Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

1. Описание технологического процесса

.1 Нефтеперекачивающие станции (НПС)

Нефтеперекачивающие станции (НПС) - это комплекс сооружений, обеспечивающих перекачку нефти по нефтепроводу. По принципу работы НПС подразделяются на головные и промежуточные. На головных НПС осуществляется прием нефти от цехов нефтегазодобывающих управлений (установок по подготовке нефти, товарных парков и т.д.) или магистральных нефтепроводов, определяются количество нефти и ее качество, и начинается основной технологический процесс - перекачка нефти по трубопроводу до следующей станции.

Основными технологическими сооружениями головной НПС являются основная (главная, магистральная) насосная, подпорная насосная, резервуарный парк, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел счетчиков, узел регулирующих устройств (регуляторов давления), узел приема и пуска скребка.

Промежуточные НПС, располагаемые по трассе нефтепровода через 60-150 км, предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти, чтобы скомпенсировать потери напора в трубопроводе на трение. В состав основных технологических сооружений промежуточной станции включаются: основная насосная, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регуляторов давления, узел приема и пуска скребка, узел гашения волн давления. В отдельных случаях по технологическим соображениям на промежуточных станциях могут устанавливаться небольшие резервуарные парки. При этом устанавливаются подпорные насосы.

1.2 Технологические режимы работы нефтеперекачивающих станций

Нефтеперекачивающие станции по технологическим соображениям проектируют и эксплуатируют в различных режимах - “через резервуары”, “с подключенными резервуарами” и “из насоса в насос”.

При работе через резервуары поступающая на станцию нефть принимается в одну группу резервуаров, а из другой группы резервуаров в это же время нефть забирается подпорными насосами, подается в основные насосы и затем закачивается в магистральный нефтепровод. Такой режим обычно применяется на головных станциях нефтепроводов, где приемо-сдаточные операции выполняются на основе замеров нефти в резервуарах.

При режиме с “подключенными резервуарами” последние через приемные трубопроводы все время гидравлически связаны с потоком нефти, проходящим через станцию. Из резервуаров или в резервуары поступает только объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до станции и после нее. Если объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается постоянным, т.е. исключаются потери от “больших дыханий”. Такой режим работы применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами), обеспечивающими коммерческий учет нефти, и пробоотборниками, работающими на потоке нефти.

Режим работы “из насоса в насос” часто применяют на промежуточных станциях магистральных нефтепроводов. При этом режиме весь поток нефти подается на прием основных насосов, поэтому на станциях не устанавливаются резервуары и подпорные насосы, т.е. нефтеперекачивающие станции становятся дешевле и проще. Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют значительного подпора, что уменьшает пропускную способность нефтепровода. Для ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на промежуточных станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и применять режим “с подключенными резервуарами”. Для увеличения пропускной способности нефтепровода на промежуточных станциях можно устанавливать только подпорные насосы (без установки емкости), эти насосы должны быть рассчитаны на высокое давление на всасывании. Однако при работе “из насоса в насос” любые изменения режима работы насосной приводят к изменению давления и расхода вдоль всего магистрального трубопровода, что вызывает необходимость регулирования работы насосных на всех НПС. Кроме того, при работе “из насоса в насос” отказ оборудования на любой станции вызывает снижение пропускной способности всего трубопровода.

2. Расчёт электрических нагрузок

Расчетная схема электроснабжения

Рис. 2.1 - Расчетная схема электроснабжения

Расчет нагрузок

Расчёт электрических нагрузок ведём методом, разработанным институтом “Гипротюменьнефтегаз”.

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

 (2.1)

РР = М, при С > 0,75М (2.2)

где С = Рс =  (2.3)

 (2.4)

Рном 1 - номинальная активная мощность единичного электроприемника.

. Определяем среднюю мощность.

В данном случае на НПС используются синхронные электродвигатели. Коэффициент включения и коэффициент загрузки для данного типа электроприёмника составляет Кз =0,84, Кв=0,84.

