Электрооборудование нефтяной промышленности

Рис. 1.2. Радиальные схемы сетей напряжением выше 1000 В:

а — питание по одной линии; б — питание с резервированием; а — питание по линиям с.- выключателями на питающих концах

Рис. 1.3. Магистральные схемы сетей напряжением выше 1000 В:

Если рассматривают два варианта с первоначальными капи­ тальными вложениями К\ и Къ и ежегодными эксплуатационны­ ми расходами С\ и С2, то во всех случаях наиболее экономичным будет тот вариант, у которого и капитальные вложения, и еже­ годные расходы будут меньше, например, первый, если К\<.К.2 и С ,< С 2.

22

В тех случаях, когда капитальные вложения у одного вари­ анта оказываются больше (К1 Ж 2 ), а эксплуатационные расхо­ ды меньше (Ci<<C2), например за счет увеличения площади се­ чения проводов сетей и уменьшения потерь энергии в них, при­ менения более долговечных и более дорогостоящих опор, наибо­ лее выгодный вариант выбирают на основе определения срока окупаемости капитальных вложений Т0. Под Т0 понимается вре­ мя, в течение которого увеличение капитальных вложений ком­ пенсируется экономией на ежегодных расходах

Величина Та сопоставляется с нормативным сроком окупае­ мости Том. Если Т о>Т 0м, следует принять вариант с меньшими капитальными вложениями, если Т0<С.Т0м, выгоден вариант с большими вложениями. Если Т0 = Т0.п, оба варианта равноценны. Для расчетов в области энергетики нормативный срок окупае­ мости Том установлен равным 8,33 года.

При сравнении более двух вариантов применяется следую­ щая формула:

где 3 — расчетные затраты, представляющие собой сумму еже­ годных эксплуатационных расходов С и произведения рн=1/Т0м, называемого нормативным коэффициентом эффективности, на величину первоначальных капитальных вложений К. Наиболее выгодный вариант характеризуется минимумом расчетных затрат.

В частности, при выборе площади сечения провода линии наиболее выгодной, с экономической точки зрения, будет пло­ щадь, которая соответствует условию минимума расчетных за­ трат. Площадь такого сечения q3 называется экономической.

Для определения дъ согласно ПУЭ следует пользоваться фор­ мулой

где / Р — расчетная сила тока нагрузки на проводник; /э — эконо­ мическая плотность тока (А/мм2), которая зависит от материала провода, конструкции линии, числа часов использования макси­ мума нагрузки за год Тг (табл. 1.1).

По экономической плотности тока согласно ПУЭ рассчитыва­ ются площади сечения проводов всех электрических линий, за исключением проводов сетей промышленных предприятий напря­ жением до 1000 В при использовании максимума нагрузки до 4000—5000 ч/год; проводов ответвлений к отдельным электро­ приемникам напряжением до 1000 В; осветительных сетей; про-

23

Т а б л и ц а 1.1 Значения экономической плотности тока

водов сетей временных сооружений и сооружений со сроком службы до 3—5 лет (например, для питания буровых установок).

Протекающий по проводу с активным сопротивлением г ток I выделяет в нем за время t тепловую энергию Q = I2rt (Дж), что приводит к нагреву провода до определенной температуры. Эта температура не должна превышать допустимой для прово­ дов данной марки или линии данной конструкции. Допустимая температура определяется условиями надежной работы контакт­ ных соединений и изоляции провода. В частности, длительно до­ пустимые температуры 0AOn и кратковременно допустимые тем­ пературы 0'доп при перегрузках имеют соответственно значения (в °С ):

После включения провода под напряжение протекающий по нему ток постепенно повышает температуру 0 провода, которая изменяется в функции времени t по закону

где 0о — температура окружающей среды; 0тах — максимальная установившаяся температура провода; Тя— постоянная времени нагрева, зависящая от теплоемкости провода и интенсивности теплоотдачи в окружающую среду.

24

тепловая энергия, выделяемая в проводе, отдается в окружаю­ щую среду, и дальнейший нагрев провода прекращается.

Соответствующая допустимой температуре 0доп —0тах СИЛЗ тока называется предельно допустимой по нагреву /доп.

