книги из ГПНТБ / Блантер С.Г. Электрооборудование для нефтяной промышленности учебник

со сроком службы до 3—5 лет (например, для питания буровых установок).

Промысловые сети 380 В для питания установок насосной экс­ плуатации скважин, имеющие Ги > 5000 ч, рассчитываются по экономической плотности тока.

Выбор проводов по условиям нагрева

Протекающий по проводнику с активным сопротивлением г ток / выделяет в нем за время t тепловую энергию Q = Prt Дж, что при­ водит к нагреву проводника до определенной температуры. Эта тем­ пература не должна превышать допустимой для проводов данной марки или линии данной конструкции. Допустимая температура определяется условиями надежной работы контактных соединений и изоляции провода. В частности, длительно допустимые темпера­ туры ftAon и кратковременно допустимые температуры Одоп при перегрузках имеют соответственно значения (в °С):

Предельно допустимый ток для провода по условиям нагрева зависит от температуры окружающей среды, условий охлаждения провода (вида изоляции, способа прокладки), удельной электро­ проводности провода и диаметра его.

Для определения / д о п пользуются таблицами, составленными для различных проводов и кабелей в зависимости от условий их про­ кладки. Эти таблицы приводятся в ПУЭ. Таблицы составлены для определенных температур окружающей среды ф0 , например 25° С— при открытой и защищенной прокладке проводов, кабелей, шин в воздухе в помещении, 25° С — для воздушных линий, 15° С — при прокладке одного кабеля непосредственно в земле. При выборе или проверке проводов по нагреву найденное из этих таблиц значение

При выборе сечений проводов и кабелей для питания отдельных электроприемников в левую часть формулы (1.16) подставляется номинальный ток / н , а для линий к короткозамкнутым асинхронным двигателям во взрывоопасных помещениях подставляется 1,25/н .

Расчет проводов на потерю напряжения

Потеря напряжения в линии определяется как алгебраическая разность между абсолютными величинами напряжений в начале и конце линии. В линиях постоянного тока потеря напряжения равна падению напряжения, т. е. разности потенциалов между нача­ лом и концом линии. В линиях переменного тока потеря напряжения отличается от падения напряжения, определяемого геометрической разностью векторов напряжений в начале и конце линии.

Для подачи к электроприемникам напряжения, близкого к номи­ нальному, в числе прочих мер сечение проводников следует выбирать таким образом, чтобы потеря напряжения в них не превышала некото­ рого допустимого значения. Так как отклонения напряжения зависят от потерь напряжения и одновременно с ограничением величин послед­ них принимаются меры по регулированию напряжения трансформа­ торов путем изменения их коэффициентов трансформации, то расчет ме­ стных сетей на потерю напряжения дает возможность обеспечить отклонения, не выходящие за допустимые пределы. Соответственно и выбираются допустимые потери напряжения в элементах сети для каждого конкретного случая. Практически в воздушных линиях напряжением 6—10—35 кВ часто принимается потеря напряжения

8%, в кабельных — 6%, в сетях 380 и 220 В на всем их протяжении (от ТЦ до последнего электроприемника)—5—6,5% от номиналь­ ного напряжения.

Расчет линий трехфазного тока с одной симметричной нагрузкой на конце (рис. 1.6, а) основывается на следующем. Если фазное на­ пряжение в начале линии U1 ф , вчконце линии U2ф, ток нагрузки / и коэффициент мощности ее cos ф, то потеря напряжения в одной фазе линии Д£/ф = С/1 ф — £72 Ф представится отрезком АВ на вектор­ ной диаграмме (рис. 1.6, б). Полное падение напряжения в одной

г. X

Рис. 1.6. К расчету ли­ нии трехфазного тока на потерю напряжения:

а — линия с одной нагруз­ кой на конце; б — вектор­ ная диаграмма; е — линия с несколькими нагрузками.

линии. Полное падение напряжения может быть разложено на про­ дольную составляющую AD и поперечную CD. В рассматриваемых сетях угол между векторами С/2 ф и £ / 1 ф очень мал, следовательно, мал и отрезок CD. Поэтому принимают, что потеря напряжения мо­ жет с достаточной точностью считаться равной продольной составля­ ющей падения напряжения, т. е.

Для линии трехфазного тока с несколькими (т) симметричными нагрузками (рис. 1.6, в) на основе построения векторной диаграммы

аналогично может быть получена расчетная формула потери линей­ ного напряжения от начала линии до последней нагрузки:

где 1яп и 1рп, гп и хп — соответственно активные и реактивные соста­ вляющие токов, активные и индуктивные сопротивления на уча­ стках.

Для трехфазной сети с чисто активными нагрузками (cosq> = 1)

а для трехфазной сети, не обладающей практически индуктивностью (кабельные линии малого сечения)

Для двухпроводных линий однофазного тока потеря напряжения может быть найдена по формулам (1.17)—(1.20), в которых ] / 3 должен быть заменен цифрой 2.

Для двухпроводной линии постоянного тока может быть при­

менена формула (1.19) с заменой в ней |^3 цифрой 2.

Сечение провода должно удовлетворять условию (1.15), за ис­ ключением отмеченных случаев, когда экономическая плотность тока не учитывается, и (1.16) и обеспечивать при данной длине линии и материале провода отсутствие превышения допустимой потери напряжения.

Для различных материалов провода и конструкции линий ПУЭ регламентируется минимально допустимое сечение провода с точки зрения механической прочности. Например, для воздушных

где т — число фаз линий; Кф — коэффициент формы; 1а — средний ток в А; г — активное сопротивление провода одной фазы линии в Ом; Тг — число часов работы линии в год.

Потери активной энергии в трансформаторах

где АРХ х и АРК — соответственно мощности потерь в стали и в об­ мотках при номинальной нагрузке в кВт; К3 с — средний коэффи­ циент загрузки трансформатора.