 МВт

. Определяем максимальную мощность М:

 МВт

. Проверим условие применимости формулы для расчёта активной мощности определив отношение С к М и получим:

Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных электродвигателей определим по формуле (2.1):

МВт

Полную мощность определим по следующей формуле:

 (2.5)

Для управления током возбуждения синхронных электродвигателей мощностью до 12 500 кВт и напряжением 6 или 10 кВ ОАО «НИПОМ» предлагает цифровые возбудительные устройства ВТЦ-СД с функциями энергосбережения и обеспечения устойчивости синхронного двигателя.

Данная система полностью компенсирует реактивную мощность:

cosφ =1, следовательно tgφ =0, отсюда получаем что расчетная реактивная мощность равна:

Тогда полная расчетная мощность равна:

Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двух трансформаторные подстанции.

Учитывая результат полной мощности электродвигателей выберем трансформаторы. Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем из 100 % резервирования электроснабжения. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может быть принята Sном = 25 МВ*А. Выберем двух обмоточные масляные трансформаторы типа ТДН - 25000/110 , технические данные которых сведены в табл. 2.1.

Параметры трансформаторов ТДН - 25000/110.

Таблица 2.1 - Параметры трансформаторов ТДН - 25000/110

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.

Коэффициент загрузки трансформаторов при аварийном режиме вычисляется по формуле:

(2.6)

Вычисляем активные потери в трансформаторе по формуле:

(2.7)

МВт

Вычисляем реактивные потери в трансформаторе по формуле:

(2.8)

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

(2.9)

 МВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме вычисляется по формуле:

 (2.10)

Выбор сечений проводов и кабелей

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Произведем выбор сечения по расчетному току. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для выбора высоковольтного оборудования найдём расчетный ток:

Для синхронных двигателей:

 (2.11)

где Рном - номинальная мощность синхронного двигателя, кВт

где Uном - номинальное напряжение синхронного двигателя

сos φ - коэффициент мощности синхронного электродвигателя.

Для трансформаторов типа ТДН 25000/110 номинальный ток определяется:

(2.12)

где Sном.тр - номинальная мощность трансформатора, кВт;ном.тр - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Для трансформатора выбираем тип проводов по экономической плотности тока:

(2.13)

где jэк - экономическая плотность тока, jэк=1.3 А/мм2 :

Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ 10 кВ, в качестве расчётного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчётный ток для этого случая определим по величине расчётной мощности:

 (2.14)

где Sрасч - расчётная мощность, равная 16300 кВА.

Результаты расчета сведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Выбор сечений и марки кабелей

Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен допустимому току.

3. Расчёт токов короткого замыкания

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

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 Q5 выключен. 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 значение 100 МВ×А.

В качестве базисного напряжения принимаем напряжение высокой ступени 115кВ - Uб1=115кВ и Uб2=10,5кВ - базисное напряжение на низкой стороне 10,5кВ. Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. Ниже приведена расчётная схема:

Рис. 3.1 - Расчетная исходная 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)

Определим базисные токи (Iб) для каждой ступени трансформации:

(3.2)

 - базисный ток на высокой стороне

 - базисный ток на низкой стороне

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:

(3.3)

б) для ВЛ 1 (параметры кабеля АС 120/19):

(3.4)

где ,

(3.5)

где , ,

в) для двух обмоточных трансформаторов:

(3.6)

г) для синхронных двигателей:

(3.7)

где Sном.д - полная мощность СТД, МВ×А,

- сверхпереходное сопротивление,  = 0,2

На рис. 3.2. приведена преобразованная схема замещения

Рис. 3.2 - Преобразованная схема замещения для минимального режима нагрузки

Параметры преобразованной схемы замещения, определены следующим образом:

Суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания К-1:

Х*б4= Х*б1+ Х*б2=0,11+0,09=0,2

Отношение результирующих активного и индуктивного сопротивлений до точки К-1 составляет:

Поэтому активное сопротивление учитываем:

(3.8)

Определим периодическую составляющую тока К-1:

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ:

(3.9)

Мощность КЗ в точке К-1:

(3.10)

Суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки КЗ К-2:

(3.11)

Видно что условие выполняется, значит активным сопротивлением можно пренебречь:

Определим периодическую составляющую тока К-2:

(3.12)

Для того чтобы определить периодическую составляющую тока К-2, следует учесть подпитку от электродвигателей:

Расчет тока КЗ в точке К-2 ведем с учетом подпитки от СД. Т.к. выполняется условие: , то активным сопротивлением () можно пренебречь.

Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания:

(3.13)

Периодическая составляющая тока КЗ от СД:

(3.14)

На основании полученных результатов, результирующий ток КЗ в точке К-2:

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ.

Ударный ток КЗ в точке К-2:

(3.15)

Ударный ток КЗ от электродвигателей:

(3.16)

где куд=1,8 - принимают в сетях, где активные сопротивления не учитывают из-за их несущественного влияния на полное сопротивление цепи КЗ.

Ударный ток КЗ от энергосистемы

(3.17)

Ударный ток КЗ в точке К-2:

Мощность КЗ в К-2:

,(3.18)

(3.19)

(3.20)

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:

Ik(2) =  Ik(3)(3.21)

где Ik(3) = Ik(2)=(3.22)(2)=

Ik2(2)=(3.23)

Таблица 3.1 - Результаты расчета токов КЗ

4. Выбор оборудования

.1 Выбор ячеек КРУ-10 кВ

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 КВ-02-10 (КРУ2-10) производства ОАО «Электрон» <#"551686.files/image096.gif">; (4.1)

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.

Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

, (4.2)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н×м;- момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен

 (4.3)

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

- расстояние между опорными изоляторами,

, (4.4)

где - расстояние между токоведущими шинами, = 0,2 м;

- коэффициент формы, =1,1.

Момент сопротивления

, (4.5)

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

, (4.6)

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;

- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

 (4.7)

Т. к. , то явление резонанса не учитываем.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин

, (4.8)

где - периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

- приведенное время КЗ.

, (4.9)

где - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

- время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ  и β” = 1:

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к.

 , (4.10)

или .

Выбор изоляторов

Выберем опорные изоляторы ИО-10-3,75 II У3 предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах и распределительных устройствах номинальным напряжением сети до 10 кВ частотой до 60 Гц.

 (4.11)

с - Fрас - расчетная сила, действующая на головку изолятора при КЗ

доп - допустимая нагрузка на головку изолятора

(4.12)

Fразр - Минимальная разрушающая сила

Отсюда следует, что выбранные изоляторы удовлетворяют условиям механической прочности при коротких замыканиях на сборных шинах 10кВ

Основным несущим элементом изоляторов является стеклопластиковая труба или стержень, защищенный от внешних атмосферных воздействий кремнийорганическим оребренным покрытием. Внутренняя поверхность трубы или стержня от пробоя защищена обрезиниванием.

.4 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному исполнению и проверяются по параметрам отключения, а также на термическую и электродинамическую стойкость. Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными.

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному выполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения, а также на электродинамическую и термическую стойкость.

Для выключателей Q1, Q2: 100-SFMT-40SE:∞=20 - номинальный ток отключения, кА;п=3 - номинальная продолжительность тока, с.

Расчет теплового импульса тока при КЗ

, (4.13)

где I¥ -действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;откл - время от начала КЗ до его отключения.

откл=tз+tвык, (4.14)

где tз - время действия релейной защиты, для МТЗ tз = 0,5-1с. Примем tз =1 с. вык=0,05 с. - полное время отключения выключателя, для выключателей 100-SFMT-40SE:а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, для данной точки КЗ:откл=1+0,05=1,05 с

Т.к. при расчёте токов КЗ в точке К-1 активное сопротивление не учитывается, то . Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1, Q2

Интеграл Джоуля для Q1,Q2:

 (4.15)

Все каталожные и расчётные данные выключателей, сведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

4.5 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному исполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному току(Iном), по номинальному напряжению(Uном) и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, для чего составим таблицу:

Таблица 4.2

Тепловой импульс тока при КЗ вне помещений:

к = I∞2·tпр

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

- приведенное время КЗ, = 0,805 с.к = 6,362·0,805=32,6 кА2·с

4.6 Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим таблицу табл. 4.3.

