кВ имеет два ввода. На подстанции
установлено два силовых
трансформатора 11010 кВ с
расщепленной обмоткой на низкой
стороне. Они обеспечивают питание
полной нагрузки КС и 100 %
резерва. Такая схема с
выключателями высокого напряжения
и релейной защитой на вводах 110
кВ является достаточно
маневренной т. к. она позволяет
переводить питание подстанции с
одной линии на другую и питание
любого трансформатора с одной
линии на другую без перерыва в
электроснабжении. На стороне 10
попарно-взаиморезервируемые секции
шин. С каждой секции запитано по
одному двигателю трансформатору
напряжения и трансформатору
собственных нужд. Питание этих
секций может переводиться с одного
силового трансформатора на другой
без перерыва в электроснабжении.
В нормальном режиме все секционные выключатели выключены
трансформаторы Т1 и Т2 работают на разные секции шин.
Электроснабжение при напряжении 380 В на территории КС при подводе
электроэнергии к потребителям непосредственно обеспечивающим работу
компрессорных агрегатов выполним по схеме двойных сквозных магистралей
присоединенных к разным секциям шин щитов 380 В. Этим обеспечим высокую
надежность питания. Остальные потребители питаются по радиальным схемам с
подключением питающей линии к одной секции шин 380 В.
Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок электродвигателей М1 М2 М3 М4 и М5
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется
Принимаем коэффициент включения двигателей Кв = 084 и коэффициент
загрузки двигателей Кз = 084.
[p 075 М = 375 МВт (
Следовательно расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Cos φ = 09 следовательно tg φ = tg (arccos(09)) = 0484.
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Определим расчетные электрические нагрузки на стороне высшего
напряжения трансформаторной подстанции 11010 кВ т. е. учтем потери в
Выбор мощности трансформаторов
Трансформаторы выбираем таким образом чтобы каждый из них покрывал
0 % всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная
мощность трансформатора определяется из условия:
По справочнику [6] выбираем трансформаторы ТДТН – 63000110.
Параметры трансформаторов:
номинальная мощность Sном МВ(А 63
номинальное напряжение обмотки ВН кВ 110
номинальное напряжение обмоток НН кВ 10
потери холостого хода P0 кВт 870
потери короткого замыкания Pк кВт 2900
напряжение короткого замыкания Uк% 105
ток холостого хода i0% 070
Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме:
Расчет токов короткого замыкания
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки
электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание.
Расчетная схема замещения приведена на рис. 2.2.
В нормальном режиме все секционные масляные выключатели находятся в
отключенном состоянии силовые трансформаторы работают раздельно на
отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при
коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового
трансформатора на другой т. е. когда секционные масляные выключатели Q3
Q6 и Q13 включены. Этот режим и принят за расчетный.
Расчет проведем в относительных единицах. Задаемся базисной
мощностью Sб = 100 МВА и базисными напряжениями: UбI = 110 кВ
Определим базисные токи:
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции принимаем: [pic].
Рассчитаем параметры схемы замещения приведенной на рисунке 3.
Сопротивление от системы до точки К1:
Сопротивления трансформаторов Т1 Т2:
Сопротивления двигателей М1 – М4:
Ток короткого замыкания в точке К1 (К1 – точка на шинах 110 кВ) равен:
Ударный ток КЗ в точке К1:
Короткое замыкание в точке К2 равносильно короткому замыканию в
точке К3 поэтому расчет проведем для любой из точек например К2.
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от системы в точке К2:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от двигателей в точке
Результирующий ток КЗ в точке К2 от системы и от синхронных двигателей:
Ударный ток КЗ в точке К2:
Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:
Результаты расчета токов двухфазного КЗ в точках К1 и К2 приведены в
Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряже-нию
номинальному току конструктивному выполнению месту установки и
проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и
термическую стойкость.
Выбор выключателей Q1 – Q3.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 110 кВ Iк(3) = 22 кА iуд = 56
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель МКП-110-630-20 ХЛ1.
Параметры этого и других выбранных выключателей приведены в таблице
Выбор выключателей Q4 – Q8Q13.
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ Iк(3) = 222 кА iуд = 565
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ-10-1600-315

Введение новоселов.doc

Уровень развития энергетики и электрификации как известно в наиболее
обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.
Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного
хозяйства России является стержнем строительства экономики нашего
Развитие многих отраслей промышленности в том числе нефтяной и газовой
базируется на современных технологиях широко использующих электрическую
энергию. В связи с этим возросли требования к надежности
электроснабжения к качеству электрической энергии к ее экономному и
рациональному расходованию.
Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением
культуры проектирования и эксплуатации ростом знаний теории и передовой
При проектировании и эксплуатации электрических установок электрических
станций подстанций и систем требуется предварительно произвести ряд
расчетов направленных на решение многих технических вопросов и задач
а) сопоставление оценка и выбор схемы электрических соединений станций и
б) выявление условий работы потребителей при аварийных режимах;
в) выбор аппаратов и проводников их проверка по условиям работы при
коротких замыканиях;
г) проектирование и настройка устройств релейной защиты и автоматики;
д) ряд других задач.
Т. е. практические задачи при решении которых инженер-электрик
сталкивается с необходимостью количественной оценки тех или иных величин
во время электромагнитного переходного процесса многочисленны и
разнообразны. Однако все они в конечном итоге объединены единой целью –
обеспечить надежность и качество работы отдельных элементов и
электрической системы в целом.

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

Курсовая.ЭНГП.doc

Министерство образования Российской Федерации
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Кафедра “Электроэнергетики”
Расчетно – пояснительная записка
к курсовому проекту по курсу «Электрификация и автоматизация предприятий
нефтяной и газовой промышленности»
Тема: Электрификация
нефтеперекачивающей станции_
Ф.И.О. Глушков Аркадий Петрович
Руководитель Новоселов Ю. Б.
Проект защищен с оценкой
Подпись преподавателя
Задание на курсовое проектирование:
Параметры системы НПС следующие:
Напряжение питающей сети: 3510 кВ.
Тип насоса: НМ – 7000 – 210.
Электропривод: синхронные двигатели (4 шт.) 3 в работе 1 в резерве.
Мощности К.З: Sк.з мин = 270 МВА Sк.з макс = 315 МВА.
Рассчитать необходимую мощность приводных электродвигателей и выбрать их
Разработать и описать систему электроснабжения объекта предусмотрев
возможности самозапуска и повышения уровня бесперебойности
Разработать и описать систему управления электроприводом установки.
Рассчитать и выбрать блочную трансформаторную подстанцию для объекта.
Произвести расчет и выбор основного электрооборудования блочной
трансформаторной подстанции.
Рассчитать коэффициент мощности узла нагрузки и предложить мероприятия
Дипломная работа 24с 6 рис. 8 источников 2 приложения.
ТЕХНОЛОГИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НПС РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ
Объектом исследования является система НПС. Цель работы – разработка
системы электроснабжения НПС а также системы управления электроприводом
1. Выбор мощности и типа электродвигателей 9
2. Расчет электрических нагрузок и выбор трансформаторов 9
3. Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах 11
4. Выбор высоковольтных выключателей 13
1. Защита двигателей 15
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ 19
Список используемой литературы 22
Насосные станции магистральных нефтепроводов располагаются по трассам
магистралей примерно через каждые 100-150 км и предназначаются для
сообщения перекачиваемой нефти энергии в виде напора который впоследствии
расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления
Насосные станции данного вида не являются самостоятельными
технологическими объектами а входят в состав других более крупных
технологических образований. Данные образования называют
«нефтеперекачивающими станциями» (НПС). На магистральных нефтепроводах
встречается три типа нефтеперекачивающих станций:
головные нефтеперекачивающие станции или ГНПС;
промежуточные нефтеперекачивающие станции или ПНПС;
конечные пункты магистральных нефтепроводов – КП.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) размещаются на трассе
нефтепроводов через каждые 100-15- км и служат для возобновления энергии
транспортируемого потока сообщая ему напор необходимый для преодоления
гидравлического сопротивления следующего участка трубопровода лежащего
между данной ПНПС и последующей станцией.
Промежуточные перекачивающие станции
Промежуточные перекачивающие станции (ПНПС) в общем случае состоят из
следующих объектов: узла фильтров-грязеуловителей системы сглаживания волн
давления насосной станции узла регулирования давления и узла подключения
ПНПС к магистрали. Принципиальная технологическая схема станции показана на
Рис.1. Принципиальная технологическая схема ПНПС:
НС – насосная станция; УР – узел регулирования давления; УМ –узел
подключения НПС к магистрали; ФГ – узел фильтров-грязеуловителей; ССВД
–система сглаживания волн давления; ЕВ – емкость сбора ударной волны.
Основной технологический объект ПНПС – насосная станция НС. Он
идентичен основной насосной станции ГНПС как по оборудованию так и по
зданию. Узлы регулирования давления у этих станций также одинаковы.
К специфическим технологическим объектам ПНПС отсутствующих на ГНПС
относятся узел фильтров-грязеуловителей ФГ и система сглаживания волн
давления ССВД. Сравниваемые станции несколько отличаются и узлами
подключения к магистрали.
Узел подключения ПНПС к магистрали
Узел подключения ПНПС к магистрали может иметь два варианта. Они
Рис. 2. Схема узла подключения ПНПС к магистрали:
А – с камерами приема и пуска скребка;
Б – с системой пропуска скребка через ПНПС.
Основным или более распространенным является вариант с камерами приема
и пуска скребка допускающий по станционную очистку линейной части
магистральных трубопроводов.
Прием очистного устройства на ПНПС осуществляется следующим образом.
При получении сигнала о приближении устройства к станции нормально открытая
задвижка 3 закрывается одновременно открываются нормально закрытые
задвижки 1 и 4. Поток нефти начинает проходить через камеру скребка А куда
увлекает за собой очистное устройство (скребок). Как только скребок
оказывается в камере А задвижки 1 3 и 4 приводятся в исходное состояние.
Принятый скребок извлекается из камеры А через люк в торцевой части
Запуск скребка или очистного устройства выполняется с помощью камеры
пуска скребка Б. В исходном состоянии задвижки 2 и 5 закрыты поток нефти с
выхода станции поступает в магистраль через открытую задвижку 6. В открытый
люк камеры Б помещается очистное устройство и проталкивается вглубь камеры
таким образом чтобы трубопровод идущий от задвижки 5 не перекрывался
устройством. Затем люк камеры Б закрывается открываются задвижки 5 и 2 а
задвижка 6 закрывается. Поток нефти проходит через камеру Б и выносит и
выносит из нее очистное устройство в магистраль. При получении сигнала о
выходе устройства в магистраль задвижки 2 5 и 6 приводятся в исходное
Сигналы о приближении очистного устройства к станции о поступлении
его в камеру приема скребка а также о выходе устройства со станции
подаются специальными сигнализаторами прохождения скребка которые
устанавливаются на входе и выходе станций и размещаются на магистрали через
определенные расстояния.
Назначение основных элементов другого варианта узла подключения ПНПС к
магистрали и функционирование данного узла наглядно прослеживается по рис.
и не требует дополнительных пояснений. Данный вариант подключения
практикуется на участках нефтепроводов не подверженных ощутимому
загрязнению в процессе их эксплуатации.
Выбор мощности и типа электродвигателей
Мощность двигателя рассчитывается по следующей формуле:
Для привода технологических механизмов средней и большой мощности в
нефтяной и газовой промышленности широко используются синхронные двигатели.
Они позволяют регулировать режим двигателя по реактивной мощности. Работа
синхронного двигателя в режиме перевозбуждения обеспечивает генерирование
реактивной мощности в сеть и как следствие повышение коэффициента
Для привода насоса выбираем синхронные двигатели типа СТД – 5000 –
Тип возбудителя ТЕ8 – 320150 Т – 5У4. Устройство бесчётотное БВУ –
Расчет электрических нагрузок и выбор трансформаторов
Проектируемый объект относится к первой категории надежности
электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение НПС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
ВЛ 35 кВ от разных секций шин головной подстанции. Питание высоковольтных
двигателей осуществляется также от двух взаиморезервируемых секций шин КРУ
Расчет электрических нагрузок электродвигателей М1 и М2 выполним по
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется
[pic] при С ( 075 М (2.1.)
[pic] при С ( 075 М (2.2.)
Так данные о насосных установках отсутствуют то принимаем коэффициент
включения двигателей Кв = 084 и коэффициент загрузки двигателей Кз = 08.
[p 075 М = 934425 МВт ( С.
Следовательно расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:
Коэффициент мощности синхронных двигателей принят cos ( = 09
(опережающий) из расчёта компенсации реактивной мощности до рекомендуемого
Учитывая что потребитель НПС относится к I категории надежности
принимаем к установке два трансформатора. Для двухтрансформаторной
подстанции номинальная мощность трансформатора определяется из условия
0% покрытия всей нагрузки:
По справочнику [2] выбираем трансформаторы ТДНС – 1600035.
Параметры трансформаторов:
номинальная мощность Sном МВ(А 16
номинальное напряжение обмотки ВН кВ 3675
номинальное напряжение обмотки НН кВ 10
потери холостого хода P0 кВт 17
потери короткого замыкания Pк кВт 85
напряжение короткого замыкания Uк% 10
ток холостого хода i0% 07
Вычислим полная мощность на одном двигателе:
Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме при питании
Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме при питании
Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах
Ток короткого замыкания в точке К – 1:
Ток короткого замыкания в точке К – 2:
Ударный ток КЗ от системы в точке K – 2:
В режиме КЗ двигатель переходит в генераторный режим а значит можно
воспользоваться методикой расчёта токов КЗ по расчётным кривым.
Примем за базовую мощность суммарную мощность всех двигателей:
Расчётное сопротивление одного турбогенератора приведенное к базисной
мощности (так как [pic] неизвестно примем его равным 02):
Эквивалентное сопротивление схемы замещения до точки K – 2:
Определим расчетное сопротивление до точки К – 2:
По расчётным кривым при расчётном сопротивлении [pic]= 02 и заданном
моменте времени t = 0 находим кратность тока КЗ I* = 5.
Периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени:
Суммарный номинальный ток источников питания Iном.( определяется из
Найдем суммарные токи КЗ в точке К – 2:
Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению
номинальному току конструктивному выполнению месту установки и
проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и
термическую стойкость.
Выбор выключателей Q1 – Q3.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 35 кВ Iк(3) = 495 кА iуд = 895 кА.
Выбираем высоковольтный вакуумный выключатель типа ВБЭТ – 35.
Параметры выключателя:
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Время отключения мс не более
Механический ресурс циклов В – О
Выбор выключателей Q4 – Q6.
Расчетный ток на шинах равен:
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ Iк(3) = 2092 кА iуд = 552 кА.
Выбираем высоковольтный вакуумный выключатель типа BBTEL – 10.
Сквозной ток КЗ наибольший пик кА
Для защиты синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ
предусматривается защита от междуфазных замыканий на выводах и в обмотке
статора защита от замыканий статорной обмотки на землю защита при
перегрузках защита от асинхронного режима защита при потере питания и
длительном снижении напряжения.
Дифферинциальная зашита.
Дифференциальная защита основана на общем принципе таких защит как ТО
и МТЗ. При коротких замыканиях и замыканиях на землю через реле начинает
протекать ток. Если при прошествии определенного времени аварийный режим не
будет устранен то будет подан сигнал на отключение. Схема такой защиты
приведена на рис 3.1.
Рис. 3.1. Схема дифферинциалной защиты двигателя.
Для того чтобы защита не срабатывала при пуске двигателя выдержка
времени индукционного реле в независимой части характеристики должна быть
Защита от замыканий на землю в обмотке статора.
Т. к. ток замыкания на землю меньше 5 А то защита должна действовать на
сигнал. Схема такой защиты с использованием реле тока РТ-40 приведена на
Рис. 3. Схема защиты от замыканий на землю.
Защита от асинхронного режима.
При возникновении асинхронного режима появляются пульсации тока
статора переменный ток в обмотке ротора и вибрация двигателя. Асинхронный
режим двигателя с нагрузкой превышающей 50 % номинальной считается
недопустимым по условиям нагрева двигателя. Защита от асинхронного режима
реагирует на пульсации тока статора и действует с выдержкой времени на
запуск системы ресинхронизации. Защита выполняется в однофазном
однорелейном исполнении. Схема такой защиты с использованием реле РТ-80
приведена на рис. 4.
Если на двигателе установлена защита от перегрузки то защиту от асин-
хронного режима следует сочетать с ней.
Рис. 4. Схема защиты от асинхронного режима.
Защита от снижения напряжения.
Устанавливают с целью предотвратить самозапуск или повторный пуск если это
необходимо по технологии по технике безопасности ограничивать или
ликвидировать подпитку места КЗ. Выполним защиту двигателя по минимальному
напряжению действующую на его отключение. Схема приведена на рис. 5.
Рис. 5. Схема защиты двигателя от снижения напряжения.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ
Система возбудения синхронного двигателя.
Данный двигатель имеет бесчеточную систему возбуждения. На ОВВ подаем
напряжение с диодного мостика. Мощность с ОВВ передается на В а с них на
ВМ (выпрямительный мост). Далле на ТК а с него на ОВД (обмотку возбуждения
РВСД служит для управление обмоткой возбуждения. Он питается от
трансформатора собственных нужд НТМИ и трансформаторов тока ТТ3 ТТ4. R3
предназначен для регулирования РВСД.
Контакт КФ шунтирует сопротивление R4 во время пуска. Сопротивление R4
предназначен для регулирования тока возбуждения синхронного двигателя.
Система плавного пуска.
Для плавного пуска двигателя применим устройство типа ВБТУ.
Схема данного устройства показана на рис 4.1.
Рис 6. Схема электрическая принципиальная устройства ВБТУ.
После вкючения выключателя происходит проверка исправности тиристоров
пускателя и в случае их исправного состояния напряжение на староре
электородвигателя М плавно увеличивается до номинального а
электродвигатель разгоняется до полной скорости. По завершению разгона
тиристорный блок шунтируется выключателем К2.
ВБТУ предназначено для решения следующих проблем возникающих при
Осуществить планое нарастание напряжения от нуля до номинального в течении
заданного времни и плавное снижение напряжения при останове двигателя что
уменьшает броски пускового тока в 4-5 раз.
Улутшает условие эксплуатации токопроводящего оборудования.
Увеличивает частоту пусков и удлинить межремонтные промежутки оборудования.
Обеспечить возможность рационального и экономичекого использования
оборудования с учётом как технологических потребностей так и суточного
графика тарифов на электоэнергию.
Описание принципиальной схемы питания НПС.
По линиям электропередач происходит обмен информации дистанционной
защиты. Чтобы защищает систему от ненужных гармоник на входе стоит
высокочастотный фильтр. Далее идет разеденители трансформаторы напряжения
и трансхорматоры тока. Затем идут разеденители разядники FV1 FV2 и
выключатели Q1 – Q3 служащие для защиты трансформаторов и линий от
аварийного режима. Трансформатроы T1 Т2 служат для понижение напяжения с
кВ до 10 кВ. Выключатели Q4 – Q6 служат для защиты трансформаторов и шин
от аварийного режима. TV1 TV2 являются трансформатроами собственных нужд.
Синхронные двигатели М1 – М3 являются рабочими двигателями М4 резервным.
Список используемой литературы
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация насосных станций. – Тюмень:
ТюмГНГУ 1995. – 148 с.
Червяков Д. М. Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности. Учебное пособие – Тюмень ТюмГНГУ 1996.– 119 с.
Неклепаев Б. Н. И. П. Крючков. Электрическая часть электростанций и
подстанций. 4-е издание. Учеб. для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989.– 608
Н. И. Белоруссов. А. Е. Саакан. А.И. Яковлева. Электрические кабели
провода и шнуры. Справочник – М.: Энергоатомиздат 1988.– 536 с.
Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические
устройства Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова П. Г. Грудинского и
др. – М.: Энергоатомиздат 1988.– 878 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей ред. А. А.
Федорова. 2 тома. – М.: Энергоатомиздат 1986.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под общей ред. Ю. Н.
Тищенко. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576с.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий:
Электрооборудование и автоматизация. Под общей ред. А. А. Федорова. Второе
издание переработанное и дополненное. – М.: Энергоатомиздат 1981. – 624с.