жение короткого замыкания в процентах от номинального; SH — но­ минальная мощность трансформатора (см. § 12).

Для всех линий напряжением выше 1000 В и трансформаторов Кф можно принимать равным единице, за исключением тех, которые питают буровые установки. В этом случае Кф = 1,3—1,4 для отдель­ ных буровых и Кф = 1,1—1,2 — для группы из трех-шести буровых. В сетях 380—660 В можно принимать Кф — 1,01—1,05 для маги­ стралей и Кф = 1,04—1,2 для ответвлений к отдельным глубиннонасосным скважинам [13].

§ 5. ОСНОВНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ Л И Н И Й

Электрические линии, расположенные на открытых территориях, вне зданий, выполняются воздушными и кабельными. Внутри зданий линии выполняются изолированными проводами и кабелями, про­

элементы: провода, тросы для защиты проводов от атмосферных перенапряжений, опоры, поддерживающие провода и тросы, изоля­ торы, арматуру для крепления провода на изоляторах и изоляторов на опоре.

Существуют одноцепные и двухцепные воздушные линии, причем под одной цепью принято понимать три провода одной трехфазной линии.

В настоящее время для воздушных линий применяются алюмини­ евые, сталеалюминиевые и стальные провода и иногда — провода из специальных сплавов алюминия. Медные провода для вновь сооружаемых линий не применяются.

На морских нефтяных промыслах алюминиевые провода могут быстро разрушаться от коррозии, они менее надежны, чем медные

Для морских воздушных линий и кабелей разрешается применять про­ вода с медными жилами. Защитные тросы выполняются стальными.

Опоры изготовляют из дерева, стали и железобетона. Деревянные опоры просты в изготовлении, имеют малую стоимость, но недолго­ вечны из-за гниения древесины. Если древесину пропитывают анти­ септиком, срок службы опор составляет 15—20 лет. Деревянные опоры применяются для линий всех напряжений (от 0,38 до 220 кВ).

Металлические опоры устанавливаются на железобетонных фун­ даментах, требуют большой затраты стали, регулярной окраски во время эксплуатации. Эти опоры применяют на линиях напря­ жением от 35 кВ и выше, а для линий более низких напряжений —

Рис. 1.7. Одноцепная воздушная линия:

1 — промежуточная опора; г — анкерная опора.

на морских нефтяных промыслах. На железобетонные опоры рас­ ходуется значительно меньше стали, чем на металлические, они долговечнее деревянных и просты в обслуживании, их широко при­ меняют для линий всех напряжений (от 0,38 до 330 кВ). В соответ­ ствии с расположением опор на линии и зависящим от него назна­ чением опор различают следующие основные виды их: промежуточ­ ные, анкерные, концевые анкерные, угловые.

Промежуточные опоры предназначаются для поддержания про­ водов на прямых участках линии (рис. 1.7) в анкерном пролете. На рис. 1.8 показаны деревянные промежуточные опоры воздушных линий.

Анкерные опоры предназначаются для жесткого закрепления про­ водов и устанавливаются в анкерном пролете (рис. 1.7) через опре­

и сооружениями. Эти опоры рассчитывают на усилия, возникающие при одностороннем тяжений двух проводов.

Концевые анкерные опоры устанавливают на концах трассы при подходах к станции или подстанции и подвержены одностороннему тяжению проводов со стороны линии.

Угловые опоры устанавливают в местах поворота линии. При переходе через реки, ущелья и другие препятствия устанавливают специальные опоры.

На рис. 1.9 показаны металлические опоры, применяемые для линий передачи на морских промыслах при глубине моря до 12 м. На этих опорах предусматриваются лазы, а на анкерных опорах также и площадки для обслуживания линий. На таких линиях часто пред­ усматриваются увеличенные пролеты с повышенными опорами для

Ряс. 1.9. Металличе­ ские опоры воздуш­ ных линий на мор­ ских промыслах:

прохода морских судов. Повышенные опоры, называемые «ворот­ ными», имеют высоту до 24 м над уровнем воды и предназначаются только для поддержания проводов. Горизонтальные усилия вос­ принимаются анкерными опорами нормальной высоты, которые устанавливаются рядом с «воротными».

Для линий напряжением до 1000 В и 6—10 кВ используются штыревые изоляторы (рис. 1.10, а), для линий напряжением 35 кВ и выше — подвесные (рйс. 1.10, б). Изоляторы крепятся к опорам при помощи штырей 1 или серег 2, вставляемых в шапку подвесного изолятора. Провода к изоляторам крепят зажимами различных ти­ пов, соединяют провода с помощью специальной арматуры.

пример в условиях стесненности на территории предприятия, на переходах через специальные сооружения, во взрывоопасных поме-

Рис. 1 .10. Штыревой (а) и подвесные (б) изоля­ торы линий передачи.

Рис. 1.11. Устройство трехжильного кабеля 1—10 кВ с секторными жилами:

1 — токоподводящие жилы из алюминия или меди; 2 — бумажная пропитанная маслом изоляция (фазная); 3 — джутовые заполнители; 4 — бумажная пропитанная маслом изоляция (поясная); 5 — свинцовая оболочка; в — про­ слойка из джута; 7 — стальная ленточная броня; 8 — на­

ружный джутовый покров.

кабеля; 4 — бандаж из бумажной ленты; 5 — подмотка из пряжи; 6 — от­ верстия для выхода влаги.

щениях и т. п. Это объясняется более высокой стоимостью и большей затратой цветных металлов на кабельную линию по сравнению с воздушной при передаче одной и той же мощности. Обнаружение и ликвидация повреждений в кабельной линии требуют больших затрат времени, чем в воздушной.