Источники электроэнергии и особенности её распределения на предприятиях нефтяной и газовой промышленности

      1) распределительное устройство высшего  напряжения для приема на сборные шины энергии от питающих линий и распределения  ее  между линиями  понижающих трансформаторов  и другими линиями напряжения U₁, включающее коммутационные, защитные и измерительные аппараты и приборы со связывающими шинами и кабелями;

      2)  главные   понижающие  трансформаторы   с   их  вспомогательной аппаратурой;

      3) распределительное устройство низшего  напряжения для Приема на сборные  шины энергии от главных трансформаторов и распределения ее между линиями напряжения U₂, включающие коммутационные, защитные и измерительные аппараты и Приборы с их шинами и кабелями;

      4) устройства питания потребителей  собственных нужд 
подстанций — трансформатор    собственных   нужд   с   резервом, источники постоянного тока, их коммутационная и измерительная аппаратура, шины, кабели.

      На  распределительных пунктах   (РП), служащих для распределения энергии на напряжении U₁ без его трансформации, из схемы рис. 4 исключаются трансформаторы 2 и распределительное    устройство   напряжения U₂. 
 
 

Рис. 4.  Принципиальная и структурная схемы понижающей трансформаторной подстанции.

I - распределительное устройство высшего напряжения;   // — главные трансформаторы; /// -   распределительное устройство низшего напряжения;   IV — устройства  питания  собственных нужд 
 

Силовые трансформаторы. 

      На  рассматриваемых здесь подстанциях  применяются силовые понижающие трансформаторы 110/35; 110/6; 35/6; 35/0,4—0,69; 6—10/0,23—0,4— 0,69 кВ. Мощности этих трансформаторов колеблются в пределах от нескольких киловольт-ампер до десятков мегавольт-ампер, число типов и конструкций этих трансформаторов   велико.

      Наибольшее  распространение при всех напряжениях и мощностях получили трехфазные масляные трансформаторы. Для мощностей до 1600 кВ-А и первичных напряжений 6—10 кВ используются также сухие трансформаторы с воздушным охлаждением, предназначенные   для   внутренней установки.

      Для силовых трехфазных трансформаторов  мощностью от 10 кВ-А в настоящее время принята шкала с шагом 1,6, т. е. номинальные мощности (в кВ-А) составляют 10" 10™, 16-10ⁿ, 25- 10 ⁿ, 40- 10 ⁿ, 63- 10 ⁿ , где п изменяется от 0 до  3. Таким образом, нижний предел номинальной мощности равен 10, а верхний - 63000 кВ-А.

      Современный понижающий трехфазный трансформатор с естественным масляным охлаждением, а трехфазный трехобмоточный трансформатор с воздушным дутьем, осуществляемым вентиляторами с электродвигателями.

        Сухие трансформаторы вследствие  отсутствия в них масла являются пожаробезопасными и могут быть установлены в цехах промышленных предприятий, общественных зданиях.

      Основные  электрические характеристики силовых  трансформаторов следующие: 1) номинальная мощность S_н(кВ-А); 2) перегрузочная способность; 3) высшее и низшее номинальные напряжения U_1н и U_2н (В или кВ); 4) напряжение короткого замыкания и_к; 5)   потери активной мощности    холостого хода Рх.х и короткого замыкания Р_к3  (кВт); 6)  ток холостого хода  трансформатора  I_хх в процентах от  номинального.

      Номинальная   (паспортная)   мощность  представляет    собой мощность, на  которую может быть нагружен трансформатор непрерывно в течение всего своего срока службы при 
нормальных температурных условиях охлаждающей среды.

      В масляных трансформаторах  о температуре обмоток   судят   по  температуре нагрева масла под крышкой бака,   для   чего   устанавливают ртутные и другие термометры.  В частности, при естественном   масляном  охлаждении   принимают  предельно   допустимую   температуру масла 95° С. При эксплуатации трансформатора его нагрузка меняется в течение суток и в зависимости от времени года. Если выбрать     номинальную     мощность трансформатора, равную   максимуму   суточного графика нагрузки, то трансформатор  не будет использован   полностью,   так   как длительное время будет недогружен.      Поэтому     для трансформатора       допускаются длительные систематические   перегрузки,   определяемые   в   зависимости   от графика   нагрузки   и   недогрузки   трансформаторов  в летнее время.

