Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции
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
Параметры
|
Единицы
измерения
|
Данные
|
Номинальная
мощность, Sном
|
|
10000
|
Номинальное
напряжение обмотки ВН
|
кВ
|
35
|
Номинальное
напряжение обмотки НН
|
кВ
|
10
|
Потери
холостого хода, Рх
|
кВт
|
2,75
|
Потери
короткого замыкания, Рк
|
кВт
|
18,3
|
Напряжение
короткого замыкания, Uк
|
%
|
6,5
|
Ток
холостого хода, Iх
|
%
|
1,5
|
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)
где -полная
мощность ВАОВ;
(3.1.22)
– сверхпереходное сопротивление, =0,2;
На рис.3.4 приведена
преобразованная схема замещения.
Рис. 3.4. Преобразованная
схема замещения
Параметры преобразованной
схемы замещения, определены следующим образом:
;
; ;
;
;
Суммарное приведенное индуктивное
сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания К-1:
(3.1.23)
Для того чтобы определить нужно ли
учитывать активное сопротивление в лини проверим, выполняется ли условие < 0,33 [3]
(3.1.24)
0,085>0,034
Видно, что условие не выполняется, значит
активное сопротивление следует учесть.
Определим
периодическую составляющую тока К-1:
(3.1.25)
Для
выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости
необходимо знать ударный ток КЗ (iуд):
Ударный ток КЗ в точке
К-1:
(3.1.26)
где куд –
ударный коэффициент;
Ударный
коэффициент определим по графику
[3], (3.1.27)
где и -суммарные
сопротивления от источника до точки КЗ.
данному значению отношения
соответствует значение ;
Мощность КЗ в точке К-1:
(3.1.28)
Суммарное эквивалентное сопротивление схемы
замещения от источника до точки короткого замыкания К-2:
; (3.1.29)
Для того чтобы определить нужно ли учитывать
активное сопротивление в лини проверим, выполняется ли условие:
< 0,33 [3]
(3.1.30)
0,085<0,14
Видно, что условие
выполняется, значит активным сопротивлением можно пренебречь.
(3.1.31)
Определим периодическую составляющую тока
К-2:
; (3.1.32)
Для того, чтобы определить
периодическую составляющую тока К-2, следует учесть “потпитку” от
электродвигателей.
(3.1.33)
Периодическая составляющая
тока КЗ от источника питания:
(3.1.34)
Периодическая составляющая
тока КЗ от электродвигателей:
(3.1.35)
Результирующий ток КЗ в
точке К-2:
Определим ударный ток КЗ в
точке К-2:
; (3.1.36)
Ударный коэффициент для определения тока КЗ
в точке К-2 определим аналогично, по графику
[3];
данному
значению отношения соответствует значение ;
Ударный ток КЗ от энергосистемы в точке К-2:
(3.1.37)
Ударный ток КЗ от
электродвигателей:
(3.1.38)
Результирующий ударный ток
КЗ в точке К-2:
кА
Мощность КЗ в точке К-2:
; (3.1.40)
Результирующая мощность в
точке К-2:
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:
(3.1.41)
(3.1.42)
Результаты расчета токов КЗ сведены в табл.
3.1.8.
Таблица 3.1.8
Результаты расчета токов КЗ
Точка
КЗ
|
Ik(3), кА
|
iуд, кА
|
Ik(2), кА
|
|
К-1
|
28,3
|
44,02
|
24,5
|
1838,13
|
К-2
|
45,32
|
81,38
|
39,24
|
939,14
|
IV ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК КРУ-10 кВ
4.1. Выбор сечения и марки
кабелей
Сечение кабелей выбирают по техническим и
экономическим соображениям.
Произведем выбор сечений по расчетным токам. За
расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.
Для основных двигателей номинальный ток определится:
(4.13)
где Рном – номинальная мощность
электродвигателя, кВт;
Uном – номинальное напряжение, кВ;
сos φ – коэффициент мощности
электродвигателя.
