Учебная работа. Разработка системы электроснабжения буровой установки

1.4.2 Привод лебедки

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

Привод лебедки ЛБУ-750Э-СНГ (Содружество Независимых Государств — региональная международная организация (международный договор), призванная регулировать отношения сотрудничества между государствами, ранее входившими в состав СССР) осуществляется от 1-го электродвигателя 4ПС-450-1000УХЛ2. Мощность электродвигателя через зубчатую муфту передается на ведущий вал двухскоростной зубчатой коробки. С ведущего вала вращение передается через «резвую» либо «тихую» передачи на вал промежный, дальше через передачу 116/37 через шинопневматическую муфту, на вал подъемный. Таковым образом, подъемный вал лебедки имеет две скорости вращения.

Переключение скоростей в коробки делается обоймой зубчатой пневматическим механизмом переключения.

1.4.3 Привод ротора

Привод ротора личный осуществляется от электродвигателя неизменного тока 4ПП-450-28 ОМ2-1 взрывозащищенного выполнения 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 неизменного 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 коробки зубчатой муфтой.

В случае прекращения централизованного снабжения установки привод РПД, питаемый от аварийного генератора, обеспечивает неизменное движение буровой колонны, тем предотвращая возможность появления 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 о/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 огромным барабаном малый барабан отключается.

1.5 Контрольно-измерительные приборы

Буровая установка снабжена нужным количеством разных контрольно-измерительных устройств, позволяющих обслуживающему персоналу смотреть за действием бурения, также за обычной работой устройств.

1.6 Работа буровой установки

Работа буровой установки представляет собой совокупа последующих главных, взаимосвязанных действий: спуско-подъемных операций, разрушения горной породы на забое, чистка забоя от выбуренной породы и выноса ее на поверхность по затрубному месту на поверхность, изготовление бурового раствора и чистка его от выбуренной породы для следующего использования. Зависимо от действий бурения в работу врубается то либо другое оборудование комплекса буровой установки.

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

При бурении работают такие главные 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 перегрузки на долото делается с помощью регулятора подачи долота (РПД) в 2-ух режимах: ручном и автоматическом. В ручном режиме скорость подачи инструмента на забой и перегрузка на долото задаются с пульта бурильщика сельсинным командоаппаратом вручную бурильщиком. В автоматическом режиме данная перегрузка на долото поддерживается автоматом.

При турбинном методе бурения буровой раствор насосами через манифольд, бурильную колонну подается под давлением к забойным движкам для вращения долота, производит остывание, смазку инструмента и выносит по затрубному месту выбуренную породу на поверхность. Буровой раствор служит так же для крепления стен пробуренной скважины.

Буровой насос УНБТ 950L2 дозволяет подавать на забой нужное количество до 46л. за секунду раствора под давлением до 32 МПа. Режимы выбираются зависимо от конструкции определенной скважины и технологии бурения.

При роторном методе бурения вращение бурильной колонны и долота осуществляется движками системы верхнего привода с нужным числом оборотов. Буровой раствор давлении подается к забою при наименьшем, чем при турбинном методе бурения, и выносит по затрубному месту выбуренную породу на поверхность.

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

Система изготовления раствора дозволяет подавать в емкость свежеприготовленный раствор. характеристики 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 подмены долота и перед спуском обсадной колонны опосля заслуги нужной глубины.

При спуске и подъеме долота, наращивании бурильной колонны работают такие главные 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 предвидено внедрение напряжений 0,69 кВ и 0,4 кВ. К электронной сети на напряжении 0,69 кВ через комплектное тиристорное устройство подключены: буровые насосы №1 и №2, привод ротора, буровая лебедка, движки верхнего привода №1 и №2. От сети напряжением 0,4 кВ осуществляется питание регулятора подачи долота, вспомогательной лебедки, движки насосов, мешалок, пескоотделителя, вибросита, освещение буровой и котельная от которой обогревается буровая установка.

