Дипломная работа: Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции

Дипломная работа: Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Кафедра «Электроэнергетика»

Зав. кафедрой д.т.н., профессор

____________ С.И. Кицис

«___»____________2006 г.

Задание на дипломное проектирование

Студенту:

1.  Тема проекта утверждена приказом по университету от ___________ № _______

2.  Срок сдачи студентом законченного проекта «_5_» июня 2006 г.

3.  Исходные данные к проекту:

-  объём перекачиваемой нефти 400 м3/сут.;

-  количество основных насосных агрегатов- 4, 1 резервный;

-  количество подпорных насосных агрегатов- 4, 2 резервных;

-

;

- длина линии WL 35кВ- 5,4км.

- трансформаторы Т1,Т2 ТМ 10000/35;, ;

, ;

- синхронные двигатели М1-М4: СТДП-2500-2УХЛ4; ; ;

- асинхронные двигатели М5-М8: ВАОВ-630L-4У1;

; ;

4.  Содержание расчётно-пояснительной записки:

-  технологическая часть;

-  расчёт электрических нагрузок;

-  выбор числа и мощности силовых трансформаторов;

-  расчёт токов короткого замыкания;

-  выбор и проверка высоковольтного оборудования;

-  выбор устройств релейной защиты и автоматики;

-  безопасность и экологичность проекта;

-  расчёт экономической эффективности;

5.  Перечень графического материала:

-  технологическая схема НПС «Суторминская»;

-  однолинейная схема электроснабжения НПС «Суторминская»;

-  схема электроснабжения ЗРУ-10 кВ;

-  схема микропроцессорной релейной защиты ВАОВ-630L-4У1;

-  заземляющее устройство ОРУ-35 кВ;

-  локальная смета на строительство и монтаж подстанции 35/10 кВ;

6.  Консультанты по проекту

Экономический раздел:

-  экономический анализ эффективности разработанной системы

_______________________________________________ Т.Л. Конюшева

Раздел безопасности жизнедеятельности:

-  безопасность и экологичность проекта

_________________________________ д.т.н., профессор О.В. Смирнов

Дата выдачи задания « ____» ____________ 2006 г.

Руководитель _______________

 (подпись руководителя)

Задание принял к исполнению « ____» _____________ 2006 г.

___________________

 (подпись студента)

РЕФЕРАТ

Дипломный проект включает в себя пояснительную записку, состоящую из ___ страниц машинописного текста, __ иллюстраций, __ таблиц и 6 листов графического материала. Цель дипломного проекта– систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчёта релейной защиты.

В ходе дипломной работы было выполнено:

- расчет электрических нагрузок;

- определение мощностей трансформаторов и их выбор;

- выбор силового оборудования и типовых ячеек КРУ;

- разработка схем релейной защиты асинхронного двигателя;

- расчёт заземления; безопасность и экологичность проекта;

- локальная смета на строительство и мотаж подстанции 35/10 кВ;

При расчёте электрических нагрузок на стороне высшего напряжения, был использован метод, разработанный институтом Гипротюменьнефтегаз.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ, ТРАСФОРМАТОР, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

В тексте использованы следующие сокращения:

НПС- нефтеперекачивающая станция;

АД- асинхронный двигатель;

СД- синхронный двигатель;

КЗ- короткое замыкание;

ЗРУ- закрытое распределительное устройство;

КРУ- комплектное распределительное устройство;

БМРЗ- блок микропроцессорной релейной защиты;

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1. Технология перекачки нефти

1.2. Нефтеперекачивающие станции

1.3. Линейная часть нефтепровода

1.4 Основное электрооборудование НПС

2. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

2.1. Разработка схемы электроснабжения НПС

2.2. Схема электроснабжения НПС

2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 35/10 кВ при НПС

2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов

3 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

4 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК КРУ-10 кВ

4.1. Выбор сечения и марки кабелей

4.2 Выбор ячеек КРУ

4.3. Выбор шин

4.4. Выбор выключателей

4.5. Выбор трансформаторов тока

4.6. Выбор трансформаторов напряжения

4.7. Выбор предохранителей

4.8. Выбор ограничителей перенапряжения

5. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

5.1. Назначение релейной защиты

5.2. Функции БМРЗ

5.3. Функции сигнализации

5.4. Защита асинхронных двигателей ВАОВ-630 L-4У1

5.6. Расчёт защиты двигателя подпорных насосов

5.6.1. Расчёт токовой отсечки для электродвигателя

5.6.2. Расчёт МТЗ для электродвигателя

5.7. Выбор источников оперативного тока

6. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

6.1. Введение

6.2. Анализ опасных и вредных факторов на химических объектах

6.3. Промышленная безопасность при эксплуатации цеховой комплектной трансформаторной подстанции

