Разработка системы электроснабжения буровой установки

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

1. Тема проекта утверждена приказом по университету № 79-у от «12» марта 2012 г.

2. Срок сдачи студентом законченного проекта «____» ________ 2010 г.

3. Исходные данные к проекту:

— материалы преддипломной практики;

— материалы, предоставленные предприятием.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

— технологическая часть;

— расчет электрических нагрузок;

— выбор числа и мощности трансформаторов;

— расчет токов короткого замыкания;

— выбор и проверка высоковольтного оборудования;

— выбор устройств релейной защиты и автоматики;

— безопасность и экологичность проекта;

— расчет экономической эффективности.

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

— Схема буровой установки

— План буровой установки

— Принципиальная схема электроснабжения

— Расчетная схема замещения.

— Схема размещения защит.

— Схема расположения модулей КТУ.

— Оценка условий труда.

— Оценка экономической эффективности проекта

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

Раздел безопасности жизнедеятельности: безопасность и экологичность проекта: Консультант___________________ /С.В. Воробьева/ д.т.н., профессор.

Экономический раздел: оценка экономической эффективности проекта:

Консультант ___________________/ О.А. Петрова/ ассистент.

Дата выдачи задания «12"марта 2012 г.

Руководитель _______________ / В. С. Орлов /

(подпись руководителя) (расшифровка подписи)

Задание принял к исполнению «12"марта 2012 г.

_______________ / Г. В. Самбуров /

(подпись студента) (расшифровка подписи)

РЕФЕРАТ

Дипломная работа включает в себя пояснительную записку, состоящую из 104 страниц машинописного текста, 11 рисунков, 31 таблиц, и 8 листов графического материала. Цель дипломной работы — систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчета релейной защиты.

БУРОВАЯ УСТАНОВКА, НАГРУЗКА, ДИЗЕЛЬ ГЕНЕРАТОРНАЯ УСТАНОВКА, ТРАНСФОРМАТОР, ШИНА, ТОК, ДВИГАТЕЛЬ, КОМПЛЕКТНОЕ ТИРИСТОРНОЕ УСТРОЙСТВО, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, УЧЕТ, ОГРАНИЧИТЕЛЬ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬ, ОТСЕЧКА, ЗАЩИТА, ЛИНИЯ, СИСТЕМА, КОМПЛЕКС, ОБЕСПЕЧЕНИЕ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, РЕМОНТ, ХАРАКТЕРИСТИКА, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ.

В данном дипломном проекте производится разработка системы электроснабжения и релейной защиты буровой установки HR-5000 с применением СВП.

В работе осуществляется выбор основного электрооборудования, произведены расчеты заявленных нагрузок потребителей, выбор числа и мощности трансформаторов, произведен расчет сечения проводов, расчет токов короткого замыкания, по результатам которых выбраны электрические аппараты.

Рассмотрена релейная защита силовых трансформаторов, отходящих фидеров. Произведена оценка экологичности и безопасности данного проекта, а также оценка экономической эффективности принятых решений.

В тексте использованы следующие сокращения:

БУ — буровая установка;

КЛ — кабельная линия;

РУ — распределительное устройство;

КТУ — комплектное тиристорное устройство;

КЗ — короткое замыкание;

ОЗЗ — однофазное замыкание на землю;

МТЗ — максимальная токовая защита;

МПЗ — микропроцессорное устройство релейной защиты.

СОДЕРЖАНИЕ

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
    • 1.1 Особенности технологического процесса
    • 1.2 Описание СВП
    • 1.3 Буровая установка
    • 1.4 Привод
      • 1.4.1 Привод буровых насосов
      • 1.4.2 Привод лебедки
      • 1.4.3 Привод ротора
      • 1.4.4 Привод РПД
      • 1.4.5 Лебедка вспомогательная рабочий площадки EW-5
    • 1.5 Контрольно-измерительные приборы
    • 1.6 Работа буровой установки
  • 2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
    • 2.1 Расчет потребляемой мощности буровой
    • 2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ
    • 2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ
    • 2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4
  • 3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
    • 3.1 Выбор сечений проводов и кабелей
    • 3.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ
    • 3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ
    • 3.4 Расчет токов КЗ
    • 3.5 Выбор шин
    • 3.6 Выбор выключателей
    • 3.7 Выбор разъединителей
    • 3.8 Выбор ограничителей перенапряжения
    • 3.9. Выбор трансформаторов тока
    • 3. 10 Выбор трансформаторов напряжения
    • 3. 11 Выбор предохранителей
    • 3. 12 Выбор трансформатора собственных нужд
  • 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
    • 4.1 Защита сетей 6Кв
    • 4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств
    • 4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов
    • 4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений
    • 4.5 Центральная сигнализация
    • 4.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4
      • 4.6.1 Расчет МТЗ
      • 4.6.2 Расчет дифференциальной защиты
      • 4.6.3 Газовая защита трансформатора
    • 4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит
      • 4.7.1 Расчет МТЗ
      • 4.7.2 Токовая отсечка
  • 5. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД
    • 5.1 Достоинства регулируемого электроприводом
    • 5.2 Статические преобразователи частоты
    • 5.3 Выбор управляемых выпрямителей, преобразователей частоты, системы управления приводом
  • 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
    • 6.1 Безопасность работающих
    • 6.2 Опасность поражения электрическим током
    • 6.3 Пожарная безопасность
      • 6.4 Гигиенические критерии оценки условий труда
    • 6.5 Заземляющее устройство
    • 6.6 Экологичность проекта
    • 6.7 Чрезвычайные ситуации мирного времени
    • 6.8 Выводы по разделу
  • 7. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
    • 7.1 Краткая характеристика проектных решений
    • 7.2 Определение капитальных вложений по проекту
    • 7.3 Определение текущих годовых затрат
    • 7.4 Расчет экономии затрат
    • 7.5 Определение экономической эффективности проекта
    • 7.6 Анализ чувствительности проекта к риску
    • 7.7 Выводы по разделу
  • Заключение
  • Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа является одной из важнейших звеньев энергетической программы страны. Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно сопровождаться планомерным проведением энергосберегающей политики. Добиться решения этой задачи можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Развитие нефтяной и газовой промышленности 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.

Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных методов, повышающих производительность труда.

В проекте рассмотрено энергоснабжение буровой установки
HR-5000. В установке реализованы система верхнего привода, и комплексная автоматизированная система управления. В проекте рассмотрены преимущества этих системы, оценена экономическая эффективность внедрения СВП.

1. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Особенности технологического процесса

Бурение -- это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Механическое бурение скважин осуществляется ударным и вращательным способом, но ударный способ в настоящее время практически не используется. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее. Существует несколько разновидностей вращательного бурения.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна — к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При роторном бурении мощность от двигателей передается к ротору -- специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка.

Бурение с верхним приводом. Верхний привод представляет собой подвижный вращатель, оснащенный комплексом средств механизации спускоподъемных операций. Система верхнего привода предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин при бурении. Верхний привод совмещает функции вертлюга и ротора и оснащается комплексом устройств для работы с бурильными трубами при выполнении спускоподъемных операций.

Основные преимущества применения СВП:

экономия времени в процессе наращивания труб при бурении;

уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента;

расширение (проработка) ствола скважины при спуске и подъеме инструмента;

повышение точности проводки скважин при направленном бурении;

повышение безопасности буровой бригады;

снижение вероятности выброса флюида из скважины через бурильную колонну;

облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений.

Турбинно-роторное бурение представляет из себя совмещение перечисленных выше вариантов. При вертикальном бурении забойный двигатель вращается вместе с буровой колонной двигателями системы верхнего привода. При наборе угла кривления верхний привод останавливают. Бурение производится с применением забойного двигателя, закреплённого с отклонением по отношению к буровой колонне.

1.2 Описание СВП

Подвижная часть СВП состоит из вертлюга — редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока. На верхней крышке вертлюга — редуктора установлено два асинхронных электродвигателя, управляемых с помощью преобразователя частоты. Валы электродвигателей через муфту соединены с валом редуктора. К корпусу вертлюга — редуктора крепится рама, через которую блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них — на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом — редуктором установлена система разгрузки резьбы, обеспечивающая автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. При этом исключается повреждение резьбы.

Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может разворачивать элеватор в нужную сторону: на мостки, на шурф для наращивания или в любую другую сторону при необходимости. Трубный зажим служит для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания (развинчивания) с ней ствола вертлюга. Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний привентор (механизированный двойной шаровой кран), который одновременно служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с не вращающейся части системы верхнего привода на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора. Система отклонения штропов предназначена для отвода и подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.

Наращивание колонны бурильных труб свечой длиной 28 метров позволяет устранить каждые два из трех соединений бурильных труб. Возможность вести наращивание свечой, а не одной трубкой снижает число используемых соединений, что уменьшает вероятность несчастных случаев. Силовой вертлюг позволяет в любой необходимый момент времени при спуске или подъеме инструмента элеватором в течение 2…3 минут соединить с бурильной колонной и восстановить циркуляцию бурового раствора и вращение бурильной колонны, тем самым предотвратить прихват инструмента.

При использовании отклонителя с гидравлическим забойным двигателем для измерения угла скважины свечу можно удерживать в заданном положение, что приводит к лучшей ориентации колонны и меньшему числу контрольных съемок.

1.3 Буровая установка

Буровая установка — это комплекс специализированного оборудования, выполняющего в процессе бурения скважин определенные функции. Оборудование установки размещено в следующих основных блоках

приемном мосту;

вышечно — лебедочном;

циркуляционной системы;

насосном;

компрессорном;

электрооборудования,;

дизель-электростанции,

котельной,;

блоке дополнительных емкостей,;

модуле КРУ и ФКУ,;

Все блоки установки, кроме дизель-электростанции, котельной, блока дополнительных емкостей, модуля КРУ и ФКУ, перемещаются по направляющим балкам внутри кустовой площадки. Вышечно-лебедочный блок передвигается с одной точки бурения на другую внутри куста вместе с комплектом бурильных труб, установленных на подсвечниках. Модули и блоки, образующие эшелон, между собой соединяются тягами и осями. Все блоки установки расчленяются на мелкие блоки — модули, состоящие из рам со смонтированным на них оборудованием и коммуникациями.

1.4 Привод

Привод установки — электрический: у насосов, лебедки и ротора — индивидуальный, регулируемый, постоянного тока, питаемый от промышленных электросетей через тиристорные преобразователи. У двигателей системы верхнего привода — регулируемый, переменного тока, питаемый от промышленных электросетей через тиристорные преобразователи.

В случае прекращения подачи электроэнергии от высоковольтной сети аварийное питание бурового оборудования осуществляется от резервной дизель-электрического агрегата мощностью 200 кВт, которая обеспечивает работу компрессоров, привода РПДЭ, лебедки и других вспомогательных механизмов, необходимых для подъема колонны бурильных труб в обсаженную часть скважины с целью предотвращения прихвата инструмента.

Дизель-электрический агрегат со щитами управления устанавливается на раме, имеющей утепленное укрытие, электронагреватели и разводку труб для парового обогрева. Дизель-электрический агрегат с рамой и укрытием образует энергоблок, который поставляется полной заводской сборки и устанавливается стационарно по месту. По мере разбуривания определенного числа скважин при передвижках энергоблок перемещается на другое место.