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

основа1.doc

Задание на курсовое проектирование:
Класс буровой установки 4;
Вид привода лебедки – асинхронный двигатель с фазным ротором;
Вид привода насосов – синхронный двигатель;
Рассчитать необходимую мощность электродвигателей лебедки и насосов и
Произвести выбор электромагнитной муфты или станции управления для
Произвести проверку выбранного электродвигателя лебедки.
Разработать и описать работу схем автоматического управления приводом
Произвести выбор основного электрооборудования системы электроснабжения
и электропривода лебедки и насосов.
Дипломная работа 19с 3 приложения 2 табл. 6 информационных
ТЕХНОЛОГИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ.
Объектом исследования является буровая установка. Цель работы –
разработка системы электроснабжения буровой установки а также систем
управления электроприводами установки.
Описание работы электропривода лебедки и насоса бур. установки 7
Расчет необходимой мощности электродвигателей лебедки и буровых
Распределение электроэнергии на буровой установке 10
Комплектное устройство управления асинхронным двигателем буровой лебедки
с тиристорным регулятором скольжения ШДГ – 6703 11
Станция управления синхронным двигателем бурового насоса ПГА 7002 –
Список литературы 16
Уровень развития энергетики и электрификации как известно в наиболее
обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.
Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного
хозяйства России является стержнем строительства экономики нашего
Развитие многих отраслей промышленности в том числе нефтяной и газовой
базируется на современных технологиях широко использующих электрическую
энергию. В связи с этим возросли требования к надежности
электроснабжения к качеству электрической энергии к ее экономному и
рациональному расходованию.
Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением
культуры проектирования и эксплуатации ростом знаний теории и передовой
При проектировании и эксплуатации электрических установок электрических
станций подстанций и систем требуется предварительно произвести ряд
расчетов направленных на решение многих технических вопросов и задач
а) сопоставление оценка и выбор схемы электрических соединений станций и
б) выявление условий работы потребителей при аварийных режимах;
в) выбор аппаратов и проводников их проверка по условиям работы при
коротких замыканиях;
г) проектирование и настройка устройств релейной защиты и автоматики;
д) ряд других задач.
Т. е. практические задачи при решении которых инженер-электрик
сталкивается с необходимостью количественной оценки тех или иных величин
во время электромагнитного переходного процесса многочисленны и
разнообразны. Однако все они в конечном итоге объединены единой целью –
обеспечить надежность и качество работы отдельных элементов и
электрической системы в целом.
Описание работы электропривода лебедки и насоса
Буровую лебедку с ее электроприводом используют только для
подъема и опускания бурильных труб. Подъем бурильных труб состоит из
отдельных циклов число которых равно числу свечей; за время одного цикла
происходит подъем на высоту одной свечи (25-37м) затем ее отвинчивают
переносят и устанавливают после чего цикл повторяют.
Буровой насос служит для создания циркуляции промывочной
жидкости очищающей забой и передающей энергию турбине при турбинном
способе бурения. В бурении в основном применяют поршневые насосы со
сменными цилиндровыми втулками позволяющие в определенных пределах
изменять подачу насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту.
Расчет необходимой мощности электродвигателей
лебедки и буровых насосов.
Точно определить мощность Рдл двигателей лебедки трудно
поскольку эти двигатели при спуско – подъемных операциях работают в
повторно – кратковременном режиме с переменной продолжительностью цикла и
переменным моментом статического сопротивления на валу. Поэтому сначала по
основным параметрам буровой лебедки пользуясь приближенными формулами
ориентировочно определяют Рдл а затем выбрав двигатель и рассчитав его
действительную нагрузочную диаграмму с учетом выполнения вспомогательных
операций выполняют проверочный расчет мощности методом эквивалентного тока
Наиболее простой для предварительного определения потребной
мощности двигателя является формула:
Qн – грузоподъемная сила на крюке при номинальном весе
Vкр – скорость подъема веса крюком мс;
с – к.п.д. системы (06 – 08);
λ д – возможная перегрузочная способность электродвигателя (13
Для расчета предварительной мощности электродвигателя лебедки воспользуемся
следующими данными :
В результате проверочного расчета предварительной мощности
электродвигателя лебедки методом эквивалентного момента был выбран
электродвигатель закрытого исполнения с самовентиляцией АКЗ 13 – 62 – 8.
Таблица 1: Технические характеристики
Рном Uном к.п.д.Cosφ Мном Uрот Iрот J
кВт кВ мин-1 Icт % В А кг*м2
Для расчета мощности электродвигателя бурового насоса
используются следующие формулы:
Nг – гидравлическая мощность насоса кВт;
Q – количество жидкости лс;
Рн – давление на выкиде насоса МПа;
Для расчета предварительной мощности электродвигателя бурового насоса
воспользуемся следующими данными:
Так как электродвигатель работает в продолжительном режиме с
постоянной нагрузкой то как таковая проверка его по нагреву не
требуется. Выбираем электродвигатель исходя из значения рассчитанной
предварительной мощности Рдн. Берем два двигателя типа СДБ – 13 – 42 – 8А.
Таблица 2: Технические характеристики электродвигателя.
Рном Uном Iст к.п.д. Cosφ
Распределение электроэнергии на буровой установке.
Питание буровой установки осуществляется от двухтрансформаторной
подстанции 356 кВ с трансформатором мощностью 16 МВт (схема подстанции
6 кВ и КРУ 6 кВ изображена в приложении1).
От воздушной линии 6 кВ напряжение подводится как правило
отдельными ответвлениями: к ячейке N1 трансформатора T1 вспомогательных
приводов – непосредственно от линии к ячейке ввода N3 – через
установленный на концевой опоре воздушной линии разъединитель. В ячейке N1
установлены разъединитель и предохранители для включения и защиты
трансформатора T1 питания электроприводов вспомогательных механизмов
В ячейке N2 установлены разъединитель предохранители
измерительный трансформатор напряжения TV контрольно – измерительная
аппаратура и вентильный разрядник FV. Защита трансформатора TV
осуществляется предохранителями FU2 а включение – разъединителем.
Благодаря наличию разъединителя перед ячейкой N3 ввода
трансформатор T1 и измерительные приборы могут получать питание при снятом
с остальных ячеек напряжении что создает удобство для обслуживания
распределительного устройства и при ремонтных работах.
В ячейке N3 установлены разъединитель и вакуумный выключатель QF
ввода через который подается напряжение на шины ячеек N4 – N6 питания
двигателей основных механизмов. Ячейки N4 и N5 служащие для включения
синхронных двигателей МН1 и МН2 буровых насосов содержат разъединители а
также нереверсивные вакуумные контакторы напряжением 6кВ.
В ячейке N6 предназначенной для включения приводного двигателя
МЛ буровой лебедки установлены разъединитель и два вакуумных контактора
напряжением 6кВ включенные по реверсивной схеме.
Все разъединители ячеек снабжены заземляющими ножами. Во всех
ячейках за исключением ячейки N2 и в пусковых устройствах установлены
трансформаторы тока предназначенные для питания катушек реле максимального
тока и электроизмерительных приборов.
Реле максимального тока установленное во вводной ячейке и в
ячейках питания электродвигателей настраивают таким образом чтобы при
перегрузке двигателей отключался соответствующий контактор а при коротких
замыканиях – выключатель ввода QF. Такая селективность действия защиты
обеспечивает предотвращение разрыва токов короткого замыкания контакторами.
Технический учет активной и реактивной энергии осуществляется
счетчиками установленными в ячейках N1 и N3.
Комплектное устройство управления асинхронным
двигателем буровой лебедки с тиристорным регулятором скольжения ШДГ – 6703
Данное комплектное устройство предназначено для управления
асинхронными электродвигателями с фазным ротором типа АКБ мощностью 320 –
0 кВт в приводе буровой лебедки.
Асинхронный привод с комплектным устройством представляет собой
асинхронный двигатель с фазным ротором и тиристорным преобразователем в
роторной цепи двигателя. Комплектное устройство позволяет обеспечить:
регулируемый пуск двигателя с плавным нарастанием момента при нагрузке в
диапазоне от нуля до максимального момента и длительную работу на
пониженной скорости при нагрузке равной половине номинального момента;
работу двигателя в стопорном режиме с моментом равным (15 – 16) Мном в
повторно – кратковременном режиме (структурная схема комплектного
устройства ШДГ – 6703 изображена в приложении2).
Основу комплектного устройства составляет трехфазный управляемый
выпрямитель UZ собранный по мостовой схеме. Питание выпрямителя
осуществляется от ротора асинхронного двигателя МЛ нагрузкой служат
пусковые резисторы R1 R2 и R3. Суммарное сопротивление пусковых
резисторов выбрано из условия обеспечения стопорного момента двигателя
равного (15 – 16) Мном при полностью открытом выпрямителе. Плавность
пуска обеспечивается путем управления тиристорами выпрямителя UZ. Схема
управления обеспечивает возможность регулирования управляющих импульсов и
их синхронизацию с напряжением ротора.
Плавное открытие выпрямителя UZ выводит двигатель на некоторую
промежуточную скорость определяемую суммарным сопротивлением резисторов.
Для дальнейшего разгона в схеме пусковых резисторов введены три шунтирующих
тиристора VT1VT2 и VT3 которые включаются по сигналу соответствующему
полному открытию тиристорного выпрямителя UZ.
Переход на новое значение пускового сопротивления не дает
существенных бросков тока ротора и момента двигателя так как управляющие
импульсы вследствие действия обратной связи по напряжению закрывают
теристорный выпрямитель. Последний шунтирующий тиристор VT3 окончательно
шунтирует резистор и выводит двигатель на характеристику близкую к
Поскольку по окончании пуска резистор (R1 – R3) полностью
шунтирован то в установившемся режиме скольжение двигателя ровно 2 вместо
– 10 % при дроссельном пуске. Таким образом схема с тиристорным
регулятором скольжения позволяет не только повысить производительность
электропривода буровой лебедки и исключить из роторной цепи двигателя
силовые контакторы но и дает существенную экономию электроэнергии
вследствие уменьшения сопротивления роторной цепи двигателя. В схеме
предусмотрены обратные связи способствующие получению стабильных
характеристик привода а также защиты и блокировки обычно применяемые в
Конструктивно комплектное устройство ШДГ – 6703 состоит из двух
шкафов один из которых собственно выпрямитель другой – шкаф с
Станция управления синхронным двигателем бурового
насоса ПГА 7002 – 01А1.
Поскольку условия пуска двигателя БН сравнительно легкие (
момент статического сопротивления на валу двигателя составляет примерно 20%
от номинального момента двигателя время разгона – 3 – 4 с мощность сетей
как правило достаточная) в схеме предусмотрен его прямой пуск с наглухо
подключенным возбудителем (схема станции управления синхронным двигателем
изображена в приложении3).
Управление пуском и остановкой двигателя МН насоса –
дистанционное посредством переключателя SA1 со станции управления
установленной в насосном блоке; отключение возможно также и с пульта
бурильщика переключателем SA2. Поворот рукоятки SA1 в правое положение
вызывает ( при наличии напряжения 6 кВ контролируемого релеKV1 и
замкнутой цепи катушки реле KV2 ) включение реле KT и контактора КМ2.
Контактор КМ2 замыкает цепь обмотки возбуждения LG возбудителя G на его
якорь и включает свою катушку на самопитание а реле КТ замыкает цепь
катушки контактора высокого напряжения КМ1. Этот контактор своими главными
контактами подает питание на обмотку статора двигателя МН а блок –
контактом включает свою катушку на самопитание. Начинается асинхронный пуск
синхронного двигателя МН; напряжение возбудителя G по мере разгона
двигателя нарастает и следовательно нарастает его ток возбуждения; при
достижении подсинхронной частоты вращения ротор двигателя под действием
входного момента втягивается в синхронизм. Ток возбуждения двигателя
регулируется реостатом RP установленным на пульте.
Для повышения устойчивости двигателя насоса при снижениях
напряжения предусмотрено форсирование возбуждения двигателя. Контроль за
напряжением осуществляется с помощью реле KV3 которое при снижении
напряжения на 15% и более отпускает якорь и закрывает свой контакт в цепи
катушки контактора форсирования КМ3. Последний своим замыкающим контактом
закорачивает часть реостата RP: напряжение возбудителя поднимается
возрастает ток в обмотке возбуждения LMН двигателя а следовательно
увеличивается и его максимальный момент.
Форсирование возбуждения синхронных двигателей целесообразно еще
и потому что оно способствует повышению устойчивости всей энергосистемы
так как при аварийных режимах перевозбужденные синхронные двигатели
работая как генераторы реактивной мощности стремятся поддерживать
напряжение в сети. После восстановления напряжения сети до номинального
значения реле KV3 вновь включается и форсировка автоматически снимается.
Для остановки двигателя необходимо повернуть рукоятку SA1 в
левое положение или рукоятку SA2 в любое положение. Это приводит к
одновременному разрыву цепей катушек контактора КМ2 и реле КТ. Контактор
КМ2 разрывает цепь обмотки возбуждения возбудителя LG обеспечивая гашение
поля двигателя МН. Реле КТ с выдержкой времени около 15с разрывает цепь
катушки контактора КМ1 и отключает обмотку статора двигателя МН от сети.
Такая последовательность операций при отключении двигателя
снижает перенапряжения в обмотке статора и на контактах контактора КМ1 при
Защита двигателя от перегрузок и от асинхронного режима
осуществляется при помощи реле КА1 и КА2 которые с выдержкой времени
открывают свои контакты в цепи катушки реле KV2 отключающего контактор
КМ1.Реле KV1( его катушка на схеме не показана ) своим размыкающим
контактом KV1 осуществляет блокировку при помощи которой цепь управления
МН отключается если отсутствует напряжение 6кВ цепи питания двигателя.
Для контроля за работой привода насоса в схеме предусмотрены
приборы измерения напряжения и силы тока в цепях статора и обмотки
возбуждения ( вольтметры PV1 и PV2 амперметры РА1 и РА2 ).Чтобы исключить
перемагничивание возбудителя G при пуске двигателя в цепь обмотки LG