6.4. Расчет защитного заземления

6.5 Производственная санитария

6.6. Защита от электромагнитных полей

6.7. Производственное освещение

6.8. Пожарная безопасность

6.9 Средства пожаротушения

6.10. Профилактические мероприятия, предупреждающие возникновение пожаров

6.11. Чрезвычайные ситуации

6.12. Защита технологического оборудования

6.13. Повышение надежности снабжения электроэнергией, паром и водой

6.14. Охрана окружающей среды

7. ЛОКАЛЬНАЯ СМЕТА НА СТРОИТЕЛЬСТВО И МОНТАЖ ПОДСТАНЦИИ 35/10 КВ

8. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны[2].

Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства России, является стержнем строительства экономики нашего общества.

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 практики.

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 и подстанций;

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.

I ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

1.1. Технология перекачки нефти

Основными экономическими факторами эффективного использования трубопроводного транспорта являются широкая сеть трубопроводов; высокие темпы строительства и быстрый ввод нефтепроводов в эксплуатацию; сравнительно низкие эксплуатационные расходы при перекачке; возможность полной автоматизации и телемеханизации нефтепроводов. Указанные факторы позволяют быстро окупать большие капитальные вложения в строительство, разработку новых материалов, новую технику и технологию, автоматизацию и телемеханизацию трубопроводов в широких масштабах. Этим также объясняется все увеличивающийся удельный вес трубопроводов в транспортировке нефти по сравнению с другими видами транспорта. Практика показывает, что использование трубопроводов для перекачки нефти по сравнению с железнодорожными перевозками дает ежегодную экономию эксплуатационных расходов, исчисляемую миллионами рублей.

К магистральным нефтепроводам принято относить трубопроводы, по которым нефть перекачивается от головной нефтеперекачивающей станции до нефтеперерабатывающих заводов и железнодорожных, морских и речных перевалочных нефтебаз.

В отдельных точках трассы нефтепроводов могут быть ответвления, по которым часть перекачиваемой нефти поступает на близлежащие нефтеперерабатывающие заводы и к другим потребителям.

Распространение получили нефтепроводы диаметром 530-1220 мм.

К основным технологическим элементам, составляющим комплекс магистрального нефтепровода, относятся линейная часть, т.е. собственно трубопровод с отводами, линейными задвижками, переходами через естественные и искусственные препятствия и другими сооружениями; нефтеперекачивающие станции с подводящими высоковольтными линиями электропередачи; нефтебазы и наливные пункты, предназначенные для перевалки нефти на другие виды транспорта; линии связи, обеспечивающие как различные виды связи по нефтепроводу, так и телеуправление его объектами.

1.2. Нефтеперекачивающие станции

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС является перекачка по схеме работы станции с "подключенными резервуарами". Нефть по подводящим нефтепроводам поступает на НПС через приемную задвижку № 1, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино - смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары (РВС) № 1, 2, а также на вход подпорной насосной. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны 1й группы. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВС № 1, 2. Для подачи нефти от резервуаров РВС № 1, 2 к основным насосам предусмотрена подпорная нефтенасосная станция, которая предназначена для подачи нефти на вход магистральных насосов, так как при откачке из резервуаров магистральные насосы не в состоянии вести откачку нефти без предварительного создания давления нефти на их входе. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом НПВ № 1,2,3,4 и через задвижку № 42 подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны 2й группы и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления – заслонки № 1, 2 для поддержания заданных величин давления. После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС № 59 подается в магистральный нефтепровод.

В состав НПС входят:

Ø  резервуарный парк;

Ø  подпорная насосная;

Ø  насосная станция с магистральными насосными агрегатами;

Ø  фильтры-грязеуловители;

Ø  узел регулирования давления;

Ø  узлы с предохранительными устройствами;

Ø  технологические трубопроводы;

Ø  системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, водотушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно–бытовые здания и сооружения.