Для подпорных двигателей номинальный ток определится:
Для трансформаторов типа ТМ 10000/35 номинальный ток
определится:
, (4.14)
где Sном.т –
номинальная мощность каждого из трансформаторов, кВ*А;
Uном –
номинальное напряжение; 110 кВ.
Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ-10кВ в
качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна
питаю-щая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по
величине расчетной мощности:
(4.15)
где S.р –
полная расчетная мощность электродвигателей, кВ*А;
Uном –
номинальное напряжение, 10кВ.
Результаты расчета сведены в табл. 4.6.
Таблица 4.6
Выбор сечений и марки кабелей
Наименование потребителей
|
Основной
электродвигатель
|
Подпорный
электродвигатель
|
ЗРУ-10 кВ
|
Трансформатор
ТМ 10000/35
|
Расчетная мощность, кВт
|
2500
|
800
|
7260
|
25000
|
Номинальный ток, А
|
152,74
|
51,151
|
419,16
|
164,9
|
Длительно допустимый ток, А
|
270
|
60
|
740
|
300
|
Сечение жилы кабеля, мм2
|
185
|
16
|
480
|
150
|
Принятая марка кабеля
|
СБ2лГ 3х120
|
СБ2лГ
3х95
|
ШАТ 80х6
|
АС-70
|
Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому
нагреву при нормальных условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше
либо равен допустимому току.
. (4.16)
Проанализировав данные табл. 4.2 можно сделать вывод,
что выбранные сечения удовлетворяют нашим условиям.
4.2 Выбор ячеек КРУ
В качестве распределительного устройства 10
кВ применим закрытое распределительное устройство (ЗРУ). ЗРУ состоит из
отдельных ячеек различного назначения.
Для комплектования ЗРУ-10 кВ выберем
малогабаритные ячейки КРУ серии К-104 Кушвинского
электромеханического завода. Данные ячейки отвечают современным требованиям
эксплуатации, имеют двухсторонний коридор обслуживания, выкатные тележки с
вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ. Релейный и
кабельный отсеки отделены от отсека коммутационных аппаратов металлическими
перегородками, все коммутации производятся только при закрытой наружной двери,
имеются функциональные блокировки.
В состав КРУ серии К-104
входят вакуумные выключатели с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы
напряжения, предохранители, разъединитель с заземляющими ножами, релейный шкаф
с аппаратурой, клапаны сброса давления в сочетании с датчиками дуговой защиты.
КРУ серии К-104 предназначены
для установки в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без
искусственного регулирования климатических условий. Обслуживающая среда должна
быть невзрывоопасной, не содержать агрессивных газов и испарений, химических
отложений, не насыщенной токопроводящей пылью и водяными парами.
4.3. Выбор шин
В качестве сборных шин
выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 80х6 мм. Длительно
допустимый ток при одной полосе на фазу составляет Iдоп = 740А. Условие выбора:
; (4.3.50)
Проверим шины на электродинамическую
стойкость к токам КЗ.
Шину, закрепленную на
изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.
Наибольшее напряжение в металле при изгибе:
, (4.3.51)
где М
– изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н×м;
W – момент сопротивления, м3.
Изгибающий момент для равномерно нагруженной
многопролетной балки равен:
, (4.3.52)
где F-сила взаимодействия между
проводниками при протекании по
ним ударного тока КЗ, Н;
– расстояние между
опорными изоляторами,
, (4.3.53)
где – расстояние между токоведущими шинами, = 0,35 м;
– коэффициент формы, =1,1.
Момент сопротивления:
, (4.3.54)
где b,h – соответственно узкая и
широкая стороны шины, м.
Тогда наибольшее напряжение в металле при
изгибе:
Допустимое напряжение при изгибе для
алюминиевых шин 70 МПа.
Следовательно выбранные шины удовлетворяют
условиям электродинамической стойкости.
Для проверки возможности возникновения
механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:
(4.3.55)
где – пролет шины, =1,1 м;
– модуль упругости
материала шин, для алюминия =7,2×1010 Н/м2;
– масса единицы длины
шины, = 0,666 кг/м;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5
|