новоселов.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электротехники и электромеханики
Специальность 180400 «Электропривод и автоматика промышленных установок и
технологических комплексов»
Электрификация привода погружного электронасоса
по курсу "Автоматизация электроприводов.
Описание погружного электронасоса 5
Расчет мощности и выбор приводного
Разработка и описание системы электроснабжения
Разработка и описание системы управления
электроприводом установки 12
Расчет мощности и выбор комплектной
трансформаторной подстанции выбор силового
Расчет коэффициента мощности узла нагрузки и
мероприятия по повышению его до величины 095 17
Список использованных источников 21
В данном курсовом проекте рассчитан и выбран приводной двигатель
погружного электронасоса; схема электроснабжения куста скважин
соответствующая требованиям ПУЭ; схема управления приводом погружного
электронасоса в которой предусмотрены все необходимые защиты а также
рассмотрен вопрос повышения коэффициента мощности до величины 095.
Также произведен выбор комплектной трансформаторной подстанции и
силового трансформатора выбор и проверка основного силового оборудования
системы электроснабжения и электропривода.
В настоящее время для добычи нефти пользуются двумя способами:
компрессорным и насосным. Наиболее распространен насосный способ
добычи нефти при помощи глубинно-насосных штанговых установок (ГШУ)
и установок с электроцентробежными насосами (ЭЦН). Целесообразность
применения того или иного насосного метода добычи определяется
сочетанием суточной производительности (Q) и глубины подвески насоса
Погружные бесштанговые центробежные насосы приводятся в действие
электродвигателем помещенным в скважине совместно с насосом. Благодаря
этому устраняется длинная движущаяся механическая связь (штанги) между
приводом и насосом входящая основным элементом в глубиннонасосную
установку с плунжерными насосами. Это позволяет повысить мощность ЭЦН т.
е. его напор и подачу применить центробежный тип насоса наиболее
подходящий для высоких отборов жидкости из скважины. Полезные мощности ЭЦН
достигаемые при эксплуатации скважин в 15— 3 раза больше чем мощности
штанговых. Вместе с тем при использовании ЭЦН хотя и упрощается комплекс
сооружений на поверхности но сильно усложняется погружное оборудование.
Описание погружного электронасоса
Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки
из нефтяных скважин в том числе и наклонных пластовой жидкости
содержащей нефть воду газ механические примеси.
В зависимости от количества различных компонентов содержащихся в
откачиваемой жидкости насосы установок имеют исполнение обычное и
повышенной коррозионно- и износостойкости. ( в данной курсовой работе
обычное исполнение насосной установки)
Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти УЭЦН
(рис. 1. 1) состоит из погружного насосного агрегата ( электродвигатель с
гидрозащитой и насос) кабельной линии 3 ( круглого и плоского кабеля с
муфтой кабельного ввода) колонны насосно – компрессорых труб 4
оборудования устья скважины 6 и наземного электрооборудования:
трансформатора 8 и станции управления ( или комплектного устройства) 7.
Погружной насосный агрегат состоящий из насоса 2 и электродвигателя с
гидрозащитой 1 спускается в скважину на насосно – компрессорных трубах
(НКТ). Кабельная линия 3 обеспечивает подвод электроэнергии к
электродвигателю. Кабель крепится к НКТ металлическими поясами 5.
Погружной насос имеет большое число ступеней каждая из них состоит из
рабочего колеса и направляющего аппарата собранных на валу и вставляемых в
стальную трубу – корпус насоса. Нижняя часть насоса с полостью всасывания
жидкости отделена от протектора и двигателя сальником.
Приводом погружных центробежных насосов служит специальный
маслонаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного
переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа
ПЭД. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под
большим гидростатическим давлением основное условие надежной работы – его
Поскольку двигатель работает при температуре жидкости в месте погружения
его электрическая изоляция масло- и нагревостойкая а температуру
окружающей среды принимают равной 90°С.
Корпус статора погружного двигателя представляет собой стальную трубу в
которую запрессованы магнитные пакеты статора длиной 320—450 мм набранные
из электротехнической стали. Статор состоит из отдельных магнитных пакетов
(секций) разделенных короткими пакетами из немагнитного материала.
Двухполюсная обмотка статора выполнена общей для всех его секций. Ротор
также состоит из отдельных секций с длиной каждой секции отвечающей
магнитному пакету статора. Каждая секция ротора создает свою
короткозамкнутую электрическую цепь не связанную с цепями других секций
ротора сидящих на общем валу. Между секциями ротора установлены
промежуточные подшипники качения опирающиеся на немагнитные пакеты
статора предотвращающие касание ротора о статор которое было бы
неминуемым при длинном роторе и малых воздушных зазорах не превышающих у
Ротор закрепляется в верхней части двигателя — подвешивается на верхнем
подпятнике—радиально-упорном подшипнике. Корпус двигателя заканчивается в
верхней части головкой которая закрывает лобовые части обмотки содержит
узел вывода статорной обмотки и обеспечивает присоединение протектора.
Нижние лобовые части обмотки закрываются основанием двигателя в котором
размещаются масляный фильтр и клапан.
Внутренняя полость двигателя заполнена специальным маловязким маслом
которое циркулирует внутри машины под действием турбинки насаженной на вал
ротора. Оно проходит по отверстию внутри вала двигателя по каналам между
корпусом и внешней поверхностью статорных пакетов попадает в фильтр.
Благодаря циркуляции масла достигается более интенсивное охлаждение
электродвигателя с выравниванием температур наиболее нагретых и менее
нагретых частей машины. Полость двигателя заполняют маслом через клапан.
Расчет мощности и выбор приводного электродвигателя
Мощность на валу центробежного насоса:
где Q – подача насоса м3с; H – напор развиваемый насосом м; [pic] –
плотность жидкости кгм3; [pic] – к.п.д. насоса.
Для насоса ЭЦН5-130-1200: Q=130 м3сутки; H=1200м.
В качестве приводного двигателя для погружного насоса выбираем
погружной электродвигатель ПЭД35-123 который имеет следующие
Для подвода электричества выбираем кабель КРБК с площадью сечения
q=3Х25мм2 при это потери:
Разработка и описание системы электроснабжения куста скважин
Данные установки относят ко 2-й категории в отношении надежности
электроснабжения так как прекращение подачи питания на большинство
глубиннонасосных установок связано лишь с потерей нефти и не
приводит к осложнениям при дальнейшей эксплуатации скважин. Питание
таких потребителей согласно ПУЭ производится от двух источников
питания: по двум линиям либо одной двухцепной линии или при
обеспечении не продолжительного аварийного ремонта по одной линии и
от одного трансформатора при наличии централизованного подвижного
резерва. В соответствии с этими требованиями была разработана
система электроснабжения представленная на рис. 3.1.
Питание установок центробежных насосов производим от сети 06 кВ с
промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 04 кВ подводимого
к трансформаторам установки ЭЦН.
Рис.3.1 Схема электроснабжения куста скважин
Разработка и описание системы управления электроприводом установки
Система управления приводом ЭЦН должна предусматривать следующие виды
от всех видов коротких замыканий;
Также в системе должен быть предусмотрен самозапуск двигателя.
В соответствии с этими требованиями разработана система представленная
Пуск двигателя осуществляется путем включения автоматического
выключателя SF и нажатием кнопки SBC. При нажатии кнопки SBC получает
питание катушка контактора КМ и своим контактом блокирует кнопку SBC а
также замыкает свои контакты в силовой схеме питания электродвигателя.
После отпускания кнопки SBC она возвращается в исходное положение.
Защиту от коротких замыканий осуществляет автоматический выключатель SF
с электромагнитными расцепителями максимального тока. При коротких
замыканиях SF размыкает свои контакты и обесточивает электродвигатель.
Защиту от перегруза осуществляет контактор КМ с электротепловыми реле
КК1 и КК2. При перегрузе реле КК1 и КК2 размыкают свои контакты и тем самым
размыкают цепь питания катушки контактора КМ КМ размыкает свои контакты в
цепи питания электродвигателя.
Защиту от обрыва фазы осуществляет реле напряжения KV получающее
питание от трансформатора напряжения. При обрыве фазы KV размыкает свои
контакты в цепи питания катушки контактора КМ.
При аварийном состоянии скважины замыкается контакт инерционного
магнитного выключателя ИМВ. Получает питание катушка промежуточного реле KL
и становится на самоблокировку. Нормально замкнутый контакт реле KL 1
размыкается и размыкает цепь питания катушки контактора КМ.
При исчезновении напряжения катушка контактора КМ теряет питание и
размыкает свои силовые контакты. При восстановлении напряжения получает
питание реле времени КТ и с выдержкой времени замыкает свой замыкающий
контакт в цепи питания катушки контактора КМ и осуществляется самозапуск
Для отключения электродвигателя от сети необходимо нажать кнопку SBT и
отключить автоматический выключатель SF.
Рис 4.1. Схема управления электроприводом ЭЦН
РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ.
Так как применяем схему с промежуточной трансформацией то для питания
электропривода ЭЦН применяем устройство комплектное серии КУ-01.
Устройства комплектные серии КУ-01 предназначены для приема
электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50Гц напряжением
0В и преобразования ее в электроэнергию напряжением соответствующим
напряжению двигателя а так же управления и защиты погружных электронасосов
добычи нефти с двигателями серии ПЭД мощностью от 14 до 100 кВт с
номинальным током не более 50А и номинальным напряжением до 2200В
Схема электрическая принципиальная КУ-01 приведена на рис. 5.1.
Выбор трансформатора КУ-01 произведем [pic]:
Выбираем трансформатор ТМПН-631-73У1 характеристики которого
приведены в табл. 5.1.
Характеристики трансформатора ТМПН-631-73У1
первч. вторич. ХХ КЗ
Рис. 5.1. Схема электрическая принципиальная КУ-01
Расчет коэффициента мощности узла нагрузки и мероприятия по
повышению его до величины 095
При работе электростанций на них генерируется активная мощность
необходимая для производства полезной работы и реактивная
мощность необходима для создания магнитных полей в
электродвигателях трансформаторах и т.д. В энергосистеме в любой
момент времени соблюдается баланс реактивных мощностей т.е.
где Qг - суммарная генерируемая реактивная мощность;
Qп - суммарная потребляемая реактивная мощность;
Qн - суммарная реактивная мощность нагрузки;
ΔQ - суммарные потери реактивной мощности.
В отличии от активной мощности которая генерируется только на
электростанциях реактивная мощность генерируется на электростанциях
линиями электропередачи синхронными компенсаторами двигателями
батареями статических конденсаторов.
Генерацию реактивной мощности необходимо производить в местах ее
потребления т.к. ее передача от электростанции по электрическим
сетям не целесообразна по следующим причинам:
Передача значительных реактивных мощностей по электрическим
сетям вызывает в них потери активной мощности приводит к снижению
Передача значительных реактивных мощностей от источников
питания к потребителям увеличению сечений проводов ВЛ и жил
кабелей к увеличению мощности силовых трансформаторов и числу
трансформаторных подстанций.
Мерой соотношения между активной и реактивной мощностями
является коэффициент мощности определяемый как отношение активной
мощности Р к полной S:
где Q - передаваемая реактивная мощность.
Определим расчетные электрические нагрузки методом упорядоченных
где [p [pic]- коэффициент включения (для
ЭЦН [p [pic]- коэффициент запаса (для ЭЦН [pic]).
Расчетная нагрузка по активной мощности:
где [pic]- коэффициент использования максимума ([pic]=12) N –
количество электродвигателей.
Расчетная нагрузка по реактивной мощности:
Коэффициент мощности равен:
Существует несколько способов увеличения коэффициента мощности:
Естественный способ повышения коэффициента мощности путем
догрузки электроприемника;
Компенсация реактивной мощности
а) при помощи недогруженного синхронного двигателя
б) при помощи компенсирующих устройств (продольная и поперечная
В данном проекте повышение коэффициента мощности производится
поперечной компенсации реактивной мощности при помощи конденсаторных
батарей устанавливаемых непосредственно у электродвигателей станков -
качалок. Схема присоединения конденсаторов приведена на рис.6.1.
Рис.6.1. Схема присоединения конденсаторов
Мощность конденсаторной батарей можно определить из выражения:
где Рн.ср. - среднесуточная активная нагрузка кВт;
tg1 - средневзвешенный суточный коэффициент мощности;
tg2 - коэффициент реактивной мощности который должен быть
достигнут после компенсации.
Реактивная мощность одного конденсатора определяют по формуле:
где Uн - номинальное напряжение конденсатора кВ;
f - частота питающего напряжения Гц;
С - емкость конденсатора мкФ.
Число конденсаторов в батарее равно:
Qс=15827*(0672-0329)=5434 квар.
qc=Qcn=54343=181 квар.
Берем конденсаторы емкостью С=400 мкФ и напряжением U=400 В. Реактивная
мощность вырабатываемая одним конденсатором будет равна:
qс=2**50*042*400*10-3=201 кВар.
Qс=n*qc=3*201=603 кВар.
Коэффициент мощности будет равен:
Список использованных источников
Федоров А.А. Старкова В.А. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных
предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздатю 1987
Нефтепромысловое оборудование: Справочник Под. ред. Бухаленко
Е.Н. - М.: Недра 1990 - 559 с.
Меньшов Б.Г. Суд И.И. Электрификация предприятий нефтяной и
газовой промышленности. М.: Недра 1984 - 416 с.
Электротехнический справочник. Под общ. ред. В.Г. Герасимова
и др. Т12. М.: Энергия 1980 - 1981.
Бак С.И. Читипаховян С.П. Блочно - комплектное
электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра

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

1.doc

Министерство общего и профессионального образования РФ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра Электроэнергетики
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
«Расчет электрических нагрузок потребителей
кустовой насосной станции»
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
На рис. 1.1 приведена схема электроснабжения кустовой насосной станции
для закачки воды в пласт. Параметры схемы электроснабжения следующие:
Длина линии 35 кВ – 20 км;
Длина линии 6 кВ – 1 км;
Трансформаторы Т1Т2: Sном = 25 МВ*А Uк.в-с% = 105 %
Uк.в-н% = 17 % Uк.с-н% = 5
Синхронные двигатели М5 – М7: P = 1.6 МВт
Рассчитать электрические нагрузки на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции 356 кВ при КНС и выбрать мощность и тип
силовых трансформаторов Т3 Т4. Потребитель I категории.
Выбрать необходимое оборудование и типовые ячейки РУ – 6 кВ к
которому относятся: высоковольтные выключатели с приводом
разъединители трансформаторы тока и напряжения разрядники сборные
Выбрать и рассчитать защиты трансформатора. Выбрать источники
оперативного тока начертить принципиальные электрические схемы этих
защит выбрать для них трансформаторы тока необходимые реле
рассчитать уставки оценить чувствительность защит.
Начертить однолинейную схему двухтрансформаторной подстанции при КНС
с ОРУ – 35 кВ и ЗРУ – 6 кВ указать на ней все необходимое
Курсовая работа включает в себя пояснительную записку состоящую из 47
страниц машинописного текста 6 иллюстраций 7 таблиц и 1 лист графического
материала. Цель курсовой работы – систематизировать и углубить знания
полученные при изучении теоретического курса получить практические навыки
проектирования электроснабжения предприятий и расчета релейной защиты.
В ходе курсовой работы было выполнено: расчет электрических нагрузок
определение мощностей трансформаторов 356 кВ и их выбор выбор силового
оборудования и типовых ячеек КРУ – 63 кВ а также разработка схем релейных
защит воздушных линий.
При расчете электрических нагрузок на стороне высшего напряжения
Гипротюменьнефтегаз.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКАЯ СТОЙКОСТЬ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА.
В тексте использованы следующие сокращения:
КНС – кустовая насосная станция;
ВЛ – воздушная линия;
СД – синхронный двигатель;
ЗРУ – закрытое распределительное устройство;
КЗ – короткое замыкание;
КРУ – комплектное распределительное устройство;
МТЗ – максимальная токовая защита;
ТО – токовая отсечка.
Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения
трансформаторной подстанции 35 6 кВ при кустовой насосной
станции и выбор мощности и типа силовых трансформаторов.
1.1. Схема электроснабжения кустовой насосной станции.
2. Расчет мощности высоковольтных электродвигателей.
1.3. Выбор числа и мощности трансформаторов.
Выбор оборудования и типовых ячеек РУ – 6 кВ.
1. Выбор сечений проводов и кабелей.
3. Расчет токов короткого замыкания.
4. Выбор высоковольтных аппаратов.
2.4.1. Выбор выключателей.
2.4.3. Выбор разъединителей.
2.4.4. Выбор ограничителей перенапряжения.
2.4.5. Выбор трансформаторов тока.
2.4.6. Выбор трансформаторов напряжения.
2.4.7. Выбор предохранителей.
Выбор и расчет релейной защиты трансформаторов.
3.1. Расчет токовой отсечки.
3.2. Расчет максимальной токовой защиты.
3.3 Выбор источника оперативного тока.
Список использованных источников.
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА СТОРОНЕ ВН ТП 35 6 КВ ПРИ КНС И ВЫБОР
МОЩНОСТИ И ТИПА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1. Схема электроснабжения КНС
Рис. 1.1. Схема электроснабжения КНС.
На рис. 1.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения КНС
для закачки воды в пласт. Проектируемый объект относится к первой категории
надежности электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение КНС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
ВЛ 35 кВ от разных секций шин головной подстанции. Питание высоковольтных
двигателей осуществляется также от двух взаиморезервируемых секций шин КРУ
2. Расчет мощности высоковольтных электродвигателей
Для расчета электрических нагрузок на стороне ВН т. е. свыше 1 кВ
основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой
Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу
определяется следующим образом:
[pic] при С ( 0.75 М (1.1)
здесь Кв - коэффициент включения Кв = 0.84;
Кз - коэффициент загрузки двигателей;
Рномi – номинальная активная мощность
При отсутствии данных о производительности напоре КПД установки можно
принять Кз = 0.76 - 0.84. Примем Кз = 0.84 т. е. его максимальное
значение. Тогда средняя мощность определится:
С = 3 *0.84 *0.84 *1.6 = 3.386 МВт
Максимальная мощность:
М = 3*Рном = 3*1.6 = 4.8 МВт
Разделим С на М и получим:
СМ = 3.386 4.8 = 0.7054 0.75
Следовательно расчетную активную мощность высоковольтных
электродвигателей определим по формуле (1.1):
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Cosφ = 0.86 соответственно заданию. Коэффициент мощности является
опережающим поэтому реактивная мощность принимается со знаком минус.
3. Выбор числа и мощности трансформаторов
Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в
зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для
электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть
предусмотрены два независимых источника электроснабжения т. е.
двухтрансформаторные подстанции.
Учитывая результат полной мощности электродвигателей выберем
трансформаторы. Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем из
0 % резервирования электроснабжения.
С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может
быть принята Sном = 6.3 МВ*А. Выберем двухобмоточные масляные
трансформаторы типа ТМ – 630035 технические данные которых сведены в
Параметры трансформаторов ТМ – 630035.
Параметры Единицы Данные
Номинальная мощность Sном КВ*А 6300
Номинальное напряжение обмотки ВН КВ 35
Номинальное напряжение обмотки НН КВ 6.3
Потери холостого хода Р0 КВт 9.4
Потери короткого замыкания Рк КВт 46.5
Напряжение короткого замыкания Uк % 7.5
Ток холостого хода I0 % 0.9
Проверим подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.
Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери
составляют 10 % от номинальной мощности.
ΔР = 6300 * 0.02 = 126 кВт
ΔQ = 6300 * 0.1 = 630 кВт
Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах
Следовательно данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим
Коэффициент загрузки трансформаторов:
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК KРУ-6 кВ
1. Выбор сечений проводов и кабелей
Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим
Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи
потребителей примем их номинальные значения.
Для СД номинальный ток определится:
где Рном – номинальная мощность электродвигателя
Uном – номинальное напряжение кВ;
сos φ – коэффициент мощности электродвигателя.
Для трансформаторов типа ТМ-630035 номинальный ток определится:
где Sном.т – номинальная мощность каждого из трансформаторов кВ*А;
Uном – номинальное напряжениекВ.
Для параллельно работающих линий питающих ЗРУ-6кВ (рис. 1.1) в
качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима когда одна
питающая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по
величине расчетной мощности:
где S.р – полная расчетная мощность электродвигателей кВ*А;
Uном – номинальное напряжение кВ.
Результаты расчета сведены в табл. 2.1.
Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов.
Наименование Электродвигатель Трансформатор ЗРУ-6кВ
потребителей ТМ-630035
Расчетная 1600 6300 5.305
Номинальный ток170.49 98.306 486.16
допустимый ток 225 105 540
кабеля мм2 75 25 200
кабеля АСБ 3х75 АСБ 3х25 ШАТ 40х5
Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных
условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен
Проанализировав данные табл. 2.1 можно сделать вывод что выбранные
сечения удовлетворяют нашим условиям.
Выбор сечения проводов ВЛ 35 кВ по экономической плотности тока
производится следующим образом.
Экономически целесообразное сечение:
где Iрасч – расчетный ток линии на пятом году ее
jэк – экономическая плотность тока jэк = 15 Амм2 .
Выберем провод марки АС-50.
Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:
Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.
Выбор сечения ВЛ 6 кВ производится аналогично.
Выберем провод марки АС-300.
В качестве распределительного устройства 6 кВ применим закрытое
распределительное устройство (ЗРУ) заводского изготовления. ЗРУ состоит из
отдельных ячеек различного назначения.
Для комплектования ЗРУ-6кВ выберем малогабаритные ячейки К-104
изготавливаемые московским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают
современным требованиям эксплуатации имеют двухсторонний коридор
обслуживания выкатные тележки с вакуумными выключателями безопасный
доступ к любому элементу КРУ. Ячейки К-104 имеют комплектные устройства
релейной защиты и автоматики.
В состав КРУ серии К-104 входят вакуумные выключатели типа ВК-10 с
пружинным приводом трансформаторы тока типа ТЛ-10 трансформаторы
напряжения НТМИ-6 разрядники типа РВО-6 предохранители заземляющие ножи
шкафы релейной защиты панели с блоками питания сборные и соединительные
шины опорные и проходные изоляторы.
Электрооборудование устанавливаемое в системах электроснабжения должно
быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.
На рис 2.1 приведена расчетная схема замещения построенная в
соответствии со схемой на рис. 1.1.
В нормальном режиме все секционные вакуумные выключатели находятся в
отключенном состоянии 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 Q3 Q8 Q11 выключены (рис 1.1). Этот режим
принят за расчетный.
Рис. 2.1. Расчетная схема замещения.
Произведем расчет в относительных единицах приняв за основную ступень
напряжения Uб1 = 115 кВ.
Определим базисный ток на первой ступени напряжения:
где Uб1 – основная ступень напряжения кВ;
Iк – ток КЗ энергосистемы Iк = 9 кА.
Определим сопротивление системы:
где Ikc – ток КЗ системы;
Сопротивления обмоток трансформаторов Т1 и Т2 в относительных единицах
приведённых к базисной мощности:
ХВб=(UKBC%+UKBH%-UKCH%)*SБ(200*Sном т) ;
ХСб=(UKBC%+UKСH%-UKВH%)*SБ(200*Sном т);
ХНб=(UKBН%+UKСH%-UКВС%)*SБ(200*Sном т);
XВб=(10.5+17-5)*100(200*25)=045;
XCб=(10.5+5-17)*10(200*25)=003;
XНб=(17+5-10.5) )*10(200*25)=023;
Cопротивления обмоток трансформаторов Т1 и Т2:
Сопротивления линий WL1 и WL2:
Параметры линий WL1 и WL2:
r0=0.25 Омкм; х0=0.4 Омкм;
Тогда R6=R7=0.25*20*100372=0365;
X8=X9=0.4*20*100372=0584;
Сопротивления трансформаторов Т3 и Т4:
X10=X11=Uk%*Sб(100*Sном);
Х10=Х11=7.5*100(100*6.3)=1.19;
Сопротивления линий WL3 и WL4:
Параметры линий WL3 и WL4: r0=0.25 Омкм; х0=0.4 Омкм;
Тогда R12=R13=0.25*1*1006.32=0.629;
X14=X15=0.4*1 *1006.32=1.007;
Сопротивление второй линии передач не учитывет так ее протяженность не
Сопротивления двигателей:
Х16=Х17=Х18 =Х*d*SбSном;
Параметры СД: Х*d=0.2; Sном=185МВ*А;
Тогда Х16=Х17=Х18 =0.2*1001.85=10.8;
Для определения токов КЗ схему замещения приведём к простейшему виду:
Рис. 2.2. Преобразованная схема замещения.
Находим для упрощённой схемы замещения эквивалентные сопротивления:
Х19=(0.45+0.25)2=0.35;
За базисные напряжения принимаем напряжения на каждой ступени
UбI=115 кВ; UбII=37 кВ; UбIII=63 кВ;
Находим базисные токи:
IбI=Sб([p IбII=Sб([p IбIII=Sб([p
Определяем ток КЗ в точке К-1:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-1:
I(3)K-1= IбII(Х1+Х19); I(3)K-1=1.562(0.056+0.35)=3.84 кА;
Ударный коэффициент: Куд=1.8;
Ударный ток в точке К-1:
Мощность КЗ в точке К-1:
Определяем ток КЗ в точке К-2:
Находим суммарное реактивное сопротивление до точки К-2:
ХБК-2=0.056+0.35+0.292=0.698;
Отношение результирующих активного и реактивного сопротивлений до точки К-2
RБК-2ХБК-2=0.18250.698=0.22570.33 следовательно активное сопротивление
при расчёте тока КЗ в точке К-2 не учитывается;
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:
I(3)K-2= IбIIХБК-2; I(3)K-2=1.5620.698=2.23 кА;
Ударный коэффициент находим по отношению:
ХБК-2RБК-2=0.6980.1825=3.824 следовательно Куд=1.34;
Ударный ток в точке К-2:
Мощность КЗ в точке К-2:
Определяем ток КЗ в точке К-3 со стороны источника питания :
Суммарное реактивное сопротивление от источника питания до точки К-3 :
ХБК-3С=0.698+0.595=1.293
Активное сопротивление от источника питания до точки К-3:
Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания в точке К-3 :
I(3)K-3C= IбШХБК-3C;
I(3)K-3С=9.1761.293=7.1 кА;
ХБК-3СRБК-3С=1.2930.182=7.137 следовательно Куд=1.6;
Ударный ток в точке К-3 от источника питания:
Мощность КЗ в точке К-3 от источника питания:
Определяем ток КЗ в точке К-3 со стороны СД:
Суммарное реактивное сопротивление со стороны СД до точки К-3 :
ХБК-3М=0.504+3.6=4.104;
Активное сопротивление со стороны СД до точки К-3:
Отношение результирующих активного и реактивного сопротивлений до точки К-3
со стороны СД составляет:
RБК-3МХБК-3М=0.3144.104=0.07650.33 следовательно активное
сопротивление при расчёте тока КЗ в точке К-3 со стороны СД не учитываем;
Периодическая составляющая тока КЗ со стороны СД в точке К-3 :
I(3)K-3М= IбШХБК-3М;
I(3)K-3М=9.1754.104=2.23 кА;
ХБК-3МRБК-3М=4.1060.314=13.07 следовательно Куд=1.78;
Ударный ток в точке К-3 со стороны СД:
Мощность КЗ в точке К-3 со стороны СД:
Тогда суммарный ток в точке К-3:
I(3)K-3= I(3)K-3С+ I(3)K-3М=7.1+2.23=9.33 кА;
Суммарный ударный ток КЗ в точке К-3:
Суммарная мощность КЗ в точке К-3:
SК-3= SК-3С+ SК-3М=19.67+561=2528 МВ*А;
Определяем ток КЗ в точке К-4 со стороны источника питания :
Суммарное реактивное сопротивление от источника питания до точки К-4 :
ХБК-4С=1.93+0.504 =1.797;
Активное сопротивление от источника питания до точки К-4:
RБК-4С=1.82+0.314=0.496;
Соотношение суммарного активного и реактивного сопротивлений:
RБК-4С ХБК-4С=0.4961.797=0.2760.33 следовательно при расчётах тока КЗ
в точке К-4 активное сопротивление не учитываем;
Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания в точке К-4 :
I(3)K-4C= IбШХБК-4C; I(3)K-4С=9.1761.797=5.106 кА;
ХБК-4СRБК-4С=1.7970.496=3.62 следовательно Куд=1.8;