Буровая установка при окончании бурения одной скважины, и переходе на новейшую, быть может перемещена в границах кустика. Для облегчения этого процесса предусмотрим размещение силовых трансформаторов конкретно на подвижной платформе буровой установки. Для упрощения и убыстрения процесса их подключения к промышленной питающей сети предусмотрим размещение 2-ух комплектных распределительных устройств. Одно, недвижное, разместим на местности кустика. 2-ое конкретно на буровой установке. Внедрение кабельной полосы для присоединения КРУ-2 к КРУ-1 дозволит избежать необходимости реконструкции частей воздушной полосы при любом перемещении буровой установки.

Для питания потребителей вагон города предусмотрим установку КТПН в конкретной близости от их, и подключим к ней потребителей через распределительные щиты ЩР1, ЩР2, ЩР3, ЩР4.

Для определения расчётных электронных нагрузок вводного оборудования используем способ коэффициента спроса. Способ коэффициента спроса употребляется на стадии проектирования для определения расчётной наибольшей мощности питающих компаний, цехов. Для определения расчётной мощности по этому способу нужно знать суммарную установленную мощность потребителей Pном, коэффициент мощности cos? и коэффициент спроса Кс, также коэффициент одновременности KОДН.

Расчётная мощность по этому способу определяется по формулам:

Рр = Кс·Ру, (2.1)

где Kc — коэффициент спроса;

Pу — установленная мощность оборудования, кВт.

Тогда полную мощность можно отыскать:

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 понижения электронных утрат предусмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 0,69 кВ с помощью автоматического компенсационного устройства, поддерживающего cos ? на данном 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 любом из этих режимов.

Расчёты произведем по формулам 2.1 — 2.3, результаты оформим в виде таблиц:

Таблица 2.1

Расчет электронных нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при бурении забойным движком

Наименование

пользователя

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 электронных нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при верхним приводом

Наименование

пользователя

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

движок СВП №1

300

1

300

0,97

75,2

309,3

Движок СВП №2

300

1

300

0,97

75,2

309,3

Итого:

2100

526,3

2164,9

Таблица 2.3

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

Наименование

пользователя

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

движок СВП №1

300

0,5

150

0,97

37,6

154,6

Движок 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 разных режимах работы, примем наибольшее 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 электронных нагрузок буровой на стороне 0,4кВ

Наименование

пользователя

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

Движки насосов №1 и №2

55

2

0,65

71,50

0,75

63,06

95,33

движок насоса №3

90

1

0,65

58,50

0,75

51,59

78,00

Движок насоса откачки

30

1

0,65

19,50

0,75

17,20

26,00

Движки подпорных насосов №1 и №2

55

2

0,65

71,50

0,75

63,06

95,33

движок водяного насоса

15

1

0,65

9,75

0,75

8,60

13,00

Винтообразные 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 электронных нагрузок КТПН на стороне 0,4кВ представлен в табл. 2.5

Таблица 2.5

Расчет электронных нагрузок КТПН 6/ 0,4кВ

Наименование

пользователя

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 группы — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, опасность для сохранности страны, значимый вещественный вред, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо принципиальных частей коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприёмников первой группы выделяется особенная группа электроприёмников, бесперебойная работа которых нужна для безаварийного останова производства с целью предотвращения опасности жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприёмники 2-ой группы — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, устройств и промышленного транспорта, нарушению обычной деятель значимого количества городских и сельских обитателей.

Электроприёмники третьей группы — все другие электроприёмники, не подпадающие под определения первой и 2-ой категорий.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независящих источника электроснабжения, для потребителей III группы довольно 1-го источника.

Пользователи на стороне 0,69кВ относятся к третьей группы надежности электроснабжения, так как они не содержат признаков ни первой, ни 2-ой категорий.

Число трансформаторов выбирается из суждений надежности зависимо от группы электроснабжения потребителей. Потому в качестве источника питания с учетом всех допущений выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-2500/6/0,69 [2], соответственный ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.6.

Таблица 2.6

характеристики трансформаторов ТМ — 2500/6/0,69

Характеристики трансформатора

Единица измерения

Номинальная мощность, Sном

кВА

2500

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,69

Утраты холостого хода, P0

кВт

3,8

Утраты недлинного замыкания, Pk

кВт

28

Напряжение недлинного замыкания, Uk

%

6,5

ток холостого хода, I0

%

1

Проверим, подступают ли избранные трансформаторы с учетом утрат. Активные утраты составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные утраты 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

Как следует, 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 главных устройств буровой установки может быть заклинивание буровой колонны. Это может привести к нарушению технологического процесса. Для понижения вероятности пришествия данного действия проектом предвидено внедрение РПД. С помощью регулятора подачи долота делается неизменное движение колонны, что существенно понижает возможность зацепа. движок РПД подключен к шинам 0,4 кВ, потому в проекте предвидено 2 источника электроснабжения.