Буровая установка также комплектуется блоком топливным ТМУ-25 и передвижными опорами линий электропередач.

1.4.1 Привод буровых насосов WIRTH

Буровой нанос состоит из двигателей основного привода и всего вспомогательного оборудования, смонтированного на раме в виде полозьев.

Насос приводится в действии сзади /сверху двумя электродвигателями с общим валом. Каждый мотор оснащен своим собственным нагнетательным вентилятором с электрическим приводом, а также нагревателем. Двигатели передают свою мощность посредством двух ременных приводов на основной приводной вал.

1.4.2 Привод лебедки

Тиристорный преобразователь привода лебедки выполнен реверсивным для обеспечения работы приводного двигателя в режиме подъема, в режиме торможения при подъеме, в режиме торможения при спуске и в режиме силового спуска. Работа при спускоподъемных операциях производится без переключения шинопневматических муфт. Исключены сборки динамического торможения.

Привод лебедки ЛБУ-750Э-СНГ осуществляется от одного электродвигателя 4ПС-450−1000УХЛ2. Мощность электродвигателя через зубчатую муфту передается на ведущий вал двухскоростной зубчатой трансмиссии. С ведущего вала вращение передается через «быструю» или «тихую» передачи на вал промежуточный, далее через передачу 116/37 через шинопневматическую муфту, на вал подъемный. Таким образом, подъемный вал лебедки имеет две скорости вращения.

Переключение скоростей в трансмиссии производится обоймой зубчатой пневматическим механизмом переключения.

1.4.3 Привод ротора

Привод ротора индивидуальный осуществляется от электродвигателя постоянного тока 4ПП-450−28 ОМ2−1 взрывозащищенного исполнения через карданную передачу.

Для бесступенчатой фиксации стола ротора предусмотрена шинопневматическая муфта, выполняющая функции тормоза.

1.4.4 Привод РПД

Привод регулятора подачи долота осуществляется от электродвигателя постоянного тока 4ПФ2Б280МУХЛ2 мощностью 90 кВт. Вал электродвигателя через упругую втулочно-пальцевую муфту соединен с быстроходным валом редуктора Ц2У-400К-12,5−22У1. Тихоходный вал редуктора соединяется с ведущим валом трансмиссии зубчатой муфтой.

В случае прекращения централизованного снабжения установки привод РПД, питаемый от аварийного генератора, обеспечивает постоянное движение буровой колонны, тем самым предотвращая возможность возникновения прихвата инструмента.

1.4.5 Лебедка вспомогательная ЛВ-50-В

Привод лебедки вспомогательной осуществляется от взрывозащищенного электродвигателя АИМ180М6УХЛ 2,5 мощностью 18,5 кВт и частотой вращения 975 об/мин. Мощность от электродвигателя на быстроходный вал редуктора 1ЦЗУ-250−40−11У1 передается через предохранительную муфту. Тихоходный вал редуктора соединен с подъемным двухбарабанным валом лебедки. Малый барабан для работы с грузами подключается зубчатой муфтой. При операциях свинчивания и развинчивания труб большим барабаном малый барабан отключается.

1.5 Контрольно-измерительные приборы

Буровая установка снабжена необходимым количеством различных контрольно-измерительных приборов, позволяющих обслуживающему персоналу следить за процессом бурения, а также за нормальной работой механизмов.

1.6 Работа буровой установки

Работа буровой установки представляет собой совокупность следующих основных, взаимосвязанных процессов: спуско-подъемных операций, разрушения горной породы на забое, очистка забоя от выбуренной породы и выноса ее на поверхность по затрубному пространству на поверхность, приготовление бурового раствора и очистка его от выбуренной породы для последующего использования. В зависимости от процессов бурения в работу включается то или другое оборудование комплекса буровой установки.

Перед бурением необходимо разбурить направление под шурфовую трубу (шурф) на глубину равную длине ведущей трубы (квадрата), после чего закрепляют трубу шурфа с направляющим наконечником.

При бурении работают такие основные механизмы как: СВП, буровая лебедка, талевая система, ротор, циркуляционная система, насосы, манифольд, компрессорный блок с воздухопроводом.

Бурильная колонна присоединяется к системе верхнего привода. Подача инструмента на забой и поддержание нагрузки на долото производится при помощи регулятора подачи долота (РПД) в двух режимах: ручном и автоматическом. В ручном режиме скорость подачи инструмента на забой и нагрузка на долото задаются с пульта бурильщика сельсинным командоаппаратом вручную бурильщиком. В автоматическом режиме заданная нагрузка на долото поддерживается автоматически.

При турбинном способе бурения буровой раствор насосами через манифольд, бурильную колонну подается под давлением к забойным двигателям для вращения долота, осуществляет охлаждение, смазку инструмента и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность. Буровой раствор служит так же для крепления стенок пробуренной скважины.

Буровой насос УНБТ 950L2 позволяет подавать на забой необходимое количество до 46литров в секунду раствора под давлением до 32 МПа. Режимы выбираются в зависимости от конструкции конкретной скважины и технологии бурения.

При роторном способе бурения вращение бурильной колонны и долота осуществляется двигателями системы верхнего привода с необходимым числом оборотов. Буровой раствор давлении подается к забою при меньшем, чем при турбинном способе бурения, и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность.

По сливному трубопроводу буровой раствор с выбуренной породой подается в циркуляционную систему, где проходит 4 стадии очистки. Очищенный раствор перекачивается в емкости для бурового раствора.

Система приготовления раствора позволяет подавать в емкость свежеприготовленный раствор. Параметры бурового раствора контролируются системой технологического контроля. К буровым насосам раствор подается подпорными насосами.