Ударный ток в точке К-4 от источника питания:
Мощность КЗ в точке К-4 со стороны источника питания:
Определяем ток КЗ в точке К-4 со стороны СД:
Суммарное реактивное сопротивление со стороны СД до точки К-4 :
Периодическая составляющая тока КЗ со стороны СД в точке К-4 :
I(3)K-4М= IбШХБК-4М; I(3)K-4М=9.1753.6=2.54 кА;
Ударный коэффициент:
Ударный ток в точке К-4 со стороны СД:
Мощность КЗ в точке К-4 со стороны СД:
Тогда суммарный ток в точке К-4:
I(3)K-4= I(3)K-4С+ I(3)K-4М=5.106+2.54=7.646 кА;
Суммарный ударный ток КЗ в точке К-4:
Суммарная мощность КЗ в точке К-4:
SК-4= SК-4С+ SК-4М=55.21+27.7=82.91 МВ*А;
В качестве минимального тока КЗ который необходим для проверки
чувствительности релейных защит используют ток двухфазного КЗ в наиболее
удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле:
Результаты расчётов токов КЗ сведём в таблицу (2.2):
Точка КЗ IК(3) кА Iуд кА IК(2) кА SК МВ*А
К-1 3.84 9.77 3.325 246.08
К-2 2.23 4.225 1.931 142.9
К-3 9.33 25.28 8.08 101766
К-4 7.646 16.58 6.62 82.31
4. Выбор высоковольтных электрических аппаратов
4.1. Выбор выключателей
Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения
каталожных данных с соответствующими расчетными данными для чего составим
В расчетах учтено что через выключатель Q11 протекает ток КЗ от
энергосистемы и от двух СД а через выключатели Q12 – Q15 протекают токи КЗ
от энергосистемы и токи подпитки от трех СД.
Выбор высоковольтных выключателей.
установки Тип выключателя Условия Расчетные Каталожные
выклю-чателя выбора данные сети данные
по рис. 1.1 выключателя
Uc ≤ Uном 35 кВ 35 кВ
Iрасч ≤ 82.779А 1250 А
Q1 – Q7 ВВП-35-1250 Iном 3.84 кА 16 кА
Iк ≤ Iоткл9.77 кА 41 кА
iуд ≤ iдин16.663 кА2с 1280 кА2с
Q8 ВВП-35-1250 Iном 22.3 кА 16 кА
Iк ≤ Iоткл4.225 кА 41 кА
iуд ≤ iдин5.619 кА2с 1280 кА2с
Uc ≤ Uном 6 кВ 10 кВ
Iрасч ≤ 416 А 630 А
Q9 – Q15 ВВTEL-10-630 Iном 9.33 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл25.28 кА 32 кА
iуд ≤ iдин98.365 кА2с 625 кА2с
Iрасч ≤ 486 А 630 А
Q16 ВВTEL-10-630 Iном 8.215 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл22.4 кА 32 кА
iуд ≤ iдин76.259кА2с 625 кА2с
Iрасч ≤ 170.49 А 630 А
Q17- Q19 ВВTEL-10-630 Iном 6.376 кА 12.5 кА
Iк ≤ Iоткл13.35 кА 32 кА
iуд ≤ iдин45.938 кА2с 625 кА2с
Рассчитаем тепловой импульс тока при КЗ:
где I( – действующее значение периодической составляющей тока КЗ;
tоткл – время от начала КЗ до его отключения.
где tз – время действия релейной защиты для МТЗ tз = 05
tвык – полное время отключения выключателя;
Та – постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока короткого замыкания.
где X R - соответственно суммарное индуктивное и
сопротивления цепи до точки КЗ.
Для выключателей Q1 – Q19:
tоткл = 1 + 0.08 = 1.08 с
Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем то зададимся:
Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1 – Q7:
Вк = 3.842 * 1.08 + 3.842[pic] = 16.663 кА2с
Интеграл Джоуля для Q1 – Q7:
I2*tп = 162 * 5 = 1280 кА2с
Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q8:
Вк = 2.232 * 1.08 + 2.232[pic] = 5.619 кА2с
Интеграл Джоуля для Q8:
I2*tп = 9332 * 4 = 625 кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ для Q9 – Q15:
Вк = 9.33 2 * 1.08 + 9.332[pic] = 98.365кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ для Q16:
Вк = 8.215 2 * 1.08 + 8.2152[pic] = 76.259кА2с
Вк = 6.376 2 * 1.08 + 6.3762[pic] = 45.938кА2с
В качестве сборных шин выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения
размером 40(5 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу
составляет Iдоп = 540 А. Условие выбора:
Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.
Шину закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:
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.
Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки
где F – сила взаимодействия между проводниками при протекании
по ним ударного тока КЗ Н;
[pic]– расстояние между опорными изоляторами [pic]
где [pic]– расстояние между токоведущими шинами [pic]= 035
[pic]– коэффициент формы [pic]=11.
Момент сопротивления:
где bh – соответственно узкая и широкая стороны шины м.
Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:
Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.
= 35.7МПа ≤ доп = 70 МПа
Следовательно выбранные шины удовлетворяют условиям
электродинамической стойкости.
Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах
определим частоту свободных колебаний шин:
[pic]– модуль упругости материала шин
[pic]– момент инерции сечения шин относительно оси
Т. к.[pic] > 200 Гц то явление резонанса не учитываем.
Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.
Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:
[pic]– приведенное время КЗ.
[pic]– время действия периодической составляющей времени КЗ.
Для времени отключения КЗ [pic] и ” = 1:
Отсюда термически стойкое сечение шин:
Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости т. к. Fш (
Fт или 40(5 = 200 мм2 ( 88.644мм2.
Для установки шин выбираем опорные изоляторы внутренних установок типа
4.3. Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и
каталожных данных для чего составим таблицу (табл. 2.4).
Выбор разъединителей.
Место Тип Условия Расчетные Каталожные
установки разъединителя выбора данные сети данные
Вне РЛНД-35600 Iрасч ≤ 82.77А 600 А
помещения Iном 9.77 кА 80 кА
iуд ≤ iдин 11.87 кА2с 1440 кА2с
Интеграл Джоуля для разъединителей устанавливаемых вне помещения:
It2t = 122 * 10 = 1440 кА2с
Тепловой импульс тока при КЗ вне помещений:
где [pic]– действующее значение периодической
составляющей тока КЗ;
[pic]– приведенное время КЗ [pic]= 0.805 с.
Bк = 3.842* 0.805 = 11.87 кА2с
4.4. Выбор ограничителей перенапряжений
На стороне напряжения 35 кВ применим ограничители перенапряжений типа
В ЗРУ для защиты изоляции от коммутационных перенапряжений применим
ограничители перенапряжений типа ОПН-10.
4.5. Выбор трансформаторов тока
Для выбора трансформаторов тока составим таблицу (табл. 2.5).
Выбор трансформаторов тока.
Место Тип Условия выбора Расчетные Каталожные
установки трансфор-ма данные сети данные
тора тока трансформа-то
Вне РФН-35М Iрасч ≤ I1ном 82.779А 150 А
помещения iуд ≤[pic]кдин 14.7кА 31.82 кА
Внутри ТПОЛ-10 Iрасч ≤ I1ном 367.58 А 600 А
помещения iуд ≤[pic]кдин 18.458 кА 135.765 кА
Проверим трансформаторы тока устанавливаемые вне помещения на
электродинамическую стойкость при КЗ:
iуд ≤[pic]кдин I1ном
где кдин – кратность электродинамической устойчивости
в каталогах кдин = 150;
I1ном – номинальный первичный ток трансформаторов тока:
298 * 103 А ≤ [pic]* 150 * 150 = 31.82 *
термическую стойкость при КЗ:
где кt – кратность термической устойчивости приводится
в каталогах кt = 65;
tпр – приведенное время КЗ tпр = 0.805;
I - действующее значение периодической составляющей тока
[pic]*3.84*103 150 = 22.96≤ 65
Проверим трансформаторы тока устанавливаемые внутри помещения на
электродинамическую стойкость при КЗ для чего воспользуемся формулой
458 * 103 А ≤ [pic]*160 * 600 = 135.765 * 103 А
термическую стойкость при КЗ для чего воспользуемся формулой (2.46):
[pic]*9.33*103 600 = 13.95 ≤ 65
Из расчета следует что выбранные трансформаторы тока удовлетворяют
4.6. Выбор трансформаторов напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НТМИ-6-66 УЗ номинальное
напряжение которого 6 кВ и номинальная мощность в третьем классе точности
0 В*А. Предельная мощность 640 В*А.
4.7. Выбор предохранителей
Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения.
Для их защиты выберем предохранители типа ПКТН-10 технические данные
которого представлены в табл. 2.6.
Выбор предохранителей.
Номинальное напряжение кВ 10
Номинальный ток патрона А 8
Номинальный ток отключения кА 12.5
Наименьший ток отключения А 9.6
Наибольшая отключаемая мощность кВ*А 200000
Номинальный ток плавкой вставки кА 3.2
Номинальный ток предохранения А 32
ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1. Защита трансформатора.
Для трансформаторов напряжением 356 кВ предусматриваются устройства
релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на их
выводах витковых замыканий в обмотках от внешних КЗ перегрузки и
понижения уровня масла. Это достигается установкой МТЗ ТО газовой и
дифференциальной защит.
Токовая отсечка является наиболее простой из всех быстродействующих
защит от повреждений трансформаторе. Вместе с МТЗ она входит в состав
двухступенчатой защиты. Схема построения такой защиты приведена на
рис.3.3. Она работает аналогично схеме двухступенчатой токовой защиты
Рис. 3.1. Схема двухступенчатой токовой защиты трансформатора.
Ток срабатывания ТО выбирается по двум условиям:
а) отстройки от сквозных токов КЗ например в точке К-1
б) отстройки от бросков тока намагничивания при включении
[pic]– номинальный ток трансформатора.
Сквозной ток КЗ (по рис. 2.7. ток при КЗ в точке К-1 на стороне
высокого напряжения) равен половине тока двухфазного КЗ в точке К-3 от
системы (рис. 2.3.) деленной на коэффициент трансформации
Принимаем [pic]= 0416 кА.
Коэффициент чувствительности:
[pic]– минимально возможный ток КЗ на стороне высшего напряжения (на
рис. 2.7. ток КЗ в точке К-1). Он равен половине тока двухфазного КЗ в
точке К-1 (рис. 2.3.):
Чувствительность ТО соответствует норме. Схема дифференциальной защиты
трансформатора приведена на рис. 3.4.
В схеме МТЗ используются реле тока РТ-40 реле времени серии ЭВ
промежуточное реле РП-23.
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего
[pic]– коэффициент возврата реле для реле типа РТ-40
[pic] – максимальный рабочий ток трансформатора
[pic] (см. п. 2.2.).
Ток срабатывания реле:
[pic]– коэффициент схемы для нашей схемы соединения обмоток транс-
[pic]– коэффициент трансформации трансформаторов тока
Коэффициент чувствительности для МТЗ:
Рис. 3.2. Схема дифференциальной защиты трансформатора.
В схеме дифференциальной защиты используются реле тока РТ – 40
промежуточное реле РП – 351.
Порядок расчета дифференциальной защиты следующий.
Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум условиям:
а) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового
где Кн - коэффициент надежности зависит от типа реле для реле РТ-40 Кн=3;
Iн - номинальный ток силового трансформатора.
б) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ
где Iнб.расч – ток небаланса протекающий в защите при сквозном КЗ
приведенный к главным цепям.
Расчетное значение тока небаланса можно определить по формуле (3.11)
где Кодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока при защите
силовых трансформаторов Кодн = 1;
Ка – коэффициент учитывающий влияния периодических составляющих: для
– относительная погрешность трансформаторов тока в расчетах
ΔUр – относительная погрешность обусловленная РПН принимается равной
половине суммарного диапазона регулирования напряжения ΔUр=0.1.
Ток срабатывания защиты выбирается по наибольшему из двух полученных
Для дифференциальной защиты выполненной с использованием реле РТ-40
полученный ток срабатывания реле является током уставки.
Для защит с дифференциальным реле определяют число витков основной
стороны дифференциальной защиты:
где Fcp – намагничивающая сила срабатывания реле Fcp=100 ампер –
Чувствительность дифференциальной защиты определяется при КЗ в пределах
защищаемой зоны когда токи КЗ имеют минимально возможные значения.
Коэффициент чувствительности
где Iк – ток реле при КЗ в зоне защиты;
Icp.р – ток срабатывания реле.
Газовая защита трансформатора.
Все трансформаторы мощностью 6300 кВ(А и более [5] 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.3.5. В качестве газового реле используем реле РГЧ – 65.
Рис. 3.3. Схема газовой защиты трансформатора.
Схема работает следующим образом: при незначительных повреждениях объем
выделяющихся газов и скорость их выделения не велики слабое
газообразование сопровождается накоплением газов под крышкой реле и
вытеснением оттуда масла. В результате этого верхний поплавок замыкает
свой контакт KSG1 в цепи сигнала. При коротком замыкании когда возникает
турбулентное движение масла или при утечке масла замыкаются контакты
нижнего поплавка KSG2 и защита без выдержки времени отключает
Защита от перегрузки.
Выполняется с помощью реле тока включенного в одну фазу и реле
времени действует на сигнал. Ток срабатывания защиты выбирается по
условию отстройки от номинального тока трансформатора:
где коэффициент надежности Кн = 1.05 Кв = 0.85.
Ток срабатывания реле
2. Выбор источника постоянного оперативного тока
В качестве источника постоянного оперативного тока используем
аккумуляторные батареи напряжением 110 – 220 В. Они являются наиболее
надежными источниками поскольку напряжение на них не зависит от колебаний
напряжения в главной цепи при повреждениях и ненормальных режимах.
В ходе работы было выполнено: расчет нагрузок на стороне высшего
напряжения трансформаторной подстанции 356 кВ; выбор трансформаторов
необходимого оборудования и типовых ячеек КРУ; выбор защит для объектов
схемы электроснабжения.
Выбор оборудования и защит объектов схемы электроснабжения
сопровожден необходимыми расчетами с пояснениями. Кроме того приведены
схемы защит объектов с описанием их работы и оценка защит.
Список используемой литературы.
Неклепаев Б Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учеб.
для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1986.– 640 с.
Смирнов А. Д. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат
Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электричес-ких
системах. Учеб. для вузов. – М.: Энергия 1970.– 520 с.
Червяков Д. М. Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности. Учеб. пособ. – Тюмень ТюмГНГУ 1996.– 119 с.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.– 648
Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические
устройства Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова П. Г. Грудинского и
др. – М.: Энергоиздат 1981.– 640 с.
Н. А. Воскресенский А. Е. Гомберг и др. Справочник по наладке
электрооборудования электростанций и подстанций.-М: Энергия 1971г.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования
Под ред. Ю. Г. Барыбина. –М: Энергоатомиздат 1991г.
X1 X19 X20 R20 X21 X22