В качестве основного источника выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-630/6/0,4 [2], соответственный ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.7

В качестве запасного источника питания предусмотрен дизель-генератор, рассчитанный на питание потребителей II группы. Вся иная перегрузка в аварийном режиме автоматом отключается.

Таблица 2.7

Характеристики трансформаторов ТМ — 630/6/0,4

характеристики трансформатора

Единица измерения

Номинальная мощность, Sном

кВА

630

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,4

Утраты холостого хода, P0

кВт

1,25

Утраты недлинного замыкания, Pk

кВт

7,6

Напряжение недлинного замыкания, Uk

%

5,5

ток холостого хода, I0

%

1,7

Проверим, подступают ли избранные трансформаторы с учетом утрат. Активные утраты составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные утраты 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 движков с учетом утрат в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Как следует, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

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

Все пользователи являются пользователями III группы. Выберем в качестве источника энергоснабжения комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 630кВА.

Таблица 2.8

характеристики трансформаторов ТМ — 630/6/0,4

Характеристики трансформатора

Единица измерения

Номинальная мощность, Sном

кВА

630

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн

кВ

6

Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн

кВ

0,4

Утраты холостого хода, P0

кВт

1,25

Утраты недлинного замыкания, Pk

кВт

7,6

Напряжение недлинного замыкания, Uk

%

5,5

ток холостого хода, I0

%

1,7

Проверим, подступают ли избранные трансформаторы с учетом утрат. Активные утраты составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные утраты 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 утрат в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Как следует, 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 создают зависимо от ряда технических и экономических причин. Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для трансформаторов номинальный ток обусловится:

(3.1)

где Sном — мощность подключаемой к трансформатору перегрузки, 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 полосы, питающей буровую, будет складываться из токов всех трансформаторов присоединенных 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 полосы на 5-ом году ее эксплуатации, А;

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

(3.5)

мм2

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

Условие проверки по допустимой токовой перегрузке по нагреву:

Iрасч ? Iдоп либо 286,5А ? 520А.

Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.

Номинальный ток для трехфазных потребителей обусловится:

(3.6)

где Рном — номинальная мощность электродвигателя, кВт;

Uном — номинальное напряжение, кВ;

cosц — коэффициент мощности электродвигателя.

Для движков верхнего привода:

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

Таблица 3.1

Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов

Наименование потребителей

Расчетная мощность, кВт (кВА)

Номинальный ток, А

Ближний 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

Движки 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 внешной установки КРУН-12ПП, изготовляемые ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Промэлектроавтоматика» [5]. КСО предусмотрены для внедрения в системах электроснабжения служб нефтяной индустрии и состоит из 6 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 инсталлируются разъединители и вакуумный выключатель ВВ (то есть внутренние войска) ввода, через который подается напряжение на шины ячеек № 4, 5 и 6 отходящих фидеров.

3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

Для электроснабжения вагон города выберем комплектную трансформаторную подстанцию внешной установки типа КТПН-Ин1 6/0,4 кВ производства ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Столичный Завод «Электрощит».

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

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

Корпуса блоков выполнены в антивандальном выполнении, сделаны из железного покрытого цинком листа шириной 1,5 мм с порошковым полимерным покрытием, имеют теплоизоляцию из минераловатного утеплителя.

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

Номинальные значения погодных причин по ГОСТ 15543.1-89 и ГОСТ 15150-69, при всем этом:

высота над уровнем моря не наиболее 1 ООО м;

температура окружающего воздуха от плюс 40 °С до минус 60 °С. температура воздуха снутри КТПН обязана поддерживаться не ниже плюс 5 °С;

средняя относительная влажность воздуха при эксплуатации не наиболее 80 % при температуре плюс 20 °С;

окружающая среда — атмосфера типа II по ГОСТ 15150, при всем этом обязана быть взрыво и пожаробезопасной, не содержащей токопроводящей пыли, брутальных газов и паров в концентрациях, снижающих характеристики КТПН.