Для привода магистральных насосов на насосных станциях применяют преимущественно синхронные электродвигатели взрывозащищенного исполнения типа СТДП, для привода подпорных насосов применяют асинхронные электродвигатели типа ВАОВ [1].

Нефть относится к взрывоопасным жидкостям с температурой вспышки около -20 С0. В соответствии с таблицей 7.3.3.[2] категория смеси паров нефти и воздуха - IIA, группа смеси - Т3.

1.3. Линейная часть нефтепровода

Линейная часть нефтепровода – наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Капитальные затраты на нее в ряде случаев достигают 80% от общей стоимости трубопровода. Аварии на линейной части – разрывы труб, и утечки из трубопровода – вызывают остановку трубопровода и наносят большой ущерб народному хозяйству. При проектировании и эксплуатации линейной части нефтепровода учитываются максимально возможные давления, возникающие на каждом участке нефтепровода. Давление на каждом участке трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наибольшее давление обычно бывает на выходе из НПС, а также в наиболее низких местах трассы, в частности, в горных районах после перевальных точек. При построении расчетной эпюры давлений в магистральном нефтепроводе, станции которого работают “из насоса в насос”, учитываются давления, возникающие как при работе всех станций, так и при работе только одной головной станции.

 На линейной части нефтепроводов устанавливаются технологическое оборудование и приборы, которые должны быть автоматизированы при дистанционном управлении трубопроводом. Через 15-20 км по трассе и в наиболее ответственных точках нефтепровода, таких, например, как речные переходы, устанавливаются линейные задвижки с электрическим или гидравлическим приводом.

С их помощью нефтепровод делится на отдельные секции, которые могут быть отключены для предотвращения больших потерь нефти при авариях линейной части.

В настоящее время в связи с повышением требований по защите окружающей среды проблеме контроля за состоянием нефтепроводов и их надежности уделяется особое внимание. Для контроля параметров перекачки и состояния трубопровода необходимы сведения о давлении и температуре (для “горячего” нефтепровода) в наиболее ответственных точках трассы. Поскольку трубопровод защищается от коррозии катодными и дренажными станциями, требуется также информация об их параметрах. Контроль технологических параметров трассового оборудования осуществляется из диспетчерского пункта по системе телемеханики.

1.4 Основное электрооборудование НПС

Основным оборудованием нефтеперекачивающих станций являются насосы (основные и подпорные) и их приводы.

К основным насосам, перекачивающим нефть по магистральным нефтепроводам, предъявляются следующие требования: экономичность, надежность и долговременность непрерывной работы; простота конструкции; компактность. Поскольку этим требованиям наилучшим образом отвечают центробежные насосы, они и получили преимущественное распространение на магистральных нефтепроводах. Поршневые насосы для транспортировки нефти по магистральному трубопроводу применяются весьма ограниченно, в основном для перекачки высоковязких жидкостей. Магистральные центробежные насосы серии НМ, используемые в настоящее время, имеют частоту вращения 3000 об/мин. Определяется это тем, что с увеличением частоты вращения возрастают скорости входа жидкости в насос, в результате чего может наступить кавитация. Обычно в каждой насосной нефтепровода устанавливают четыре центробежных насоса, соединенных последовательно и создающих давление до нескольких МПа. Насосы НМ имеют монотонно падающую напорную характеристику, позволяющую иметь устойчивую работу в достаточно широком диапазоне расходов. Однако пределы регулирования, обеспечивающие экономичный режим работы, при последовательном соединении насосов невелики.

Для нормальных условий эксплуатации основные центробежные насосы обеспечиваются подпором. В качестве подпорных насосов применяют насосы серий НМП, НДвН, НДсН и НПВ. Чтобы создать хорошую всасывающую способность, подпорные насосы эксплуатируют при сравнительно низкой частоте вращения вала (730-1450 об/мин), они имеют одно рабочее колесо с двухсторонним подводом жидкости. Приводом подпорных насосов являются низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенной конструкцией подпорных насосов являются насосы вертикального типа (серии НВП). Основное их достоинство заключается в том, что отпадает необходимость в строительстве традиционной подпорной насосной, как правило, заглубленной по отношению к отметке земли. Насосы этого типа можно устанавливать непосредственно в резервуарном парке, что значительно сокращает потери на трение во всасывающих трубопроводах.