      Для включения трехфазных трансформаторов  на параллельную работу должны быть выполнены следующие условия, обеспечивающие распределение нагрузки между трансформаторами  пропорционально их  номинальным  мощностям:

      1)трансформаторы  должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации, т. е. соответственно равные первичные и вторичные номинальные напряжения;

      2)трансформаторы  должны иметь одинаковые схемы  (группы) соединений обмоток;

      3) должны быть равны напряжения к. з.

      Не  рекомендуется параллельная работа трансформаторов, у которых отношение номинальных мощностей превышает 3: 1.

      Для резервирования трансформаторов на рассматриваемых подстанциях устанавливают два трансформатора, если подстанции питают потребителей 1-й или 2-й категории (например, ЦП, ГПП нефтепромыслов, подстанции мощных компрессорных и насосных). Мощность каждого из двух трансформаторов выбирают с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного из них второй, перегружаясь, мог нести нагрузку всех потребителей 1-й и 2-й категорий (потребители 3-й категории могут быть обесточены). Допустимая перегрузка масляных трансформаторов для этого случая составляет 0,4 S_Н на Срок до 5 сут, при продолжительности нагрузки в каждые Сутки не более 6 ч, если нагрузка трансформатора до аварийной перегрузки не превышала 0,9 S_Н.

      Для потребителей 2-й и 3-й категорий  часто применяют однотрансформаторные подстанции с общим    складским    резервом трансформаторов.    Однотрансформаторные     подстанции применяют, в частности, на промыслах для питания глубино-насосных установок с резервированием путем устройства перемычек между магистралями, питающимися от разных подстанций. На однотрансформаторных подстанциях с магистральной схемой распределения энергии мощность каждого из трансформаторов двух соседних подстанций можно выбрать с таким же расчетом, как для двухтрансформаторной подстанции. В этом случае обеспечивается резервирование питания всех присоединенных потребителей. 

      Выключатели напряжения выше 1000 В. 

     Для замыкания и размыкания цепей  переменного тока напряжением выше 1000 В при наличии в этих цепях тока нормального режима или аварийных токов применяют силовые выключатели. Если классифицировать эти выключатели по роду дугогасящей среды, то можно выделить жидкостные и газовые выключатели.

     Из  жидкостных выключателей наиболее распространены масляные, характеризуемые тем, что дуга, возникающая между расходящимися контактами, гасится в трансформаторном масле.

     Наиболее  распространенные газовые выключатели  — воздушные, в которых в качестве дугогасящей среды используется сжатый воздух. К группе газовых выключателей относятся также автогазовые, в которых гашение дуги осуществляется дутьем газов, образующихся в дугогасительном устройстве под воздействием высокой температуры дуги на специальные вкладыши из газогенерирующих материалов (органическое стекло, фибра).

     Выключатель выбирают по следующим электрическим  величинам.

     1. Номинальное напряжение U_н — линейное напряжение, для работы при котором выключатель изготовлен. Максимальное рабочее напряжение в установке Umax может превышать поминальное  напряжение  выключателя  на   15—20%.

     2. Номинальный ток I_н — длительно допустимый для выключателя ток, при котором нагрев его токоведущих частей не превышает допустимый.

     3. Номинальный ток отключения I_н._от — наибольший ток (короткого замыкания), который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающем напряжении между фазами, равными U_н.

     Для выключателей, не предназначенных специально для работы с автоматическим повторным  включением (АПВ) линии, I_н указывается при цикле работы О—180—ВО—180—ВО. Буква О означает отключение, буква В — включение, цифра — интервал между операциями в секундах. Приведенное обозначение цикла показывает, что после отключения выключателя при к. з. в линии он допускает включение его на к. з. еще два раза с интервалами по 180 с. 

     Масляные  выключатели 

     Существуют  масляные выключатели с большим объемом масла — баковые, в которых трансформаторное масло используется в качестве дугогасящей и изолирующей сред, и выключатели с малым объемом масла — горшковые, в которых масло используется только для гашения дуги. Схема устройства выключателя с большим объемом масла без специальных дугогасительных камер — с простым разрывом контактов. В стальном баке, закрытом массивной крышкой  и заполненном трансформаторным маслом, помещаются неподвижные  и подвижный  контакты. Последний соединен через изолирующую штангу  с приводным механизмом. Вводные изоляторы  изолируют от бака токоведущие части, через которые неподвижные контакты  соединены с внешней цепью. Приводной механизм воздействует на подвижный контакт  и тем самым определяет замкнутое (верхнее) или разомкнутое (нижнее) положение контактов выключателя. В момент расхождения при выключении цепи под током между ними образуется электрическая дуга. При очень высокой температуре дуги масло, окружающее дугу, быстро испаряется и разлагается (при разложении I г масла выделяется 1400—1500 см³ газа). Дуга окружается газовой оболочкой — пузырем, оттесняющим масло. В тактом пузыре создается большое давление, которое через малосжимаемое масло с большой скоростью передается стенкам п днищу бака, действуя на них как удар. Масло смещается кверху, где между его поверхностью и крышкой бака имеется но (душная прослойка. образующиеся при разложении масла газы состоят на 70—75% из водорода, содержат метан, ацетилен и, этилен и другие углеводороды.

     Образующиеся в выключателе горючие газы до соприкосновения с воздухом должны остыть до температуры, при которой невозможно их воспламенение.

     Слой  масла над контактами должен быть настолько велик, чтобы обеспечить достаточное охлаждение газов. В  крышке бака имеется газоотводящая трубка, закрытая тонкой диафрагмой, которая разрывается при повышении давления в баке, что приводит к выбросу из бака газов и некоторой доли масла.

     При интенсивном охлаждении маслом и  воздействии водорода, обладающего высокими дугогасящими свойствами, дуга гасится.

     При каждом переходе тока через нуль дуга гаснет и каждый раз вновь восстанавливается до тех пор, пока электрическая прочность дугового промежутка не возрастет настолько, что восстанавливающееся между контактами напряжение не сможет его пробить. Процесс гашения дуги длится 10—15 полупериодов, т. е. 0,1—0,15 с.

     При напряжениях до 10 кВ токоведущие  части всех трех фаз трехполюсного  масляного выключателя размещают  в одном баке, а при больших напряжениях трехполюсные выключатели выполняются трехбаковыми.

     Баковые выключатели на напряжения 35, 110 кВ и на более высокие напряжения изготовляют со специальными устройствами для гашения дуги — дугогасительпыми камерами. На каждом из проходных изоляторов смонтирована дугогасительная камера с поперечным масляным дутьем. Нижняя часть камеры набирается из изоляционных пластин со специальными профильными вырезами, а верхняя часть выполняется металлической — из стали и латуни. Стянутые текстолитовыми шпильками пластины образуют камеру с вертикальным каналом, по которому перемещается подвижный контакт, и с двумя горизонтальными каналами поперечного дутья. При отрыве подвижного контакта от неподвижного (опускания траверсы) в верхней части дугогасительной камеры возникает дуга. По мере удаления подвижного контакта от неподвижного дуга растягивается, разлагает и испаряет масло. Верхняя часть камеры отделена от остального объема выключателя, пока поперечные каналы перекрыты стержнем подвижною контакта. Вследствие этого давление газов и масла в верхней части камеры резко повышается и создается некоторое накопление газов в объеме правой стороны камеры

     По  мере перемещения подвижного контакта вниз поперечные каналы поочередно открываются и в них устремляются газы и масло из верхней части камеры, направляясь перпендикулярно к стволу дуги. Дуга растягивается в этих каналах, принимая зигзагообразную форму: происходит интенсивная деионизация ее и гашение. В баковых выключателях МКП на 110 кВ и выше устанавливают более сложные дугогасительные камеры поперечного масляного дутья с несколькими последовательно включенными разрывами дуги.