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъем ее из скважины для замены долота и перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины.

При спуске и подъеме долота, наращивании бурильной колонны работают такие основные механизмы как: система верхнего привода, буровая лебедка, буровой ключ, компрессорный блок с воздухопроводом.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Расчет потребляемой мощности буровой

На буровой установке предусмотрено использование напряжений 0,69 кВ и 0,4 кВ. К электрической сети на напряжении 0,69 кВ через комплектное тиристорное устройство подключены: буровые насосы № 1 и № 2, привод ротора, буровая лебедка, двигатели верхнего привода № 1 и № 2. От сети напряжением 0,4 кВ осуществляется питание регулятора подачи долота, вспомогательной лебедки, двигатели насосов, мешалок, пескоотделителя, вибросита, освещение буровой и котельная от которой обогревается буровая установка.

Буровая установка при окончании бурения одной скважины, и переходе на новую, может быть перемещена в пределах куста. Для облегчения этого процесса предусмотрим размещение силовых трансформаторов непосредственно на подвижной платформе буровой установки. Для упрощения и ускорения процесса их подключения к промышленной питающей сети предусмотрим размещение двух комплектных распределительных устройств. Одно, неподвижное, разместим на территории куста. Второе непосредственно на буровой установке. Использование кабельной линии для присоединения КРУ-2 к КРУ-1 позволит избежать необходимости реконструкции элементов воздушной линии при каждом перемещении буровой установки.

Для питания потребителей вагон городка предусмотрим установку КТПН в непосредственной близости от них, и подключим к ней потребителей через распределительные щиты ЩР1, ЩР2, ЩР3, ЩР4.

Для определения расчётных электрических нагрузок вводного оборудования используем метод коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса используется на стадии проектирования для определения расчётной максимальной мощности питающих предприятий, цехов. Для определения расчётной мощности по этому методу необходимо знать суммарную установленную мощность потребителей Pном, коэффициент мощности cos? и коэффициент спроса Кс, а также коэффициент одновременности KОДН.

Расчётная мощность по этому методу определяется по формулам:

Рр = Кс·Ру, (2. 1)

где Kc — коэффициент спроса;

Pу — установленная мощность оборудования, кВт.

Тогда полную мощность можно найти:

Sр= Рр/cos, (2. 2)

где Pр — расчетная активная мощность оборудования, кВт;

cos — коэффициент мощности оборудования.

Реактивная мощность будет равна:

, (2. 3)

где Sр — полная расчетная мощность оборудования, кВт;

Pр — активная расчетная мощность оборудования, кВт;

Расчетный ток найдем по формуле:

Ip=Sp/Uном (2. 4)

Для снижения электрических потерь предусмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 0,69 кВ при помощи автоматизированного компенсационного устройства, поддерживающего cos? на заданном уровне. Для минимизации расходов установка будет задавать cos равным 0,97.

Буровая установка может работать в нескольких режимах: бурение, спуск и подъем инструмента. Рассчитаем энергопотребление буровой установки в каждом из этих режимов.

Расчёты произведем по формулам 2.1 — 2. 3, результаты оформим в виде таблиц:

Таблица 2. 1

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при бурении забойным двигателем

Наименование

потребителя

Pуст, кВт

Kc

Ppасч,

кВт

cosц

Qрасч,

кВар

Sрасч,

кВА

Буровой насос № 1

1000

0,9

900

0,97

225,6

927,8

Буровой насос № 2

1000

0,9

900

0,97

225,6

927,8

Буровая лебедка

1000

0,5

500

0,97

125,3

515,5

Итого:

2300

576,4

2371,1

Таблица 2. 2

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при верхним приводом

Наименование

потребителя

Pуст, кВт

Kc

Ppасч,

кВт

cosц

Qрасч,

кВар

Sрасч,

кВА

Буровой насос № 1

1000

0,9

900

0,97

250

1031,0

Буровая лебедка

1000

0,5

500

0,97

125

515,5

Двигатель СВП № 1

300

1

300

0,97

75,2

309,3

Двигатель СВП № 2

300

1

300

0,97

75,2

309,3

Итого:

2100

526,3

2164,9

Таблица 2. 3

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при подъеме и спуске оборудования

Наименование

потребителя

Pуст, кВт

Kc

Ppасч,

кВт

cosц

Qрасч,

кВар

Sрасч,

кВА

Буровой насос № 1

1000

0,9

900

0,97

250

1031,0

Буровая лебедка

1000

1

1000

0,97

250,6

1031,0

Двигатель СВП № 1

300

0,5

150

0,97

37,6

154,6

Двигатель СВП № 2

300

0,5

150

0,97

37,6

154,6

Итого:

2300

576,4

2371,1

Проанализировав энергопотребление на стороне 0,69кВ в различных режимах работы, примем максимальное значение потребляемой мощности:

Ppасч0,69 = 2300 кВт

Qрасч0,69 = 576,4 кВар

Sрасч0,69 = 2371,1 кВА

Для потребителей на стороне 0,4кВ из технологии возьмем коэффициент спроса Кс=0,65. Расчет представлен в таблице 2. 4

Таблица 2. 4

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,4кВ

Наименование

потребителя

Pуст, кВт

N

Kc

Ppасч,

кВт

cosц

Qрасч,

кВар

Sрасч,

кВА

Регулятор подачи долота (РПД)