Проверим трансформаторы тока, устанавливаемые внутри помещения на электродинамическую стойкость при КЗ

, (4.16)

где kt - кратность термической устойчивости, приводится в каталогах, kt = 50;- время термической устойчивости, приводится в каталогах, t=1 с;пр - приведенное время КЗ, tпр=0805 с;∞ - действующее значение периодической составляющей тока КЗ,∞ = 2.5 кА.

Проверим трансформаторы тока, устанавливаемые внутри помещения на термическую стойкость при КЗ

 (4.17)

Из расчета следует, что выбранные трансформаторы тока ЗРУ удовлетворяют условиям выбора.

Таблица 4.3

4.7 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора:

ном ≥ Uном. сети (4.18)

Выберем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-95, номинальное напряжение которого 10 кВ и номинальная мощность в третьем классе точности 600 В×А. Предельная мощность 1000 В×А.

4.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений нелинейные с полимерной внешней изоляцией предназначены для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования подстанций и сетей переменного тока. Ограничители перенапряжений устанавливаются в сетях переменного тока частотой 50 Гц с изолированной нейтралью и включаются параллельно защищаемому объекту.

Ограничители перенапряжений типа: ОПНп-110 УХЛ1, ОПН-РВ-10. Конструктивно ограничители перенапряжения выполнены в виде блока последовательно соединенных оксидно-цинковых варисторов, заключенного в полимерную покрышку.

Технические данные которых представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4

5. Выбор и расчет релейной защиты

.1 Выбор релейной защиты

Согласно ПУЭ для силовых трансформаторов быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих повреждений и ненормальных режимов:

от многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

от однофазных замыканий в обмотках и на выводах в сети с глухозаземлённой нейтралью;

от витковых замыканий в обмотках;

от внешних КЗ;

от перегрузок;

от однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, если отключение необходимо по требованиям безопасности (шахты, торфоразработки и т. п.).

Защита от многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю и витковых замыканий в обмотках трансформаторов осуществляется с помощью продольной дифференциальной защитой (в зависимости от мощности трансформатора). Указанные защиты действуют без выдержки времени на отключение всех выключателей.

Для защиты от внутренних повреждений в трансформаторах, которые сопровождаются разложением масла и образованием газов, применяется газовая защита. Она обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более, а также для трансформаторов меньшей мощности, если отсутствует быстродействующая защита (дифференциальная или МТЗ) с выдержкой времени не более 1 с). Применение газовой защиты обязательно на внутрицеховых подстанциях мощностью 630 кВА и выше независимо от наличия других быстродействующих защит.

МТЗ применяется для защиты от внешних многофазных К3 в обмотках и на выводах трансформатора, а также для защиты от перегрузок. МТЗ помимо своих основных функций является резервной по отношению к токовой отсечке и исполняет роль второй ступени.

Токовая отсечка в сетях с глухозаземлённой нейтралью выполняется в трехфазном исполнении, а сетях с изолированной нейтралью - в двухфазном двухрелейном исполнении.

Защита трансформатора достигается установкой блока БМРЗ-ТД-2х

5.2 Функции блока БМРЗ-ТД-2х

Чувствительная дифференциальная токовая защита;

Дифференциальная токовая отсечка;

Токовая отсечка по стороне ВН;

Резервирование при отказе выключателя;

Исполнение сигналов газовой защиты;

Управление одним или несколькими выключателями (до 6);

Управление отключением через отделитель.

5.3 Назначение и область применения

Блок БМРЗ-ТД-2х предназначен для использования в качестве основной быстродействующей защиты двухобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.

БМРЗ-ТД-2х новейшая отечественная разработка, соединяющая хорошо зарекомендовавшие себя известные принципы выполнения дифференциальных защит с оригинальными решениями, улучшающими отстройку от переходных процессов, от внешних КЗ и от бросков токов намагничивания.

Применение новейшей элементной базы и современных цифровых технологий позволило получить новое качество функционирования дифференциальной защиты: совершенные алгоритмы выравнивания токов плеч, автоматический учет текущего положения РПН трансформатора, высокое быстродействие, устойчивость и адаптивность работы в переходных режимах КЗ, сопровождающихся глубоким насыщением измерительных трансформаторов тока и броском тока намагничивания, удобство настройки и высокую стабильность параметров.