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

АВТОПР~1.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра “Электроэнергетики”
на тему: «Электрификация компрессорной станции магистрального газопровода».
Руководитель: к.т.н. доцент Новоселов Ю. Б.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
На рис. 1 приведена схема технологической обвязки компрессорной станции
(КС) магистрального газопровода. Она включает в себя пять компрессорных
агрегатов типа 370-18-2. Приводными электродвигателями данных компрессорных
агрегатов являются синхронные электродвигатели. Напряжение питания
компрессорной станции 110 кВ.
Рассчитать необходимую мощность приводных электродвигателей и выбрать их
Разработать и описать схему электроснабжения станции.
Рассчитать и выбрать мощности трансформаторов подстанции для объекта.
Разработать и описать систему автоматического управления электроприводом
Произвести расчет и выбор основного электрооборудования системы
электроснабжения и электропривода установки.
Курсовая работа 34 с. 4 рис. 2 табл. 7 источников 3 прил.
КОМПРЕССОР КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ
ТРАНСФОРМАТОР ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ КОМПЛЕКТНОЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО (КРУ).
Объектом исследования является компрессорная станция магистрального
Цель работы - разработка системы электроснабжения и системы
автоматического управления электроприводом установки.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ .. . 6
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КС 7
1. Расчет электрических нагрузок ..7
2. Выбор мощности трансформаторов .10
3. Выбор высоковольтного оборудования 11
3.1. Выбор сечения проводов и кабелей 11
3.2. Выбор коммутационных аппаратов 12
4. Релейная защита трансформатора 16
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА МИКРО-ПРОЦЕССОРНОЙ
1. Основные функции комплекта цифровой защиты трансформаторов RET
Конструкция RET 316 . 23
Программное обеспечение RET 316 .25
Связь человек – машина 26
Самоконтроль и тестирование RET 316 ..27
Технические характеристики 27
Особенности защит встроенных в RET 316 28
Подключение RET 316 к силовому трансформатору .39
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ .31
Одной из составляющих энергетики промышленно развитых стран в том
числе и России является газовая промышленность. Базу данной отрасли
представляют месторождения природного газа которые как правило удалены
от основных потребителей их продукции — энергетических и химических
производств предприятий черной металлургии и крупных коммунальных хозяйств
— на многие сотни километров.
На существующем этапе технического прогресса основным и по сути
единственным средством доставки газа в больших объемах и на значительные
расстояния является трубопроводный транспорт.
В связи с возрастающими потребностями народного хозяйства в природном
газе растет дальность его транспортировки. Природный газ транспортируется
по магистральным газопроводам составной частью которых являются
компрессорные станции. Назначение компрессорных станций – поддержание в
магистральном газопроводе рабочего давления – одного из основных
параметров влияющих на пропускную способность магистрального газопровода.
Компрессорные станции располагают на магистральном газопроводе на
расстоянии 80 – 125 км друг от друга в зависимости от расчетных параметров
газопровода. Для перекачки газа применяются центробежные нагнетатели
приводом которых служат газовые турбины мощностью 6 10 16 и 25 МВт как
стационарные так и авиационные судовые асинхронные и синхронные
трехфазные электродвигатели мощностью от 4 до 125 МВт.
Электроприводные нагнетатели требуют мощных электрических подстанций
010 (6) кВ 3510 (6) кВ предназначенных для питания электродвигателей.
От типа газоперекачивающего агрегата зависит и набор вспомогательного
оборудования предназначенного для работы непосредственно
газоперекачивающего агрегата.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Компрессорные станции выполняют свою главную функцию – компримирование
газа – благодаря согласованному взаимодействию различного оборудования
размещенного на территории КС. Данное оборудование в соответствии с его
ролью в технологическом процессе подразделяется на две группы:
– основное технологическое оборудование;
– оборудование подсобно-вспомогательного назначения.
Основное технологическое оборудование выполняет работу по
непосредственному транспорту газа. К нему относятся устройства очистки
газа от механических примесей перед компримированием газового потока
газоперекачивающие агрегаты и установки охлаждения газа. Перечисленное
оборудование сосредоточено на соответствующих узлах – узлах очистки
компримирования и и охлаждения газа. Узел компримирования называется
компрессорным цехом.
Оборудование подсобно–вспомогательного назначения включает в себя
многообразные технические средства обеспечивающие нормальную и
бесперебойную работу основных объектов КС.
В эту вторую группу оборудования входят:
– узел подготовки газа топливного пускового импульсного и газа
– трансформаторная подстанция;
– средства водоснабжения и т. п.
Технологическая схема компрессорной станции представляет собой схему
взаимного соединения основных объектов станции технологическими
трубопроводами которые объединяют сооружения КС в одно целое и придают им
определенные функциональные возможности.
Схема технологической обвязки компрессорной станции приведена на рис.
Ввиду относительно небольшой степени сжатия газа обеспечиваемой
центробежными нагнетателями последние соединены последовательно и
объединены в группы по два. Эти группы в свою очередь работают
параллельно. Пятый нагнетатель (на схеме обозначен 2) находится в резерве.
Рис. 1. Технологическая схема КС
Функционирование компрессорной станции со схемой изображенной на
данном рисунке осуществляется следующим образом.
Через входной кран №7 газ из магистрального газопровода 3 пройдя через
пылеуловители 4 и маслоуловители 5 поступает на вход рабочих центробежных
нагнетателей 1 соединенных попарно последовательно. После
двухступенчатого сжатия газ через обратные клапаны №8 и №8а направляется в
магистральный газопровод.
Перемычка кранами №6 №6а №6р №6ар и Д между приемным и
нагнетательным шлейфами создает пусковой контур КС. Перед загрузкой КС в
магистраль станция работает на этот контур. Краны №6р и №6ар имеют
дистанционное управление с главного щита управления КС. Они служат для
регулирования производительности КС путем перепуска газа с выхода на прием
и снабжены гидроприставкой позволяющей производить их ступенчатое
открывание и закрывание. При аварийной остановке одного из последовательно
включенных центробежных нагнетателей у оставшегося в работе другого
нагнетателя данной группы степень сжатия может превзойти предельно
допустимое значение что вызовет неустойчивую его работу и не может быть
Поэтому совместно с аварийной остановкой агрегата автоматически
открывается кран №6 или №6а в соответствии с тем в какой группе
остановлен данный агрегат. Чтобы исключить резкое увеличение подачи
оставшихся в работе центробежных нагнетателей при открывании кранов №6 или
№6а в перемычке пускового контура последовательно с этими кранами
смонтирован кран Д с ручным управлением выполняющий функции дросселя.
Установка обратных клапанов перед кранами №8 и №8а предотвращает
возможность перепуска газа со стороны выхода нагнетателя в сторону
всасывания при открывании кранов №6 и №6а т. е. при переводе КС на
После сжатия газа его температура повышается и перед подачей его в
магистральный газопровод он должен быть охлажден. Охлаждение газа
происходит в установках охлаждения газа 7.
Краны №1 2 3 3бис 4 5 входящие в обвязку центробежного
нагнетателя имеют автоматическое управление со щита КС и с местного узла
управления краном установленного в непосредственной близости от
последнего и ручное управление.
Краны №1 и №2 выводят агрегат из общей системы коммуникаций и вводят
его в эту систему. Кран №3 – проходной и открыт при неработающем
нагнетателе. Кран №4 является загрузочным и используется для продувки газом
контура нагнетателя через свечу с краном №5 перед заполнением этого контура
газом. Положение крана №3бис создающего малый контур нагнетателя
дублирует положение крана №3. Оба крана закрыты при нормальной работе
нагнетателя и открыты при выводе его на режим холостого хода в процессе
загрузки и при остановке.
Выбор электрических двигателей для газоперекачивающих агрегатов
На компрессорной станции имеется четыре центробежных нагнетателя типа
0-18-2. Основные параметры этого компрессора приведены в табл. 2.1.
Давление Частота Диаметр
Тип Подача млн.нагнетания Степень вращения рабочего
нагнетателя м3сут. МПа сжатия ротора колеса мм
Для привода газоперекачивающих агрегатов такого типа применяются
синхронные электродвигатели типа СТД-12500-2. Основные параметры этого
электродвигателя приведены в табл. 2.2.
Двигатель Ном. Ном. Частота КратностьКратность
мощность напр-е КПД вращения пусковогопускового Cos (
кВт кВ мин-1 тока момента
Разработка схемы электроснабжения
Проектируемый объект относится к первой категории надежности
электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение КС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин головной подстанции.
Питание потребителей компрессорной станции обеспечивается понижающей
подстанцией 11010 кВ сооружаемой вблизи нее и получающей электроэнергию
Понижающую подстанцию выполним тупикового типа т. е. подстанция
рассчитана на питание данной КС и эксплуатируется ее персоналом.
Схема электроснабжения КС в соответствии с заданием приведена на рис.
Рис. 2.1. Схема электроснабжения КС
Распределительное устройство 110 кВ имеет два ввода. На подстанции
установлено два силовых трансформатора 11010 кВ с расщепленной обмоткой на
низкой стороне. Они обеспечивают питание полной нагрузки КС и 100 %
резерва. Такая схема с выключателями высокого напряжения и релейной защитой
на вводах 110 кВ является достаточно маневренной т. к. она позволяет
переводить питание подстанции с одной линии на другую и питание любого
трансформатора с одной линии на другую без перерыва в электроснабжении. На
стороне 10 кВ имеется четыре попарно-взаиморезервируемые секции шин. С
каждой секции запитано по одному двигателю трансформатору напряжения и
трансформатору собственных нужд. Питание этих секций может переводиться с
одного силового трансформатора на другой без перерыва в электроснабжении.
В нормальном режиме все секционные выключатели выключены
трансформаторы Т1 и Т2 работают на разные секции шин.
Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок электродвигателей М1 М2 М3 М4 и М5
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется
Принимаем коэффициент включения двигателей Кв = 084 и коэффициент
загрузки двигателей Кз = 084.
[p 075 М = 375 МВт ( С.
Следовательно расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Cos φ = 09 следовательно tg φ = tg (arccos(09)) = 0484.
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:
Определим расчетные электрические нагрузки на стороне высшего
напряжения трансформаторной подстанции 11010 кВ т. е. учтем потери в
4. Выбор мощности трансформаторов
Трансформаторы выбираем таким образом чтобы каждый из них покрывал
0 % всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная
мощность трансформатора определяется из условия:
По справочнику [6] выбираем трансформаторы ТДТН – 63000110.
Параметры трансформаторов:
номинальная мощность Sном МВ(А 63
номинальное напряжение обмотки ВН кВ 110
номинальное напряжение обмоток НН кВ 10
потери холостого хода P0 кВт 870
потери короткого замыкания Pк кВт 2900
напряжение короткого замыкания Uк% 105
ток холостого хода i0% 070
Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме:
Расчет токов короткого замыкания
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки
электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание.
Расчетная схема замещения приведена на рис. 2.2.
В нормальном режиме все секционные масляные выключатели находятся в
отключенном состоянии силовые трансформаторы работают раздельно на
отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при
коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового
трансформатора на другой т. е. когда секционные масляные выключатели Q3
Q6 и Q13 включены. Этот режим и принят за расчетный.
Расчет проведем в относительных единицах. Задаемся базисной
мощностью Sб = 100 МВА и базисными напряжениями: UбI = 110 кВ
Определим базисные токи:
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции принимаем: [pic].
Рассчитаем параметры схемы замещения приведенной на рисунке 2.2.
Рис. 2.2 Схема замещения
Сопротивление от системы до точки К1:
Сопротивления трансформаторов Т1 Т2:
Сопротивления двигателей М1 – М4:
Ток короткого замыкания в точке К1 (К1 – точка на шинах 110 кВ) равен:
Ударный ток КЗ в точке К1:
Короткое замыкание в точке К2 равносильно короткому замыканию в
точке К3 поэтому расчет проведем для любой из точек например К2.
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от системы в точке К2:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от двигателей в точке
Результирующий ток КЗ в точке К2 от системы и от синхронных двигателей:
Ударный ток КЗ в точке К2:
Результаты расчета токов короткого замыкания приведены в табл. 2.3.
Точка короткого Iк(3) кА iуд кА Iк(2) кА
Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:
Результаты расчета токов двухфазного КЗ в точках К1 и К2 приведены в
Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряже-нию
номинальному току конструктивному выполнению месту установки и
проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и
термическую стойкость.
Выбор выключателей Q1 – Q3.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 110 кВ Iк(3) = 22 кА iуд = 56
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель МКП-110-630-20 ХЛ1.
Параметры этого и других выбранных выключателей приведены в таблице
Выбор выключателей Q4 – Q8Q13.
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ Iк(3) = 222 кА iуд = 565
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ-10-1600-315
Выбор выключателей Q11Q12Q14Q15Q18.
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ-10-1000-20
На трансформаторы собственных нужд примем выключатели Q9Q10Q16Q17