3.4 Расчет токов КЗ

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

На рис.3.1 приведена 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. Схема замещения

Сопротивление проводов и кабелей можно высчитать по формуле:

, (3.8)

где r0 — активное сопротивление провода;

х0 — реактивное сопротивление провода;

l — длина воздушной полосы.

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 недлинного 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.

Перевоплощенная схема замещения представлена на рис. 3.2

Рис.3.2. Перевоплощенная 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 отыскать 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, потому для определения исходного работающего значения тока Iк(2), при двухфазном КЗ в точке К-1 нужно знать не только лишь сопротивления прямой, да и сопротивления оборотной последовательности частей расчетной схемы, но в нашем случае — в целях упрощения расчетов сопротивления частей схемы замещения оборотной 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

Другие 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

18565

К-2

0,542

6391

5535

16270

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 дюралевые шины прямоугольного сечения размером 30х4 мм. Продолжительно 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 разглядывать как многопролетную опору. Наибольшее напряжение в сплаве при извиве:
(3.14)

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

W — момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для умеренно нагруженной многопролетной балки равен:

(3.15)

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

— расстояние меж опорными изоляторами,

момент сопротивления при расположении шин плашмя:

(3.16)

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

м3

Наибольшее электродинамическое усилие:

(3.17)

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

— коэффициент формы, =1,1.

Проверим для точки К-1:

Н

Для точки К-2 инспектировать не будем, так как ударный ток в ней меньше на 20%.

Тогда изгибающий момент для умеренно нагруженной многопролетной балки определим по формуле (3.45):

Н·м

Тогда наибольшее напряжение в сплаве при извиве:

МПа

Допустимое напряжение при извиве для дюралевых шин 70 МПа.

у = 2,5 МПа ? удоп = 70 МПа

Как следует, избранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки способности появления механического резонанса в шинах определим частоту вольных колебаний шин:

(3.18)

где — просвет 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 извива.

(3.19)

Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)

Т. к. > 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ), то явление резонанса не учитываем.

Таковым образом, избранные шинопроводы и сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Проверим шины на тепловую стойкость к токам КЗ.

Мало допустимое сечение дюралевых шин:

(3.20)

где — повторяющаяся составляющая тока КЗ в точке КЗ;

— приведенное время КЗ.

(3.21)

где — время деяния апериодической составляющей времени КЗ;

— время деяния повторяющейся составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и в” = 1:

Отсюда термически стойкое сечение шин:

мм2

Избранные шины удовлетворяют условиям тепловой стойкости, т.к. Fш * Fт, либо 30*4 =120 мм2 * 69 мм2

3.6 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются:

по напряжению (Uc ? Uном);

по номинальному току отключения (Iп0 ? Iоткл);

по тепловой стойкости (Bк ? I?2tп);

по электродинамической стойкости (iуд ? iдин).

Расчетные величины нужные 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

Дальше находим термический импульс для выключателя Q1.

, (3.22)

где Iп0=7,2 кА — действующее

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

кА2с

Так как требования предъявляемые к выключателю Q1 самые высочайшие, другие выключатели выберем по этим же параметрамДля КРУН и КТПН выберем выключатели внутренней установки — типа ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10-20/630.

Таблица 3.3

Выбор высоковольтных выключателей

пространство установки выключателя по рис. 1.1

Тип выключателя

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные выключателя

Q1..Q4

ВВ (то есть внутренние войска)/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 базе сопоставления расчетных и каталожных данных, для что составим табл.3.4 [2].

Таблица 3.4

Выбор разъединителей

пространство 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

Снутри 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 избираем ОПНп_6/29 У1, малое пробивное напряжение Uпр=6,9 кВ, наибольшее Uпр=12,9 кВ.

3.9 Выбор трансформаторов тока

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

Таблица 3.5

Выбор трансформаторов тока

Пространство установки

Тип трансфор-матора тока

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные трансформа-тора тока

КРУН-6 кВ,

КТПН-6кВ

на ввод и отходящие полосы

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 выполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в табл. 3.6 [2].