Предельно допустимая сила тока провода по условиям на­ грева зависит от температуры окружающей среды, условий охла­ ждения провода (вида изоляции, способа прокладки), удельной электропроводности провода и диаметра его.

Для определения /доп пользуются таблицами, составленными для различных проводов и кабелей в зависимости от условий их прокладки. Эти таблицы приводятся в ПУЭ. Таблицы составле­ ны для определенных температур окружающей среды 0О, напри­ мер для 25 °С — при открытой и защищенной прокладке прово­ дов, кабелей, шин в воздухе в помещении, для 25 °С — для воз­ душных линий, для 15°С — при прокладке одного кабеля непо­ средственно в земле. При выборе или проверке проводов по на­ греву найденное из этих таблиц значение /доп сравнивают с рас­ четным. Условие выбора площади сечения провода по нагреву

При выборе площади сечений проводов и кабелей для пита­ ния отдельных электроприемников в левую часть формулы (1.17) подставляют номинальный ток / НОм, а для линий с корот­ козамкнутым асинхронным двигателем во взрывоопасных зонах

подставляют 1,25/ НОм.

Потеря напряжения в линии определяется как арифметиче­ ская разность между абсолютными значениями напряжений в начале и в конце линии. В линиях постоянного тока потеря на­ пряжения равна падению напряжения, т. е. разности потенциа­ лов между началом и концом линии. В линиях переменного тока потеря напряжения отличается от падения напряжения, опреде­ ляемого геометрической разностью векторов напряжений в на­ чале и в конце линии.

Для подачи к электроприемникам напряжения, близкого к номинальному, в числе прочих мер площадь сечения проводни­ ков следует выбирать таким образом, чтобы потеря напряжения в нем не превышала некоторого допустимого значения. Так как отклонения напряжения зависят от потерь напряжения и одно­ временно с ограничением последних принимаются меры по регу­ лированию напряжения трансформаторов путем изменения их коэффициентов трансформации, расчет местных сетей на потерю напряжения дает возможность обеспечить отклонения, не выхо­ дящие за допустимые пределы. Соответственно и выбираются допустимые потери напряжения в элементах сети для каждого конкретного случая. Практически потеря напряжения принима­

25

ется: в воздушных линиях напряжением 6— 10—35 кВ — 8%, в кабельных — 6%, в сетях 380 и 220 В на всем их протяжении (от ТП до последнего электроприемника) — 5—6% от номиналь­ ного напряжения.

Потерю напряжения в линии, т. е. арифметическую разность между напряжением в начале и в конце линии с достаточной точностью можно определить по формуле:

где I— длина линии, км; г0 и х0— активное и индуктивное сопро­ тивления 1 км одной фазы линии, Ом/км; /р— сила тока на­ грузки, А. Если известна передаваемая мощность Рр (в кВт), то силу тока нагрузки / р определяют по формуле

где U„ом — номинальное (линейное) напряжение линии электро­ передачи, кВ.

Для приближенного расчета можно пользоваться упрощенной формулой, в которой приняты соэф = 0,8 и хо = 0,4 Ом/км

площадь сечения провода, мм2; а и b— расчетные коэффициен­ ты: а — для медных проводов 1430, для алюминиевых 2360; b — для воздушных линий 24, для кабелей 6— 10 кВ — 4,5.

Для двухпроводных линий однофазного тока потеря напря­

жения может быть найдена по формуле (1.18), в которой УЗ должен быть заменен цифрой 2.

Площадь сечения провода должна удовлетворять условию (1.15), за исключением отмеченных случаев, когда экономиче­ ская плотность тока не учитывается, и условию (1.17), а также обеспечивать при данных длине линии и материале провода от­ сутствие превышения допустимой потери напряжения.

Для различных материалов провода и конструкции линий ПУЭ регламентируется минимально допустимая площадь сече­ ния провода <7min с точки зрения механической прочности. На­ пример, для воздушных линий электропередачи с алюминиевым проводом, проходящих в населенной местности, qm\n = 35 мм2. Вы­ бранная площадь сечения провода должна быть не меньше <7mm.