1.dwg

МЛ - двигатель лебедки
КМ1КМ2 - высоковольтные контакторы
UZ- тириспорный выпрямитель
VT1 - VT3 - шунтирующие тиристоры
R1 - R3 - пусковые резисторы
СИФУ - система импульсно-фазового управления выпрямителем
СУШ - система управления шунтирующими тиристорами

2.dwg

НАПРЯЖЕНИЯ 6000100 В
ТАБЛИЦЫ ЗАМЫКАНИЯ КОНТАКТОВ

Приложение 1.doc

Расчетная схема электроснабжения

КР.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра “Электроэнергетики”
на тему: «Электрификация насосной станции магистрального нефтепровода»
Руководитель: д.т.н. профессор Новоселов Ю. Б.
Задание на курсовое проектирование.
Рассчитать необходимую мощность приводных электродвигателей и выбрать
Разработать и описать систему электроснабжения станции предусмотрев
возможности самозапуска и повышения уровня бесперебойности
Разработать и описать систему автоматического управления
электроприводом установки.
Рассчитать и выбрать мощности трансформаторов подстанции для объекта.
Произвести расчет и выбор основного электрооборудования системы
электроснабжения и электропривода установки.
Рассчитать возможности и определить систему самозапуска
Данные для курсового проектирования представлены в таблице 1.
Место установки агрегата Насосная станция
Тип агрегата (насос) НМ-7000-210
Приводной двигатель СД
Напряжение питания станции кВ 110
Sк.з. МВА (мин-макс) 310-385
Курсовая работа 30 с. 3 рис. 4 табл. 8 источников 2 приложения.
НАСОС НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ ТРАНСФОРМАТОР
ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ КОМПЛЕКТНОЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО (КРУ).
Объектом исследования является насосная станция магистрального
Цель работы - разработка системы электроснабжения и системы
автоматического управления электроприводом установки.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7
1. Общая характеристика магистрального нефтепровода и головной НПС
2. Режимы работы нефтеперекачивающих станций 8
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НПС 11
1. Выбор мощности двигателя 11
2. Разработка схемы электроснабжения 12
3. Расчет электрических нагрузок и выбор трансформаторов. 14
4. Расчет токов короткого замыкания 17
5. Выбор высоковольтных выключателей 21
ЭЛЕКТРОПРИВОД МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ 23
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 28
Уровень развития энергетики и электрификации как известно в наиболее
обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.
Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного
хозяйства России является стержнем строительства экономики нашего
Развитие многих отраслей промышленности в том числе нефтяной и
газовой базируется на современных технологиях широко использующих
электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности
электроснабжения к качеству электрической энергии к ее экономному и
рациональному расходованию.
Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением
культуры проектирования и эксплуатации ростом знаний теории и передовой
При проектировании и эксплуатации электрических установок
электрических станций подстанций и систем требуется предварительно
произвести ряд расчетов направленных на решение многих технических
вопросов и задач таких как:
а) сопоставление оценка и выбор схемы электрических соединений станций
б) выявление условий работы потребителей при аварийных режимах;
в) выбор аппаратов и проводников их проверка по условиям работы при
коротких замыканиях;
г) проектирование и настройка устройств релейной защиты и автоматики;
д) ряд других задач.
Т. е. практические задачи при решении которых инженер-электрик
сталкивается с необходимостью количественной оценки тех или иных величин во
время электромагнитного переходного процесса многочисленны и разнообразны.
Однако все они в конечном итоге объединены единой целью – обеспечить
надежность и качество работы отдельных элементов и электрической системы в
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Общая характеристика магистрального нефтепровода и головной НПС
К магистральным относятся нефтепроводы протяженностью не менее 50 км
предназначенные для перекачки нефти или нефтепродуктов соответственно из
районов добычи или переработки к потребителям (наливные станции
нефтеперерабатывающие заводы и др.).
Магистральный нефтепровод состоит из перекачивающих и наливных станций
линейных сооружений (собственно трубопровода) с устройствами связи и
электрохимической защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов системы
подводящих и отводящих трубопроводов.
В зависимости от назначения и выполняемой функции перекачивающие
станции предназначенные для восполнения потерь энергии на гидравлическое
сопротивление и перекачки нефти и нефтепродуктов подразделяются на
головные и промежуточные а наливные станции - на промежуточные и конечные.
Как правило в состав каждого магистрального трубопровода входят одна
головная в зависимости от протяженности и мощности магистрального
трубопровода от 2 - 3 до 10 - 11 промежуточных и необходимое число
Головные перекачивающие станции предназначены для приема и последующей
откачки нефти и нефтепродуктов из своих резервуаров до первой работающей
промежуточной станции.
Головные перекачивающие станции характеризуются производительностью
типом и мощностью установленного оборудования числом и производительностью
поставщиков числом резервуаров и суммарной вместимостью резервуарного
парка видом энергоснабжения степенью автоматического контроля защиты и
управления технологическими процессами.
На головных станциях осуществляется временное хранение учет количества
и качества нефти а также если это необходимо смешивание нефти нескольких
Расстояние между перекачивающими станциями а следовательно их число
определяется расчетным путем и зависит от большого количества факторов
основным из которых является максимальная пропускная способность
магистрального трубопровода при минимальных затратах на его строительство
а в последующем - затратами на перекачку одной тонны нефти или
нефтепродуктов по нему.
При размещении перекачивающих станций учитываются также такие параметры
линейной части как максимально допустимые давления на трубопровод его
диаметр свойства перекачиваемой нефти и нефтепродуктов рельеф местности
эксплуатационно-технические характеристики перекачивающих агрегатов и
Нормальная ритмичная работа магистрального трубопровода в оптимальном
режиме определяется работоспособностью всех его объектов как основных так
Режимы работы нефтеперекачивающих станций
Режим работы магистрального нефтепровода определяется схемой работы
перекачивающих станций: "через емкость" "с подключенной емкостью" и "без
При режиме "через емкость" поступающая на насосно- перекачивающую
станцию (НПС) нефть поступает в один или несколько резервуаров станции и в
то же время отбирается подпорной НПС из другого резервуара в магистральный
трубопровод. Этот режим обычно применяется на головных НПС где отсутствуют
средства измерения количества и качества нефти а значения количества и
качества определяются по измерениям в резервуарах. При этом способе
необходимо иметь на НПС большое количество резервуаров.
При режиме "с подключенной емкостью" основной поток нефти подается
непосредственно на всасывание подпорной НПС а в резервуары или из них
поступает только часть нефти которая равна разности между потоками до и
после станции. При таком способе перекачки требуется небольшое количество
При режиме "без емкости" ("из насоса в насос") весь поток нефти из
трубопровода на приеме станции поступает на всасывание основной
Схема перекачки "из насоса в насос" получила повсеместное
распространение. По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько
эксплуатационных участков длиной 400-600 км. В начале каждого участка
строится станция с резервуарным парком подпорная станция и магистральная
насосная. Через 60 км строятся промежуточные НПС. Расстояние от станции к
станции определяется так чтобы давление нефти поступающей на
промежуточную НПС было выше кавитационного запаса магистральных насосных
агрегатов. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются
связанными между собой единым потоком нефти. Поэтому условия работы каждой
НПС оказывают влияние на работу других НПС. Таким образом при работе “из
насоса в насос” давление и расход в нефтепроводе меняются при изменении
числа работающих насосных агрегатов отключении насосных дросселировании в
насосных изменении плотности или вязкости перекачиваемой нефти а также по
мере запарафинивания трубопровода или образования в нем воздушных пробок.
Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют
значительного подпора что уменьшает пропускную способность нефтепровода.
Для ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на
промежуточных станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и
применять режим “с подключенными резервуарами”.
Если одна из НПС выйдет из строя то это приведет к остановке всего
нефтепровода. В этом случае участок нефтепровода для НПС расположенный
перед остановившейся увеличивается вдвое при этом сопротивление нового
участка увеличивается и для сокращения потерь предыдущая НПС работает с
меньшей подачей. Такой режим работы называется "через станцию".
При запусках и остановках насосных при последовательной перекачке
различных нефтей давления могут принимать значения до 01 МПа при запуске
и остановках отдельных агрегатов от 05 до 1 МПа а в результате засорений
трубопровода и образования воздушных пробок в пределах 05 МПа.
При отключении промежуточной насосной давление на приеме возрастает а
давление нагнетания падает с начальной скоростью 1 МПа за секунду.
В свою очередь возникшие на отключившейся насосной волны повышенного
давления на нагнетании распространяются по нефтепроводу - первая в
направлении предыдущей по потоку НПС а вторая - в направлении последующей
со скоростью 1 кмс. При движении вдоль трубопровода волны постепенно
затухают со скоростью пропорциональной первоначальной скорости потока. Для
трубопроводов больших диаметров за время прохождения до предыдущей станции
ее амплитуда уменьшается примерно в 3 раза.
При изменении характеристик нефтепроводов или режимов его работы для
непрерывной и надежной перекачки в режиме “из насоса в насос” необходимы
как автоматическое регулирование давлений на приеме и нагнетании насосных
так и автоматическая защита по этим параметрам.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НПС
Выбор мощности двигателя
Выбор мощности двигателя целесообразно выполнять по формуле:
N – мощность двигателя;
( - плотность перекачиваемой жидкости принимаем ( = 900 кгм3;
g – ускорение свободного падения принимаем g=981 мс2 ;
Q – подача насоса принимаем Q= 7000 м3час Q= 194 м3с;
H – напор создаваемый насосом принимаем H= 210 м;
(н – КПД насоса принимаем (н= 89 %;
kз – коэффициент запаса учитывающий возможность работы насоса при Q
и H отличающихся от расчетных. Принимаем kз=1.1.
Следовательно выбираем из каталога горизонтальный синхронный
двигатель типа СТД-5000-2РУХЛ4 с синхронной частотой вращения
n=3000 обмин мощностью P=5000 кВт и напряжением 6000 В с частотой
питающей сети 50 Гц. Остальные характеристики двигателя приведены в таблице
Характеристики двигателя типа СТД-5000-2РУХЛ4.
Мощность Pном кВт 5000
Напряжение Uном кВ 6; 10
Момент инерции J т(м2 032
Частота вращения (синхронная) n обмин 3000
cos( (опережающий) 09
Разработка схемы электроснабжения
Проектируемый объект [1] относится к первой категории надежности
электроснабжения и имеет два независимых источника питания.
Электроснабжение НПС осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым
воздушным линиям 110 кВ от разных секций шин головной подстанции.Питание
потребителей насосной станции обеспечивается понижающей подстанцией 11010
кВ сооружаемой вблизи нее и получающей электроэнергию от энергосистемы.
Понижающую подстанцию выполним тупикового типа т. е. подстанция