Блок БМРЗ-ТД-2х может использоваться в качестве основной защиты от всех видов КЗ в панелях защиты трансформаторов совместно с резервными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

5.4 Резервирование при отказе выключателя (УРОВ)

Сигнал "УРОВд" выдается через заданное уставкой время после выдачи сигнала на отключение выключателя при сохранении тока через отключаемый защитой выключатель.

Алгоритм УРОВ может выполняться с контролем положения выключателя на стороне высокого напряжения.

Уставки по времени: от 0,10 до 1,00 с шагом 0,01 с.

Чувствительность УРОВ по току 0.02 Iн.

Блок может выполнять команду УРОВп от других защит.

5.5 Технические характеристики

Номинальный ток Iном, A - 0,5; 1,0; 2,5; 5,0.

Количество аналоговых входов до 0,7

Термическая стойкость

длительно, 15 А

в течение 1 с, - 500 А

Диапазон измерений (действующие значения) - (0,05 - 80) Iном.

Измерения и контроль:

Фазные токи;

Тормозные токи;

Дифференциальные токи;

Максиметр дифференциальных токов;

Счётчик срабатываний защит;

Счётчик отключений выключателя с пофазной фиксацией отключаемых токов.

5.6 Технические возможности

Связь БМРЗ по стандартным последовательным каналам RS-232 с ПЭВМ и RS-485 или ВОЛС c АСУ с использованием протокола ModBUS.

Осциллографирование токов КЗ.

Осциллографирование переходных процессов при включении трансформатора.

Во время работы блоки осуществляют автоматическую самодиагностику и выдают сигнал при обнаружении неисправности.

Расширенная проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме «Тест».

Память БМРЗ, после снятия питающего напряжения, обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы.

Хранение осциллограмм, параметров аварийных событий, информации об общем количестве, а так же о времени срабатываний защит, количестве отключений выключателя обеспечивается, без питания, в течение 200 часов.

Смена конфигурации защит, блокировок и уставок осуществляется при вводе пароля с пульта блока или дистанционно.

Функция календаря и часов позволяет фиксировать время событий с дискретностью 10 мс.

5.7 Токовая отсечка

Для трансформаторов напряжением 110/10 кВ предусматриваются устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах, витковых замыканий в обмотках, от внешних КЗ , перегрузки и понижения уровня масла. Это достигается установкой МТЗ, ТО, газовой и дифференциальной защит.

Токовая отсечка является наиболее простой из всех быстродействующих защит от повреждений в трансформаторе.

Ток срабатывания ТО выбирается по двум условиям:

а) отстройки от сквозных токов КЗ, например, в точке К-1

; (5.1)

б) отстройки от бросков тока намагничивания при включении трансформатора

; (5.2)

- сквозной ток КЗ;

- коэффициент надежности, = 1,1;

- номинальный ток трансформатора.

Сквозной ток КЗ (ток при КЗ в точке К-1 на стороне высокого напряжения) равен половине тока двухфазного КЗ в точке К-2 от системы, деленной на коэффициент трансформации трансформатора.

418А;

Тогда:

а) 1,1∙418 = 459.8 А

б)

Принимаем = 0,516 кА.

Коэффициент чувствительности:

; (5.3)

нефтеперерабатывающая станция ток замыкание

Чувствительность ТО соответствует норме.

5.8 Максимальная токовая защита

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего рабочего тока

 5.4)

где - коэффициент надежности, примем =1,2;

- коэффициент возврата реле, =0,85;

 - максимальный рабочий ток трансформатора,

133,6 А

 188,6 А;

Коэффициент чувствительности для МТЗ:

 (5.5)

На рисунке 5.5 приведена схема включения трансформаторов тока для МТЗ.

5.9 Дифференциальная защита

Порядок расчета дифференциальной защиты следующий.

Ток срабатывания дифференциальной защиты рассчитывают по двум условиям:

а) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора

 (5.6)

где Кн - коэффициент надежности, зависит от типа реле, для цифровых реле Кн=1,1;н - номинальный ток силового трансформатора.