В качестве привода к основным насосам используются асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Из асинхронных часто применяют электродвигатели с короткозамкнутым ротором серии АТД. Двигатели серии АТД монтируют в одном здании с насосами, поскольку они во взрывобезопасном исполнении, в корпусе двигателя поддерживается небольшое избыточное давление воздуха, что исключает возможность попадания в него паров нефти, а следовательно, загорания или взрыва двигателя. Однако при использовании двигателей серии АТД мощностью от 2,5 до 8 МВт требуется установка в стационарных помещениях дорогостоящих статических конденсаторов большой мощности, которые из-за значительных колебаний нагрузки станций и температуры окружающей среды часто выходят из строя. Кроме того, для надежной работы станции в закрытом распределительном устройстве 6-10 кВ необходимо устанавливать высоковольтное электрооборудование, что усложняет схему электроснабжения и эксплуатацию станции, а также требует дополнительных затрат. Для привода магистральных насосов нашли широкое применение синхронные двигатели серии СТД. Синхронные двигатели более надежны, чем асинхронные, обладают лучшими показателями по устойчивости, что особенно важно при снижении напряжения в сети. Использование синхронных электродвигателей позволяет использовать их в качестве компенсирующего устройства реактивной мощности, что упрощает систему электроснабжения НПС, т.к. в этом случае отпадает необходимость в установке батарей статических конденсаторов, дополнительных ячеек распределительного устройства и кабелей. Синхронные электродвигатели дороже, чем аналогичные асинхронные, однако, лучшие энергетические характеристики синхронных двигателей делают их применение эффективным.

В табл. 1.1 и табл. 1.2, приведены технические данные насосов, установленных на НПС:

Таблица 1.1

Технические данные магистрального насоса НМ 3600-230

Таблица 1.2

Технические данные магистрального насоса НПВ 2500-80

В табл. 1.3 приведены электродвигатели, находящиеся на НПС:

Таблица 1.3

II РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

Система электроснабжения должна обеспечивать стабильную и непрерывную подачу электроэнергии к НПС "Суторминская". Так как НПС является потребителем I категории [3], то ее питание должно осуществляться от двух независимых, взаиморезервируемых источников.

Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленности являются величина электрической нагрузки потребителей, а также место расположения ближайших источников электроэнергии и их параметры. Такими источниками, как правило являются главные понижающие подстанции (ГПП) с двумя трансформаторами.

Основные условия проектирования рациональной схемы электроснабжения – надежность, экономичность и качество электроэнергии у потребителя. Для крупных предприятий наиболее надежной и экономичной является система электроснабжения с применением глубоких вводов, при которой сети 6-110 кВ максимально приближены к потребителям электроэнергии.

Система электроснабжения строится таким образом, чтобы все её элементы постоянно находились под нагрузкой, т.е. чтобы не было холодного 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 и схемы релейных защит.

Согласно ПУЭ, потребители относятся к первой категории в отношении бесперебойности питания.

Это предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

·  Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания по двум линиям;

·  Питание потребителей нефтеперекачивающей станции должно производится от двух трансформаторной подстанции, трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования;

·  Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).

 Схема системы электроснабжения нефтеперекачивающей станции, удовлетворяющая требованиям изложенным выше, представлена на листе 2 графической части.

2.2 Схема электроснабжения НПС

Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС

 На рис. 2.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения НПС для перекачки нефти по трубопроводу.

 Трансформаторы Т1 и Т2 35/10 кВ в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свою секцию шин КРУ.

Автоматическое включение резерва на стороне низшего напряжения производится с помощью секционного выключателя. (Q4).

 Питание подводится по двум одноцепным взаиморезервируемым ЛЭП 35кВ. Питание высоковольтных двигателей и трасформаторов 10/0,4кВ производится от двух, взаиморезервируемых секций шин КРУ (рис. 2.1).

 Питание цепей защиты и управления электродвигателями и всего вспомогательного оборудования НПС на напряжение 220/380 В, осуществляется от трансформаторов собственных нужд, Т3 и Т4.

2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 35/10 кВ при НПС

 Для расчета электрических нагрузок на стороне ВН, воспользуемся методикой, разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз. В основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой кратчайшей функции.

Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу определяется следующим образом:

  при С £ 0,75 М (2.4.2)

  при С > 0,75 М (2.4.3)

где  (2.4.4)

  (2.4.5)

где Кв - коэффициент включения, Кв = 0,84;

Кз - коэффициент загрузки двигателей, Кз = 0,76 – 0,84;

Рном-номинальная активная мощность единичного электродвигателя.