рассчитана на питание данной НПС и эксплуатируется ее персоналом.
Схема электроснабжения НПС в соответствии с заданием приведена на рис.
Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС
Распределительное устройство 110 кВ имеет два ввода. На подстанции
установлено два силовых двухобмоточных трансформатора 11010 кВ. Они
обеспечивают питание полной нагрузки НПС и 100 % резерва. Такая схема с
выключателями высокого напряжения и релейной защитой на вводах 110 кВ
является достаточно маневренной т. к. она позволяет переводить питание
подстанции с одной линии на другую и питание любого трансформатора с
одной линии на другую без перерыва в электроснабжении. На стороне 10 кВ
имеется две секции шин. Питание этих секций может переводиться с одного
силового трансформатора на другой без перерыва в электроснабжении.
В нормальном режиме все секционные выключатели выключены
трансформаторы Т1 и Т2 работают на разные секции шин.
Расчет электрических нагрузок и выбор трансформаторов.
Проектируемый объект относится к первой категории надежности
ВЛ 110 кВ от разных секций шин головной подстанции. Питание высоковольтных
двигателей осуществляется также от двух взаиморезервируемых секций шин КРУ
Расчет электрических нагрузок электродвигателей выполним по методике
Расчетная мощность (Рр) высоковольтных двигателей определяется
[pic] при С ( 075 М (2.2)
[pic] при С ( 075 М (2.3)
Так как данные о насосных установках отсутствуют то принимаем
коэффициент включения двигателей КВ = 084 и коэффициент загрузки
[p 075 М = 15 МВт ( С. (2.5)
Следовательно расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:
Cos φ = 09 следовательно tg φ = tg (arcos(09)) = 048.
Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:
Учитывая что данный потребитель в отношении по бесперебойности
снабжения эл.энергии относиться к первой категории принимаем к установке
Трансформаторы выбираем таким образом чтобы каждый из них покрывал
0% всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная
мощность трансформатора определяется из условия:
По справочнику [2] выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы
Данные трансформаторов представлены в таблице 2.1.
Наибольший КПД имеет место при:
Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме:
Для того чтобы окончательно определить тип трансформатора необходимо
учесть потери мощности внутри трансформатора которые складываются из
потерь активной и реактивной мощности:
Полная мощность потерь в трансформаторе по формуле (2.6):
Полная расчетная мощность с учетом потерь в трансформаторе:
Полная расчетная мощность меньше мощности выбранного трансформатора
следовательно окончательно выбираем трансформаторы типа ТРДН-25000110.
Характеристики трансформатора типа ТРД Н-25000110
Uном обмотки В кВ 115
Uном обмотки Н кВ 105
Расчет токов короткого замыкания
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки
электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание.
В нормальном режиме все секционные масляные выключатели находятся в
отключенном состоянии силовые трансформаторы работают раздельно на
отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при
коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового
трансформатора на другой т. е. когда секционные масляные выключатели Q3 и
Q5 включены. Этот режим и принят за расчетный.
Расчет проведем в относительных единицах. Задаемся базисной мощностью
Sб = 100 МВА и базисными напряжениями: UбI = 110 кВ UбII = 10 кВ.
Определим базисные токи:
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции принимаем: [pic].
Рассчитаем параметры схемы замещения приведенной на рисунке 2.2.
Рис. 2.2 Схема замещения
Сопротивление от системы до точки К1:
Сопротивления трансформаторов Т1 Т2:
Сопротивления двигателей М1 – М4:
Ток короткого замыкания в точке К1 (К1 – точка на шинах 110 кВ) равен:
Ударный ток КЗ в точке К1:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от системы в точке К2:
Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ от двигателей в точке
Результирующий ток КЗ в точке К2 от системы и от синхронных двигателей:
Ударный ток КЗ в точке К2:
Результаты расчета токов короткого замыкания приведены в табл. 2.3.
Точка короткого Iк(3) кА iуд кА Iк(2) кА
Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:
Выбор высоковольтных выключателей
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению
номинальному току конструктивному выполнению месту установки и
проверяются по параметрам отключения а также на электродинамическую и
термическую стойкость.
Выбор выключателей Q1 – Q3.
Расчетный ток в этом случае равен:
Остальные параметры сети: Uном = 110 кВ Iк(3) = 202 кА iуд = 514
По справочнику [2] выбираем масляный выключатель МКП-110-630-20 ХЛ1.
Выбор выключателей Q4 – Q11.
Остальные параметры сети: Uном = 10 кВ Iк(3) = 1805 кА iуд =
По справочнику [6] выбираем масляный выключатель ВМПЭ-10-1600-315
ЭЛЕКТРОПРИВОД МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ
Атмосфера машинных залов насосных для перекачки нефти и нефтепродуктов
при нормальных условиях эксплуатации не содержит паров перекачиваемых
жидкостей. Однако в аварийных условиях или при возникновении неисправностей
может появиться концентрация паров нефти или нефтепродуктов при которой
помещение относится к взрывоопасным. Обычно машинные залы НПС содержат
взрывоопасные зоны класса В-1а.
Для установки вне помещения насосов применяются синхронные двигатели
без взрывозащиты марки СТД.
Пуск синхронных электродвигателей серии СТД осуществляется при полном
Систему управления и защиты синхронного двигателя СТД-5000-2 выполним
по схеме представленной на рис.3.
Высоковольтный выключатель ЛВ снабжен электромагнитным приводом.
Обмотка возбуждения возбудителя ОВВ питается от унифицированного регулятора
возбуждения РВСД и от трансформатора напряжения НОМ подключенного ко входу
выпрямителя ВП1. РВСД питается от трансформаторов тока ТТ3 и ТТ4 и от
трансформатора напряжения НТМИ. Этот регулятор автоматически поддерживает
заданное значение коэффициента мощности выгодный для потребителя. При
понижении напряжения в сети регулятор увеличивает возбуждение двигателя
поддерживая тем самым постоянство напряжения на шинахи улучшая качество
электроснабжения других потребителей. Пир глубоких снижениях напряжения а
также при пусках двигателя регулятор осуществляет форсировку возбуждения.
Переменное напряжение частотой 400 Гц снимаемое с якоря возбудителя В
после выпрямления мостовым выпрямителем ВМ подается на обмотку возбуждения
двигателя ОВД. Тиристорный ключ ТК обеспечивает ограничение перенапряжений
в обмотке ОВД в переходных режимах а также гашение поля при отключении
ОВВ. Ротор возбудителя В выпрямитель ВМ и тиристорный ключ ТК находятся на
одном валу с ротором двигателя Д. При пуске двигателя в результате действия
цепей управления пуском возбуждается контактор КТВ и своими контактами
включает на питание электромагнит включения привода ЭВ. Включается
выключатель ЛВ. Двигатель разгоняется в асинхронном режиме. При снижении
пускового тока до силы соответствующей подсинхронной скорости токовое
реле РПТ замыкает свой контакт в цепи реле РП1. В результате возбуждается
реле РП1 обесточивается реле РП2 и с выдержкой времени включается
контактор КП1 контакт которого КП1-2 подает питание в обмотку возбуждения
Рис. 3 Схема управления и защиты синхронного двигателя СТД-5000-2 с
бесщеточным возбудительным устройством
После втягивания двигателя в синхронизм реле РМ разрывает своим
контактом цепь реле времени РВ. Если же пуск затянулся и асинхронный режим
продолжается длительно то реле времени РВ своим контактом возбуждает
реле РП3 последнее своим контактом РП3-1 подает питание на отключающий
электромагнит ЭО привода выключателя а контактом РП3-2 замыкает цепь
обмотки контактора гашения поля КП2. Последний своим контактом КП2-2
отключает питание обмотки ОВВ. Одновременно контактом РП3-3 отключается и
контактор КП1. Аналогично схема действует при выпадании двигателя из
Реле РМ имеет две обмотки – токовую РМТ и напряжения РМН. Оно реагирует
на направление реактивной мощности которая в асинхронном режиме поступает
из питающей сети в двигатель. Кроме форсировки обеспечиваемой регулятором
РВСД создается дополнительно форсировка при снижении напряжения
осуществляемая реле форсировки РФ и контактором форсировки КФ шунтирующим
своим контактом резистор R4 в цепи питания обмотки возбуждения ОВВ.
Резистор R3 служит для настройки регулятора РВСД. Оба резистора R3 и R4
служат для регулирования возбуждения. Защита от пробоя вентилей цепи
возбуждения обеспечивается реле РН2 включенным последовательно с
конденсатором С. При пробое вентилей в обмотке этого реле появляется
переменный ток. Оно срабатывает и своим контактом возбуждает катушку реле
РП4 которое своим контактом РП4-1 включает электромагнит отключения ЭО
привода выключателя ЛВ. Одновременно контактом РП4-2 включается контактор
КП2 и контакт КП2-2 отключает обмотку возбуждения возбудителя ОВВ. Таким же
образом отключается ЛВ и ОВВ при действии:
защиты от понижения напряжения (выходное реле РП5 действующее на
дифференциальной токовой защиты (выходное реле РП6 действующее от
токового реле включенного между трансформаторами тока ТТ1 и ТТ5);
схема частотной разгрузки реле которой действует при снижении частоты
в энергосистеме (выходное реле РП7);
защиты от замыканий на землю (выходное реле РП8 действующее при
срабатывании токового реле подключенного к трансформатору тока
нулевой последовательности ТНП);
технологических защит кнопки аварийного отключения КО.
Реле дифференциальной токовой защиты реле частоты и токовое реле
защиты от замыканий на землю на схеме не показаны. Защита от перегрузок
обеспечивается токовым реле РПТ а от коротких замыканий дифференциальной
токовой защитой. Состояние системы смазки определяет возможность работы
механизма. Технологические защиты действуют при нарушении режима в системах
смазки и других устройствах насосного агрегата. К таким нарушениям
относятся: уменьшение перепада давлений масло – нефть на уплотнительном
подшипнике до 008 – 009 МПа (импульс от регулятора перепада); падение
давления масла в системе смазки подшипников агрегата до 0025 Мпа (от реле
пуска резервного насоса смазки); резкое повышение температуры масла до 80
(С на каком либо из подшипников агрегата (импульс от термометра
сопротивления и электронного моста контроля температуры); увеличение
осевого сдвига ротора до 07 – 08 мм (импульс от реле осевого сдвига).
В ходе работы было выполнено: выбор приводных электродвигателей
разработка системы электроснабжения НПС расчет нагрузок трансформаторной
подстанции 11010 кВ; выбор трансформаторов расчет токов короткого
замыкания разработка системы автоматического управления электроприводом
В пояснительной записке приведено описание работы системы
электроснабжения НПС и системы автоматического управления электроприводом
нефтеперекачивающего агрегата.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Меньшов Б. Г. Суд И. И. Электрификация предприятий нефтяной и газовой
промышленнсти. Учебник для вузов. – М.:Недра1984. – 416 с.
Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы
для курсового и дипломного проектирования. Под ред. Б. Н. Неклепаева
Меньшов Б. Г. Моисеев С. Г. Яризов А. Д. Электрооборудование
технологических установок для сооружения и эксплуатации трубопроводов.
Учебник для вузов. – М.:Недра 1994.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. В. М. Блок – М.:
Смирнов А. Д. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат
Червяков Д. М. Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному
проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой
промышленности. Учеб. пособ. – Тюмень ТюмГНГУ 1996.– 119 с.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.–
Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические
устройства Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова П. Г.
Грудинского и др. – М.: Энергоиздат 1981.– 640 с.