Таблица 3.6

Выбор трансформаторов напряжения

пространство 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

характеристики

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.

характеристики избранного трансформатора:

Uном=6 кВ, Sном=100 кВ·А.

4. РЕЛЕЙНАЯ защита И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

Для обеспечения обычной 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;

— наружных КЗ;

— перегрузки;

— пониженного уровня масла.

Для защиты линий предусматриваются защиты от:

— многофазных замыканий;

— однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий исполняют в двухфазном выполнении. На полосы с однобоким питанием устанавливают 2-х ступенчатую защиту. 1-ая ступень — токовая отсечка, 2-ая ступень — МТЗ. Если обозначенные защиты не обеспечивают селективность и нужную чувствительность, то используют дистанционную либо дифференциальную защиту.

Невзирая на высшую надежность выполнения сборных шин подстанций и уникальность появления на их маленьких замыканий, нужно учесть, что повреждение сборных шин связанно с перерывом электроснабжения всех потребителей, присоединенных к данным шинам.

размеры повреждений почти во всем зависят от того, на сколько стремительно произведено отключение сборных шин

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

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

4.2 Многофункциональные индивидуальности микропроцессорных устройств

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

Применение терминалов дозволяет, не считая нужного набора защит и автоматики, применять широкий набор доп функций, имеющийся в терминалах. Различием цифровых терминалов защиты и автоматики является цифровая обработка инфы, неизменный контроль исправности устройств в целом и возможность прямого включения таковых устройств в системы АСУ ТП электроснабжения без доп частей обработки инфы. Не считая того, терминалы не требуют обычного обслуживания и регулировок, увеличивают надежность работы устройства в целом и уменьшают издержки на сервис.

Отдельный терминал представляет набор нужных частей для защиты и управления силовых трансформаторов, отходящей полосы 6кВ, секционного выключателя, шинного трансформатора напряжения, вводного выключателя, с выдачей управляющих действий 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 железном корпусе. На задней стороне корпуса терминала размещены разъемы подключения оперативных цепей сигнализации и питания терминала, также клеммник подключения цепей тока и разъем поочередного порта для подключения терминала в информационную сеть АСУТП либо к индивидуальному компу, для опции уставок защиты, логики работы устройств.

Все цепи РЗА, включая промежные реле оперативных цепей и цепей сигнализации, являются необслуживаемыми элементами исходя из убеждений механических и электронных регулировок.

Не считая отключения выключателя от защиты терминала, в схему управления выключателя средством действия 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 воздействия электроустановок и не требуют особых мер исключения неверной работы при эксплуатации.

Срабатывание терминала на отключение либо на сигнал от собственных защит, либо при наружном действии, фиксируется светодиодной сигнализацией с сохранением инфы при сбоях оперативного питания. Выставление уставок и логики работы защиты и автоматики терминала, также просмотр характеристик аварийного режима, просмотр состояния (срабатывания) приемных и выходных реле терминала, сигнализация аварийного режима, делается при помощи клавиш на лицевой панели, расположенной в верхней части терминала.

4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

защита, управление, автоматика и сигнализация всякого силового трансформатора осуществляется микропроцессорным устройствам, устанавливаемым на одной панели.

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

Установленный терминал SPAC-810 Т реализует последующие функции:

управление силовым выключателем;

готовую защиту силового трансформатора первой и 2-ой ступени с действием на отключение либо сигнал;

газовую защиту устройства РПН с действием на отключение;

запасную МТЗ с блокировкой по напряжению;

автоматическое включение остывания трансформатора;

автоматическое повторное включение (АПВ).

4.4 защита, управление, автоматика и сигнализация главных присоединений

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

наивысшую токовую защиту (дальше МТЗ) с запуском по напряжению;

защиту от утраты питания с контролем частоты и направления мощности;

логическую защиту сборных шин 6кВ;

защиту от дуговых замыканий на шинах6кВ;

устройство резервирования отказа выключателей (дальше УРОВ);

отключение по наружному входу от защит силовых трансформаторов подстанции;

отключение защитой малого напряжения;

]]>