Примем Кз = 0,84, т. е. его максимальное значение. Тогда средняя мощность определится:

Максимальная мощность:

Разделим С на М и получим:

С/М = 6,42 / 9,1 = 0,70 < 0,75

 Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных электродвигателей определим по формуле:

=0,9 соответственно заданию. Коэффициент мощности является опережающим, поэтому реактивная мощность принимается со знаком минус.

Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:

  (2.4.6)

Полная мощность высоковольтных электродвигателей составит:

  (2.4.7)

2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов

 Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей.

Категорию проектируемого объекта по надежности электроснабжения принимают в соответствии с ПУЭ [13].

К первой категории относятся потребители, отключение электроснабжения которых влечет за собой опасность для жизни людей, ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, нарушение сложного технологического процесса.

К второй категории - массовый срыв выпуска продукции, простой рабочих, механизмов, промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

К третьей категории - все остальные потребители. Для потребителей третьей категории рекомендуется применять подстанцию с одним трансформатором.

Электроприёмники установок по добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа практически все относятся к первой категории надежности. Для электроснабжения потребителей первой категории надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения.

Согласно руководящим документам для большинства объектов нефтяной и газовой промышленности в районах Западной Сибири с учетом сложности размещения и эксплуатации подстанций рекомендовано выбор единичной мощности трансформаторов и автотрансформаторов двухтрасформаторных подстанций производить из условия 100% резервирования электроснабжения потребителей. Сюда отнесены объекты нефтедобычи, переработки попутного газа, компрессорные станции магистральных газопроводов с газотурбинными приводными агрегатами, нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов.

 Произведём выбор силовых трансформаторов. Выбираем силовые трансформаторы из условия:

где - полная максимальная нагрузка подстанции;

 Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМ 10000/35, технические данные которых сведены в табл. 2.4

Таблица 2.4

 Параметры трансформаторов ТМ 10000/35

 Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

 Полная мощность, с учетом потерь, в трансформаторах составит:

 Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформаторов:

  (2.5.10)

Для I категории , следовательно,  соответствует.

III РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

 Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

На рис. 3.2 приведена расчетная схема, а на рис. 3.3 схема замещения, построенная в соответствии со схемой на рис. 2.1.

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 секционный выключатель Q4 включен (рис. 3.2). Этот режим принят за расчетный.

 Преобразовывать сложные схемы при помощи именованных единиц неудобно. В этом случае все величины выражают в относительных единицах, сравнивая их с базисными. В качестве базисных величин принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 МВ×А. За базисную мощность принимаем значение100 МВ×А.

 В качестве базисного напряжения принимаем напряжение высокой ступени 35кВ - Uб1=37,5кВ и Uб2=10,5кВ - базисное напряжение на низкой стороне 10кВ. Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. Ниже приведена схема электроснабжения НПС (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Расчетная исходная схема

Cхема замещения имеет следующий вид:

Рис. 3.3. Схема замещения

Т.к. точка КЗ значительно удалена от источника питания и его мощность велика, по сравнению с суммарной мощностью электроприемников, то периодическая составляющая тока КЗ:

 ; (3.1.11)

 Определим базисные токи (Iб) для каждой ступени трансформации:

 -базисный ток на высокой стороне (3.1.12)

 -базисный ток на низкой стороне (3.1.13)

Найдем сопротивления отдельных элементов сети в относительных единицах и подсчитаем суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки короткого замыкания:

а) для системы при заданной мощности КЗ:

 ; (3.10)

  (3.1.14)

б) для ВЛ:

 , (3.1.15)

где , , ;

 , (3.1.16)

где , , ;

в) для двухобмоточных трансформаторов Т1,Т2 (35/10кВ):

  (3.1.17)

г) для двухобмоточных трансформаторов Т3,Т4 (10/0,4кВ):

  (3.1.18)

д) для двигателей основных насосов (СТДП-2500-2УХЛ4):

  (3.1.19)

где -полная мощность СД;

  (3.1.20)

– сверхпереходное сопротивление, =0,2;

е) для двигателей подпорных насосов (ВАОВ-630 L-4У1):

  (3.1.21)

Страницы: 1, 2, 3