90

1

0,65

58,50

0,75

51,59

78,00

Вспомогательная лебедка

18,5

1

0,65

12,03

0,75

10,61

16,03

Двигатели насосов № 1 и № 2

55

2

0,65

71,50

0,75

63,06

95,33

Двигатель насоса № 3

90

1

0,65

58,50

0,75

51,59

78,00

Двигатель насоса откачки

30

1

0,65

19,50

0,75

17,20

26,00

Двигатели подпорных насосов № 1 и № 2

55

2

0,65

71,50

0,75

63,06

95,33

Двигатель водяного насоса

15

1

0,65

9,75

0,75

8,60

13,00

Винтовые конвейры № 1 и № 2

7,5

2

0,65

9,75

0,75

8,60

13,00

Дегазатор

30

1

0,65

19,50

0,75

17,20

26,00

Пескоотделитель

90

1

0,65

58,50

0,75

51,59

78,00

Смеситель

5,5

1

0,65

3,58

0,75

3,15

4,77

Вибросито № 1, № 2, № 3

5

3

0,65

9,75

0,75

8,60

13,00

Мешалки 1м6, 2м6, 1м7, 2м7, 1м8, 2м8

5,5

6

0,65

21,45

0,75

18,92

28,60

Вентиляторы № 1, № 2, № 3, № 4

3

4

0,65

7,80

0,75

6,88

10,40

Нагреватели м1, м2, м3, м4, м8

0,25

5

0,65

0,81

0,75

0,72

1,08

Электрогидравлический тормоз

0,37

1

0,65

0,24

0,75

0,21

0,32

Дисковый затвор бака

0,25

1

0,65

0,16

0,75

0,14

0,22

Итого:

432,82

381,71

577,09

Расчет электрических нагрузок КТПН на стороне 0,4кВ представлен в табл. 2. 5

Таблица 2. 5

Расчет электрических нагрузок КТПН 6/ 0,4кВ

Наименование

потребителя

Pуст, кВт

Kc

Ppасч,

кВт

cosц

Qрасч,

кВар

Sрасч,

кВА

ЩР1

51

0,85

42,5

0,98

8,6

43,4

ЩР2

82

0,85

70

0,98

14,2

71,4

ЩР3

100

0,8

80

0,98

16,2

81,6

ЩР4

90

0,8

72

0,98

14,6

73,5

ЩР5

126,9

0,85

107,9

0,98

21,9

110,1

Итого:

372,4

75,6

380,0

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ

Электроприёмники первой категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприёмников первой категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприёмники второй категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприёмники третьей категории — все остальные электроприёмники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, для потребителей III категории достаточно одного источника.

Потребители на стороне 0,69кВ относятся к третьей категории надежности электроснабжения, поскольку они не содержат признаков ни первой, ни второй категорий.

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Поэтому в качестве источника питания с учетом всех допущений выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-2500/6/0,69 [2], соответствующий ГОСТ 11 920–73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.6.

Таблица 2. 6

Параметры трансформаторов ТМ — 2500/6/0,69

Параметры трансформатора

Единица измерения

Значение

Номинальная мощность, Sном

кВА

2500

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,69

Потери холостого хода, P0

кВт

3,8

Потери короткого замыкания, Pk

кВт

28

Напряжение короткого замыкания, Uk

%

6,5

Ток холостого хода, I0

%

1

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

Для тр-ра ТМ-2500/0,69:

ДР = 2500 * 0,02 = 50 кВт,

ДQ = 2500 * 0,1 = 250 кВар.

кВА < 2500 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

(2. 2)

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

В случае прекращении электроснабжения основных механизмов буровой установки возможно заклинивание буровой колонны. Это может привести к нарушению технологического процесса. Для снижения вероятности наступления данного события проектом предусмотрено использование РПД. При помощи регулятора подачи долота производится постоянное движение колонны, что значительно снижает вероятность зацепа. Двигатель РПД подключен к шинам 0,4 кВ, поэтому в проекте предусмотрено 2 источника электроснабжения.

В качестве основного источника выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-630/6/0,4 [2], соответствующий ГОСТ 11 920–73. Данные трансформаторов сведем в табл.2. 7

В качестве резервного источника питания предусмотрен дизель-генератор, рассчитанный на питание потребителей II категории. Вся прочая нагрузка в аварийном режиме автоматически отключается.

Таблица 2. 7

Параметры трансформаторов ТМ — 630/6/0,4

Параметры трансформатора

Единица измерения

Значение

Номинальная мощность, Sном

кВА

630

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,4

Потери холостого хода, P0

кВт

1,25

Потери короткого замыкания, Pk

кВт

7,6

Напряжение короткого замыкания, Uk

%

5,5

Ток холостого хода, I0

%

1,7

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

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ДР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ДQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4

Все потребители являются потребителями III категории. Выберем в качестве источника энергоснабжения комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 630кВА.

Таблица 2. 8

Параметры трансформаторов ТМ — 630/6/0,4

Параметры трансформатора

Единица измерения

Значение

Номинальная мощность, Sном

кВА

630

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,4

Потери холостого хода, P0

кВт

1,25

Потери короткого замыкания, Pk

кВт

7,6

Напряжение короткого замыкания, Uk

%

5,5

Ток холостого хода, I0

%

1,7

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

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ДР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ДQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность потребителей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор сечений проводов и кабелей

Выбор сечения проводов и кабелей производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для трансформаторов номинальный ток определится:

(3. 1)

где Sном — мощность подключаемой к трансформатору нагрузки, кВ·А;

Uном — номинальное напряжение, кВ.

Номинальный ток трансформатора ТМ — 2500/6/0,69 на стороне 6кВ:

А

Аналогичным образом произведем расчет для ТМ — 630/6/0,4 и для
КТПН-630 6/0,4:

А

Тогда ток в линии, питающей буровую, будет складываться из токов всех трансформаторов подключенных к ней, и составит:

I = I1 + … + In (3. 2)

Iвл = Iном2500 + Iном630 + Iном630 = 240 + 60 + 60 = 360 А

Iкл = Iном2500 + Iном630 = 240 + 60 = 300 А

Выбор сечений проводов ВЛ-6кВ произведем по экономической плотности [1].