1.4. Токи короткого замыкания

Для выбора аппаратуры подстанций и распределительных пунктов, расчета релейной защиты, сечений соединительных про­ водов на подстанциях, а часто и проводов линий электропереда­

26

чи необходимо знать возможные значения токов, протекающих при коротких замыканиях.

Короткое замыкание (КЗ), под которым понимают соединение различных полюсов или фаз электрической цепи через сопротив­ ление малой величины (близкой к нулю), нарушающее нормаль­ ные условия эксплуатации, может быть нескольких видов. Для трехфазной системы различают следующие виды КЗ: трехфаз­ ное— все три фазы соединены накоротко в одной точке; двух­ фазное— соединены между собой две фазы; однофазное, при котором происходит замыкание между одной из фаз и нейтралью системы (землей — при заземленной нейтрали). Могут быть и другие, более сложные виды короткого замыкания, приводя­ щиеся в основном к перечисленным, например двухфазные замы­ кания в разных точках и др. Трехфазное КЗ называют симмет­ ричным, так как в этом случае сохраняется равенство токов раз­ личных фаз, сдвиг по фазе между этими токами и равенство на­ пряжений фаз.

Основной причиной возникновения КЗ является нарушение электрической изоляции токоведущих частей в результате старе­ ния изоляционных материалов или действия перенапряжений. Не исключены КЗ вследствие ошибочных действий персонала при управлении аппаратурой распределительных устройств, ме­ ханического повреждения изоляции, схлестывания и обрыва про­ водов воздушных линий, соединения неизолированных токоведу­ щих частей посторонними предметами и пр.

Сила тока КЗ определяется параметрами генераторов на электростанциях, питающих систему, и результирующим элект­ рическим сопротивлением цепи от генерирующих установок до места КЗ, характеризующим «электрическую удаленность» мес­ та КЗ.

При трехфазном КЗ на зажимах генератора или при неболь­ шой «электрической удаленности» места КЗ от генератора изме­ нение тока КЗ будет характеризоваться кривыми, представлен­ ными на рис. 1.4. При возникновении КЗ начинается переходный процесс, в течение которого полный ток КЗ iKможет быть пред­ ставлен как сумма апериодической слагающей ia и периодиче­

Периодическая слагающая одинакова во всех трех фазах, апериодическая — имеет наибольшее начальное значение в той фазе, где напряжение в момент КЗ проходит через нуль. Так как активное сопротивление рассматриваемой цепи КЗ незначитель­ но, а преобладающим является индуктивное сопротивление, то моменту перехода напряжения через нуль отвечает максималь­ ное значение периодической слагающей тока КЗ in. Если ток,

27

предшествовавший моменту КЗ, равен нулю, то в начальный мо­ мент ( t = 0)

1к0 = l’a0 + iпО = 0 И 1*а0 = — 1п0,

если же протекал ток нагрузки iHо, то в этот момент

1н0 = 1п0 “Ь t'aO И i а0 = ^п0 ^н0-

На рис. 1.4 показан ток в той фазе, в которой i a имеет наиболь­ шее начальное значение.

Апериодическая слагающая затухает по экспоненциальному

где е — основание натуральных логарифмов; t — время; г и L — соответственно активное сопротивление и индуктивность цепи короткого замыкания.

Апериодическая слагающая практически полностью затухает через 6— 10 периодов, т. е. при частоте 50 Гц, через 0,12—0,2 с.

Периодическая слагающая изменяется гармонически в соот­ ветствии с выражением

замкнутую цепь; ф — начальная фаза э. д. с. е в момент КЗ (она

к периоду вследствие действия магнитного потока реакции якоря

28

При этом

При Ау =1,8 /у = 1,521".

Для вычисления тока КЗ в сетях напряжением выше 1000 В необходимо знать параметры (сопротивления) генераторов, трансформаторов, линий передачи и других элементов цепи КЗ.

При вычислении тока КЗ обычно используются расчетные кривые, которые дают относительные величины действующего значения периодической слагающей тока КЗ непосредственно в точке КЗ в разные моменты переходного режима в зависимости от результирующего сопротивления цепи короткого замыкания.