 1,1∙133,6 = 0,074 кА

б) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ

 (5.7)

где Iнб.расч - ток небаланса, протекающий в защите при сквозном КЗ, приведенный к главным цепям.

1,1∙3,195 = 3,51 кА

Расчетное значение тока небаланса можно определить по формуле

 (5.8)

где Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, при защите силовых трансформаторов Кодн = 1;

Ка - коэффициент, учитывающий влияния периодических составляющих: Ка = 2;

ε - относительная погрешность трансформаторов тока, в расчетах принимается ε = 0.1;

ΔUр - относительная погрешность обусловленная РПН принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения, ΔUр=0.1.

 (1∙2∙0,1 +0,1)∙10,65 = 3,195 кА

Ток срабатывания защиты выбирается по наибольшему из двух полученных значений.

Ток срабатывания реле

; (5.9)

3510= 30,9 А

Для дифференциальной защиты, полученный ток срабатывания реле является током уставки.

Чувствительность дифференциальной защиты определяется при КЗ в пределах защищаемой зоны, когда токи КЗ имеют минимально возможные значения. Коэффициент чувствительности

 (5.10)

где Iк - ток реле при КЗ в зоне защиты;

Принимаем Iк за расчётный, т.е. 133,6 А.р - ток срабатывания реле.

5.10 Газовая защита трансформатора

Все трансформаторы мощностью 6300 кВ×А и более имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды его внутренних повреждений, а также действует при утечке масла из бака. Схема газовой защиты приведена на рис. 5.1. В качестве газового реле используем реле РГЧ - 65.

Рис. 5.1 - Схема газовой защиты трансформатора

Схема работает следующим образом: при незначительных повреждениях объем выделяющихся газов и скорость их выделения не велики, слабое газообразование сопровождается накоплением газов под крышкой реле и вытеснением оттуда масла. В результате этого верхний поплавок замыкает свой контакт KSG1 в цепи сигнала. При коротком замыкании, когда возникает турбулентное движение масла, или при утечке масла замыкаются контакты нижнего поплавка KSG2 и защита без выдержки времени отключает выключатели.

5.11 Защита от перегрузки

Выполняется с помощью реле тока, включенного в одну фазу, и реле времени, действует на сигнал. Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

; (5.11)

где коэффициент надежности Кн = 1,1, Кв = 0,96.

153 А

Ток срабатывания реле

; (5.12)

 А

Заключение

В ходе работы был проведен расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 110/10 кВ при НПС, с помощью методики, разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз: «Метод Вероятностного Моделирования». По результатам расчетов был выбран силовой трансформатор ТДН 25000/110.

Выполнен расчет токов короткого замыкания и по полученным результатам было выбрано необходимое оборудование и типовые ячейки КРУ-10 кВ, к которым относятся:

высоковольтные выключатели марки 100-SFMT-40SE и BB/TEL-10-20/1000-У2

разъединителей марки РД-110 и РВ-10/1000;

трансформаторов тока марки ТОГ-110-II-I-У1 и ТОЛ-СЭЩ-10;

трансформаторов напряжения марки НАМИ-10-95;

ограничителей перенапряжения марки ОПНп-110 УХЛ1 и ОПН-РВ-10;

типовых ячеек КРУ марки КВ-02-10 (КРУ2-10);

сборные шины марки ШАТ 80х6.

Выбор всего оборудования и расчет релейной защиты были выполнены по требования ПУЭ. Кроме того, были приведены линейная схема электроснабжения НПС и схема подключения микропроцессорной защиты БМРЗ-ТД-2х

Литература

1.      Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий.- М.: 1979. - 431 с.

2.      Червяков Д.М., Ведерников В.А. Пособие к курсовому и дипломному проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособ. - Тюмень, ТюмГНГУ, 1996. - 119 с.

.        Положение по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири. - М.: 1986. - 13 с.

.        Неклепаев Б.Н. , Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

.        Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 656 с.

.        Справочник по электрическим сетям 0,4-35кВ и 110-1150кВ / Под общ. ред. Е.Ф. Макарова.