Экономически целесообразное сечение:

(3. 4)

где Iрасч — расчетный ток линии на пятом году ее эксплуатации, А;

jэк — экономическая плотность тока, jэк = 1,5 А/мм2.

(3. 5)

мм2

Из полученных данных выберем провод марки АС-185/29 [2].

Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Iрасч? Iдоп или 286,5А? 520А.

Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.

Номинальный ток для трехфазных потребителей определится:

(3. 6)

где Рном — номинальная мощность электродвигателя, кВт;

Uном — номинальное напряжение, кВ;

cosц — коэффициент мощности электродвигателя.

Для двигателей верхнего привода:

Проверку по экономической плотности тока допускается не проводить для временных сооружений и для потребителей, работающих на напряжении до 1кВ. Поэтому кабельную линию и кабели для двигателей СВП проводить не будем.

Таблица 3. 1

Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов

Наименование потребителей

Расчетная мощность, кВт (кВА)

Номинальный ток, А

Ближайший больший ток кабеля, А

Сечение кабеля,

кв мм

Принятая марка кабеля

ВЛ 6кВ

3760

360

390

185/29

АС 185/29

КЛ 6кВ

3130

300

343

95

КГЭ-ХЛ 3×95 + 1×25

Двигатели СВП № 1 и № 2

2х300

670,3

800

240

3xКГН240

3.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ

Для комплектования КРУН-1 и КРУН-2 выберем комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-12ПП, изготовляемые ОАО «Промэлектроавтоматика» [5]. КСО предназначены для применения в системах электроснабжения служб нефтяной промышленности и состоит из шести ячеек.

Напряжение подводится отдельными ответвлениями: к ячейке № 1 трансформатора ТС вспомогательных приводов и к ячейке ввода № 3. В ячейке № 2 установлены измерительный трансформатор напряжения ТН, контрольно измерительная аппаратура. В ячейке № 3 устанавливаются разъединители и вакуумный выключатель ВВ ввода, через который подается напряжение на шины ячеек № 4, 5 и 6 отходящих фидеров.

3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

Для электроснабжения вагон городка выберем комплектную трансформаторную подстанцию наружной установки типа КТПН-Ин1 6/0,4 кВ производства ОАО «Московский Завод «Электрощит».

КТПН-Ин1 6/0,4 кВ представляет собой трансформаторную подстанцию тупикового типа наружной установки с одним трансформатором, с воздушными, кабельными или совмещенными вводами УВН, кабельными выводами РУНН.

В КТПН предусмотрены блокировки, обеспечивающие надежную работу оборудования и безопасность обслуживающего персонала.

Корпуса блоков выполнены в антивандальном исполнении, изготовлены из стального оцинкованного листа толщиной 1,5 мм с порошковым полимерным покрытием, имеют теплоизоляцию из минераловатного утеплителя.

В модулях (кроме трансформаторного) установлены обогреватели с автоматической системой поддержания температуры, что обеспечивает комфортные условия для обслуживающего персонала и экономное потребление энергии на собственные нужды. В модулях предусмотрена естественная вентиляция.

Номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15 543. 1−89 и ГОСТ 15 150–69, при этом:

высота над уровнем моря не более 1 ООО м;

температура окружающего воздуха от плюс 40 °C до минус 60 °C. Температура воздуха внутри КТПН должна поддерживаться не ниже плюс 5 °C;

средняя относительная влажность воздуха при эксплуатации не более 80% при температуре плюс 20 °C;

окружающая среда — атмосфера типа II по ГОСТ 15 150, при этом должна быть взрыво и пожаробезопасной, не содержащей токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, снижающих параметры КТПН.

3.4 Расчет токов КЗ

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

На рис. 3.1 приведена расчетная схема замещения.

Произведем расчет в именованных единицах, приняв за основную:

1. Sном С=1500 МВА;

2. UБ = 6,3 кВ;

3. xном C = 2,3.

Определим сопротивление энергосистемы:

(3. 7)

где Uб — основная ступень напряжения, кВ;

Sном С -мощность КЗ энергосистемы.

Рис. 3.1. Расчетная схема замещения

Сопротивление проводов и кабелей можно рассчитать по формуле:

, (3. 8)

где r0 — активное сопротивление провода;

х0 — реактивное сопротивление провода;

l — длина воздушной линии.

Для провода АС185/29 r0=0,14 Ом/км, х0=0,39 Ом/км, l = 1 км:

Для кабеля КГЭ-ХЛ 3×95 r0=0,33 Ом/км, х0=0,06 Ом/км, l = 0,2 км:

Сопротивление силового трансформатора:

, (3. 9)

где uk — напряжение короткого замыкания (см. табл. 2.3 и табл.2. 4);

Sном — мощность трансформатора (см. табл. 2.3 и табл.2. 4).

Сопротивление трансформатора ТМ-2500/6 /0,69:

Ом.

Ом.

Преобразованная схема замещения представлена на рис. 3. 2

Рис. 3.2. Преобразованная схема замещения

Сопротивление КЗ будет равно сумме сопротивлений от сопротивления системы до точки КЗ:

Xk = У (Xc. Xn) (3. 10)

Действующее значение тока КЗ (для момента начала КЗ t=0 с) в точке можно найти по формуле:

, (3. 11)

где Xk — сопротивление цепи питания точки КЗ.

Найдем ударный ток КЗ:

, (3. 12)

где kуд=1,8 — ударный коэффициент.