Когда потребители присоединяются к системе через понижа­ ющий трансформатор относительно небольшой мощности, ее со­ противление до зажимов трансформатора можно считать равным нулю. При этом напряжение на стороне высшего напряжения трансформатора при коротком замыкании на вторичной стороне можно считать неизменным, а периодическая слагающая тока КЗ будет иметь неизменное действующее значение во время ко­ роткого замыкания, т. е. //,= / 0О= / к. Сила тока КЗ для такого •случая

(1.27)

где /„ом — номинальный ток, A; UH0M— среднее номинальное на­ пряжение, В; ик и цк* — напряжение короткого замыкания транс­ форматора соответственно в вольтах и в долях от номинального; 2т — сопротивление трансформатора, приведенное ко вторичной обмотке, Ом.

Для уменьшения токов КЗ применяют такие схемы сети и режимы ее работы, при которых суммарное сопротивление сети от генерирующих источников до рассматриваемой точки возмож­ ного КЗ было бы достаточно большим, например раздельная работа источников энергии (трансформаторов, генераторов) на разъединенные друг от друга в нормальных условиях секции шин.

В сетях напряжением выше 1000 В иногда включают специ­ альные индуктивные катушки-реакторы, искусственно повышаю­ щие сопротивление цепи КЗ. Их устанавливают на отходящих линиях станций или трансформаторных подстанций.

Реакторы, кроме снижения тока при коротком замыкании на линии за реактором, обеспечивают в ряде случаев остаточное напряжение на шинах, достаточное для работы потребителей,

.30

питаемых остальными линиями. При коротком замыкании на линии без реактора напряжение на шинах, равное потере на­ пряжения в линии, может быть очень малым. Если на линии установлен реактор, остаточное напряжение на шинах, равное сумме потерь напряжения в линии и реакторе, имеет значитель­ ную величину. Потери активной мощности в обмотках реактора невелики и составляют 0,2—0,3% от пропускаемой им мощности.

Для уменьшения токов короткого замыкания на шинах рас­ пределительных устройств 6— 10 кВ крупных подстанций при­ меняются трансформаторы с расщепленной вторичной обмоткой 6— 10 кВ. Это позволяет увеличить сопротивление обмоток, сни­ зить токи короткого замыкания на шинах РУ и применять более дешевые коммутационные аппараты.

Токоограничивающие установки со стороны высшего напря­ жения трансформаторов при коротких замыканиях в сети низ­ шего напряжения до 1000 В малоэффективны, так как сила тока КЗ здесь в основном определяется сопротивлением питающего трансформатора. Для уменьшения силы тока КЗ в сети напря­ жением до 1000 В снижают единичную мощность трансформато­ ров, питающих эти сети, так как с уменьшением последней воз­ растает сопротивление трансформатора. Единичную мощность трансформаторов со вторичным напряжением 0,4 кВ принимают не более 1600 кВ-А.

Возможно снижение токов КЗ путем применения токоограничителей, в качестве которых могут быть использованы быстро­ действующие предохранители типа ПНБ-5 с кварцевым песком. Они отключают цепь за несколько миллисекунд, так что ток ко­ роткого замыкания не успевает достичь своего наибольшего зна­ чения, которое имело бы место при отсутствии предохра­ нителей.

При протекании тока КЗ через проводники последние интен­ сивно нагреваются. Начальная амплитуда тока короткого замы­ кания, имеющая очень большое значение, вызывает значитель­ ные механические усилия в проводниках и крепящих их кон­ струкциях.

Правильно выбранные провода и аппараты должны обладать - достаточной устойчивостью против термического и электродина­ мического действий тока КЗ.

Ввиду небольшой продолжительности нагрева током КЗ для токоведущих частей допускают при этом максимальные темпе­ ратуры, намного превышающие длительную температуру, уста­ навливаемую для работы при нагрузке рабочим током. В част­ ности, для медных шин наибольшая допустимая температура 300,. для алюминиевых шин и голых проводов при тяжении менее- 9,81 Н/мм2 — 200, для остальных шин, не имеющих непосредст­ венного соединения с аппаратами,— 400, для кабелей до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией — 200 °С.

31