Двухфазное КЗ является несимметричным, поэтому для определения начального действующего значения тока Iк (2), при двухфазном КЗ в точке К-1 необходимо знать не только сопротивления прямой, но и сопротивления обратной последовательности элементов расчетной схемы, но в нашем случае — в целях упрощения расчетов сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности, принимаются равными сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности (х1к = х2к), тогда для точки К-1:

(3. 13)

Определим токи КЗ в точке К1:

XKmax = XCmax + XВЛ = 0,061 + 0,414 = 0,475

А.

А

А

Остальные расчет проделаем аналогичным образом, результаты расчетов токов КЗ занесем в табл. 3. 2

Таблица 3. 2

Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ

Xk

Iк (3), А

iуд, А

Iк (2), А

К-1

0,475

7293

6316

18 565

К-2

0,542

6391

5535

16 270

К-3

2,502

1385

1199

3524

К-4

3,682

941

815

2395

К-5

3,615

958

830

2439

3.5 Выбор шин

В качестве сборных шин выбраны алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 30×4 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет Iдоп =365 А. Условие выбора:

,

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. Шину, закрепленную на изоляторах, можно рассматривать как многопролетную балку. Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(3. 14)

где М — изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н? м;

W — момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

(3. 15)

где F — сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока КЗ, Н;

— расстояние между опорными изоляторами,

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

(3. 16)

где b, h — соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

м3

Наибольшее электродинамическое усилие:

(3. 17)

где — расстояние между токоведущими шинами, = 0,35 м;

— коэффициент формы, =1,1.

Проверим для точки К-1:

Н

Для точки К-2 проверять не будем, поскольку ударный ток в ней меньше на 20%.

Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки определим по формуле (3. 45):

Н·м

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

МПа

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

у = 2,5 МПа? удоп = 70 МПа

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

(3. 18)

где — пролет шины, =1,1 м;

— модуль упругости материала шин, для алюминия =7,2?1010 Н/м2;

— масса единицы длины шины, = 0,802 кг/м;

— момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

(3. 19)

Гц

Т. к. > 50 Гц, то явление резонанса не учитываем.

Таким образом, выбранные шинопроводы и сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:

(3. 20)

где — периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

— приведенное время КЗ.

(3. 21)

где — время действия апериодической составляющей времени КЗ;

— время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и в" = 1:

Отсюда термически стойкое сечение шин:

мм2

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. Fш * Fт, или 30*4 =120 мм2 * 69 мм²

3.6 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются:

по напряжению (Uc? Uном);

по номинальному току отключения (Iп0? Iоткл);

по термической стойкости (Bк? I?2tп);

по электродинамической стойкости (iуд? iдин).

Расчетные величины необходимые для выбора высоковольтных выключателей КРУН КТПН сведены в табл. 3.2.

Номинальный ток отключения, для выключателя — это ток КЗ (Iп0), который находится по табл. 3. 1

Далее находим тепловой импульс для выключателя Q1.

, (3. 22)

где Iп0=7,2 кА — действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К-1;

tоткл=0,16 с — время отключения вводного выключателя;

кА2с

Поскольку требования предъявляемые к выключателю Q1 самые высокие, остальные выключатели выберем по тем же параметрамДля КРУН и КТПН выберем выключатели внутренней установки — типа ВВ/TEL-10−20/630.

Таблица 3. 3

Выбор высоковольтных выключателей

Место установки выключателя по рис. 1. 1

Тип выключателя

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные выключателя

Q1. Q4

ВВ/TEL-10−12,5/630

Uc? Uном

Iрасч? Iном

Iк? Iоткл

iуд? iдин

Bк? I?2tп

6 кВ

300 А

7,2 кА

18,5 кА

8,2кА2с

10 кВ

630 А

12,5 кА

32 кА

2400 кА2с

3.7 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, для чего составим табл.3.4 [2].

Таблица 3. 4

Выбор разъединителей

Место установки

Тип разъединителя

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные разъединителя

Вне помещения

РЛНД-1−10−400 У1

Uc? Uном

Iрасч? Iном

iуд? iдин

Bк? It2t

6 кВ

300 А

18,5 кА

8,2 кА2·с

10 кВ

400 А

25 кА

4000 кА2·с

Внутри помещения

РВ-10/630

Uc? Uном

Iрасч? Iном

iуд? iдин

Bк? It2t

6 кВ

300 А

18,5 кА

8,2 кА2·с

10 кВ

630 А

20 кА

4000 кА2·с

3.8 Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения 6кВ выбираем ОПНп6/29 У1, минимальное пробивное напряжение Uпр=6,9 кВ, максимальное Uпр=12,9 кВ.

3.9 Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим табл. 3.5 [2].

Таблица 3. 5

Выбор трансформаторов тока

Место установки

Тип трансфор-матора тока

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные трансформа-тора тока

КРУН-6 кВ,

КТПН-6кВ

на ввод и отходящие линии

ТОЛ-10−0,5/10Р-300/5

Uc? Uном

6 кВ

10 кВ

Iрасч? I1ном

300 А

300 А

iуд? iдин

7,2 кА

30 кА

8,2 кА2/с

1656 кА2/с

K

60

3. 10 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в табл. 3.6 [2].

Таблица 3. 6

Выбор трансформаторов напряжения

Место установки

Тип трансфор-матора тока

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

КРУН-1

6 кВ

НАМИ-6

Uном? Uсети

Sном? S2

6кВ

-

6 кВ

100 ВМА

3. 11 Выбор предохранителей

Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения. Для их защиты выберем предохранители типа ПКТ 101−6-10−16 У1, технические данные которого представлены в табл. 3.7 [2].

Таблица 3. 7

Выбор предохранителей

Параметры

Условия выбора

Каталожные данные

Номинальное напряжение, кВ

Uном? Uсети

6

Номинальный ток, А

Iрасч? Iном

10

Номинальный ток отключения, кА

Iк? Iоткл

16

3. 12 Выбор трансформатора собственных нужд

Для обеспечения собственных нужд подстанции выберем 2 трансформатора марки ТМ-100/6.

Параметры выбранного трансформатора:

Uном=6 кВ, Sном=100 кВ·А.

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

Для обеспечения нормальной работы подстанции буровой установки предусмотрены релейные защиты трансформаторов, воздушных и кабельных линий и другого оборудования, входящего в состав сети. Питание оперативных цепей защит, автоматики, управления и сигнализации осуществляется от трансформаторов собственных нужд.

Согласно ПУЭ для трансформаторов предусмотрены защиты от:

— многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

— однофазных замыканий в обмотках;

— витковых замыканий;

— внешних КЗ;

— перегрузки;

— пониженного уровня масла.

Для защиты линий предусматриваются защиты от:

— многофазных замыканий;

— однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий исполняют в двухфазном исполнении. На линии с односторонним питанием устанавливают 2-х ступенчатую защиту. Первая ступень — токовая отсечка, вторая ступень — МТЗ. Если указанные защиты не обеспечивают селективность и необходимую чувствительность, то применяют дистанционную или дифференциальную защиту.

Несмотря на высокую надежность выполнения сборных шин подстанций и редкость возникновения на них коротких замыканий, необходимо учитывать, что повреждение сборных шин связанно с перерывом электроснабжения всех потребителей, подключенных к данным шинам.

Размеры повреждений во многом зависят от того, на сколько быстро произведено отключение сборных шин

Защита сборных шин подстанций в сетях с заземленной нейтралью выполняется от междуфазных замыканий, однофазных и многофазных замыканий на землю.

На подстанции могут возникать перенапряжения. Для защиты от перенапряжений применяются молниеотводы, вентильные и трубчатые разрядники, ограничители перенапряжения

4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

Для защиты, управления, автоматики, сигнализации сети выберем микропроцессорные цифровые устройства (далее терминалы) производства «Schaeder Автоматизация».

Применение терминалов позволяет, кроме необходимого набора защит и автоматики, использовать широкий набор дополнительных функций, имеющийся в терминалах. Отличием цифровых терминалов защиты и автоматики является цифровая обработка информации, постоянный контроль исправности устройств в целом и возможность прямого включения таких устройств в системы АСУ ТП электроснабжения без дополнительных элементов обработки информации. Кроме того, терминалы не требуют традиционного обслуживания и регулировок, повышают надежность работы устройства в целом и сокращают затраты на обслуживание.

Отдельный терминал представляет комплект необходимых элементов для защиты и управления силовых трансформаторов, отходящей линии 6кВ, секционного выключателя, шинного трансформатора напряжения, вводного выключателя, с выдачей управляющих воздействий на силовой выключатель по цепи включения и отключения, также выдачу сигналов на схему звуковой и световой сигнализации.

Конструктивно терминал выполнен в виде двухъярусной кассеты, установленной в закрытом металлическом корпусе. На задней стороне корпуса терминала расположены разъемы подключения оперативных цепей сигнализации и питания терминала, а также клеммник подключения цепей тока и разъем последовательного порта для подключения терминала в информационную сеть АСУТП или к персональному компьютеру, для настройки уставок защиты, логики работы устройств.

Все цепи РЗА, включая промежуточные реле оперативных цепей и цепей сигнализации, являются необслуживаемыми элементами с точки зрения механических и электрических регулировок.

Кроме отключения выключателя от защиты терминала, в схему управления выключателя посредством воздействия на приемные реле терминала могут быть введены сигналы устройств РЗА (АЧР, блокирование защиты по напряжению, защиты возбудительных устройств и др.).

Приемные и логические цепи терминала защищены от электромагнитного влияния электроустановок и не требуют специальных мер исключения ложной работы при эксплуатации.

Срабатывание терминала на отключение или на сигнал от собственных защит, или при внешнем воздействии, фиксируется светодиодной сигнализацией с сохранением информации при сбоях оперативного питания. Выставление уставок и логики работы защиты и автоматики терминала, а также просмотр параметров аварийного режима, просмотр состояния (срабатывания) приемных и выходных реле терминала, сигнализация аварийного режима, производится с помощью кнопок на лицевой панели, расположенной в верхней части терминала.

4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

Защита, управление, автоматика и сигнализация каждого силового трансформатора осуществляется микропроцессорным устройствам, устанавливаемым на одной панели.

Панель с размещенными на ней микропроцессорам и другим вспомогательным оборудованием, полной заводской готовности поставляются ООО «Автоматизация».

Установленный терминал SPAC-810 Т реализует следующие функции:

управление силовым выключателем;

готовую защиту силового трансформатора первой и второй ступени с действием на отключение или сигнал;

газовую защиту устройства РПН с действием на отключение;

резервную МТЗ с блокировкой по напряжению;

автоматическое включение охлаждения трансформатора;

автоматическое повторное включение (АПВ).

4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений

В шкафах выключателей вводов устанавливается терминал серии SPAC-810 В, который реализует следующие функции:

максимальную токовую защиту (далее МТЗ) с пуском по напряжению;

защиту от потери питания с контролем частоты и направления мощности;

логическую защиту сборных шин 6кВ;

защиту от дуговых замыканий на шинах6кВ;

устройство резервирования отказа выключателей (далее УРОВ);

отключение по внешнему входу от защит силовых трансформаторов подстанции;

отключение защитой минимального напряжения;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой