Ехнология сбора и транспорта попутного газа.

Компрессорные станции обычно строятся в местах, где имеются большие запасы попутного газа. КС предназначена для сжатия низконапорного нефтяного попутного газа концевой ступени сепарации и для транспорта его с месторождения по магистральным газопроводам дальним потребителям, а также для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод.

Сжатие газа происходит по принципу вытеснения за счет сокращения объема рабочей полости, образованной поверхностью расточки корпуса ее задней торцевой плоскостью и винтовыми поверхностями сопряженных впадин роторов. Компрессоры малогабаритны, имеют небольшую массу. Важная особенность в том, что они способны одновременно перекачивать газонефтяную смесь с содержанием нефти до 30%. Газовые компрессорные станции на промыслах содержат взрывоопасные зоны, относящиеся к классу В-Iа. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные, короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, а в остальных – синхронные двигатели, продуваемые под избыточным давлением.

Работа компрессорной станции предусматривается как в аварийном режиме, при откачке нефти в аварийный резервуар, так и в постоянном режиме при использовании КСУ для полного отделения газа от нефти.

В состав газовой компрессорной станции входят:

- приемный вертикальный центробежный сепаратор;

- автоматизированная установка компримирования низконапорного нефтяного газа в блочно-модульном исполнении типа “ТАКАТ”;

- маслоотделитель;

- аппарат воздушного охлаждения газа;

- вертикальный центробежный сепаратор окончательной сепарации газа;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения свежего масла с подогревателем;

- наземная горизонтальная стальная емкость для хранения отработанного масла с подогревателем;

Компрессорная установка представляет собой конструкцию, выполненную под общим укрытием. Внутри укрытия расположено следующее основное оборудование:

- компрессорный агрегат;

- блок маслоохладителей;

- местный щит управления;

- маслоотделитель для отделения масла от газа;

- колодка уровнемеров для установки прибора контроля уровня масла в маслоотделителе;

- электронасосный агрегат для закачки масла в маслоотделитель и прокачки масляной системы;

- электронагреватели;

- система пожаротушения.

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Порядок определения расчетной электрической нагрузки по ме­тоду упорядоченных диаграмм

а) Рассчитывается групповой коэффициент использования

(2.1)

где k_ui - индивидуальный коэффициент использования; к_bi - индивидуальный коэффициент включения; k_zi - индивидуальный коэффициент загрузки; р_i - номинальная мощность.

б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по активной мощности

(2.2)

В литературе приводится множество методов упрощенного определе­ния эффективного числа ЭП, позволяющего быстро и просто подсчитать п_ск при больших разбросах номинальных мощностей, однако, при современных возможностях вычислительной техники расчет и по точной фор­муле не должен вызывать затруднений.

в) По кривым К_м = f(n_CKp) при заданном К_и и п_СКр находится значение

группового коэффициента максимума К_м.

Рис. 2.1

Зависимость коэффициента максимума нагрузки от эф­фективного числа ЭП при различных К_и (по данным "Указаний по определению электрических нагрузок в промышленных установках")

г) Расчетная нагрузка группы определяется

Р_р = К_и.К_м.Р_н,кВт. (2.3)

Расчет реактивной нагрузки может вестись двумя способами. Первый из них требует знания cos φ_св - средневзвешенного коэффициента мощно­сти и cos φ_м - коэффициента мощности в период максимальных нагрузок. Тогда для группы ЭП с индуктивным cos φ

Qc = Рс tg φ_сф квар (2.4)

Q_M = Qc. tg φ_м, квар (2.5)

где tg φ_св и tg φ_M находятся по заданным косинусам.

Второй метод расчета не требует знания двух коэффициентов мощно­сти, однако, должны быть заданы показатели графика реактивных нагру­зок.

а)Рассчитывается групповой коэффициент использования

(2.6)

где l_ui - индивидуальный коэффициент использования i-го ЭП по ре­активной мощности;

l_Bi=k_Bi - индивидуальный коэффициент включения i-го ЭП;

l_zi - индивидуальный коэффициент загрузки г-го ЭП по реактивной мощности;

q, - номинальная реактивная мощность i-го ЭП.

(2.7)

б) Определяется эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по реактивной мощности

(2.8)

С достаточной точностью обычно принимается n_CKp=n_CKq, шт.

в) По кривым L_M = f(n_CK) при рассчитанном L_u находится значение группового коэффициента максимума L_M .

г) Расчетная нагрузка по реактивной мощности находится

Q_M=L_U.L_M.Q_U, квар. (2.9)

Если в составе группы имеются ЭП с опережающим током (синхрон­ные двигатели, конденсаторы и т.п.), их реактивная мощность принимается равной постоянной величине, определяемой из расчета потребной реак­тивной мощности, если нет других данных, то ее можно принять равной номинальной реактивной мощности, она вычитается из реактивной мощ­ности остальных ЭП.

2.1. Расчет электрических нагрузок НПС

Расчет электрических нагрузок НПС представлен в таблице 2.1

Таблица 2.1

НПС
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
СД			0,999	-55,9	0,78	975,0	-43,6	976,0	53,7
запас
Кисп.гр.а	0,78
Nср.кв.а	4,00
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,78
Nср.кв.р	4,00
Кмакс.р	1,2
Итого			0,999				-209,453	4684,685	257,6
КТП НПС								617,7378	891,6277
Итого с учетом компенсации и потерь							90,55	5240,51	288,1532

2.2. Расчет электрических нагрузок ДНС

Расчет электрических нагрузок ДНС представлен в таблице 2.2

Таблица 2.2

ДНС
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД			0,84	387,6	0,75	450,0	290,7	535,7	29,5
запасной
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	3,00
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	3,00
Кмакс.р	1,2
Итого			0,84				1046,417	1928,571	106,0
КТП ДНС								1397,891	2017,682
КТП КС								235,850	340,4195
КТП ПС-2						1669,5	50,00	1670,249	91,83985
КТП ПС-3							50,00	1638,763	90,10859
						6337,5	1971,42	6637,047	364,9429
БСК-300				-300			-1500		82,47861
БСК-100				-100			-400		21,9943
Итого с учетом компенсации и потерь						6337,5	100,00	6380,21	350,8206

2.3. Расчет электрических нагрузок КНС

Расчет электрических нагрузок КНС представлен в таблице 2.3

Таблица 2.3

КНС
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД			0,84	193,8	0,75	225,0	145,3	267,9	14,7
запасной
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	4,00
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	4,00
Кмакс.р	1,2
Итого			0,84				697,611	1285,714	70,7
КТП КНС								738,2412	40,59274
КТП водозабор								970,464	1400,744
							1477,611	2990,541	4316,474
БСК-300				-300			-900		49,48717
Бск-100				-100			-500		27,49287
Итого с учетом компенсации и потерь							100,00	2677,36	147,2166

2.4. Расчет электрических нагрузок БУ

Расчет электрических нагрузок БУ представлен в таблице 2.4

Таблица 2.4

БУ
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
Буровой насос			0,84	258,4	0,75	300,0	193,8	357,1	298,8
Буровая лебедка			0,84	406,9	0,75	472,5	305,2	562,5	470,7
СВП			0,84	355,3	0,75	412,5	266,4	491,1	410,9
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	3,85
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	3,85
Кмакс.р	1,2
Итого			0,840				1151,058	2121,429	1775,1
КТП БУ								474,2362	684,501
КТП БУ с учетом потерь								488,0412	704,4268
БСК-200				-200			-1000		836,7395
Бск-50				-50			-150		125,5109
Итого с учетом компенсации и потерь							250,00	2270,47	124,8437

2.5. Расчет электрических нагрузок ПС-1

Расчет электрических нагрузок ПС-1 представлен в таблице 2.5

Таблица 2.5

ПС-1
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-35кВт			0,84	22,6	0,75	26,3	17,0	31,3	45,1
АД-70кВт			0,84	45,2	0,75	52,5	33,9	62,5	90,2
АД-140кВт			0,84	90,4	0,75		67,8233		180,422
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	12,57
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	12,57
Кмакс.р	1,2
Итого			0,84				691,7977		1840,3
БСК-200				-200			-400		577,3503
Бск-50				-50			-250		360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь							50,00	1108,01	1599,269

2.6. Расчет электрических нагрузок ПС-2

Расчет электрических нагрузок ПС-2 представлен в таблице 2.6

Таблица 2.6

ПС-2
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-35кВт			0,84	22,6	0,75	26,3	17,0	31,3	45,1
АД-70кВт			0,84	45,2	0,75	52,5	33,9	62,5	90,2
АД-140кВт			0,84	90,4	0,75		67,8233		180,422
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	15,52
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	15,52
Кмакс.р	1,2
Итого			0,84			1669,5	1078,39	1987,5	2868,709
БСК-200				-200			-800		1154,701
Бск-50				-50			-250		360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь						1669,5	50,00	1711,36	2470,131

2.7. Расчет электрических нагрузок ПС-3

Расчет электрических нагрузок ПС-3 представлен в таблице 2.7

Таблица 2.7

ПС-3
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-35кВт			0,84	22,6	0,75	26,3	17,0	31,3	45,1
АД-70кВт			0,84	45,2	0,75	52,5	33,9	62,5	90,2
АД-140кВт			0,84	90,4	0,75		67,8233		180,422
Кисп.гр.а	0,75
Nср.кв.а	17,33
Кмакс.а	1,2
Кисп.гр.р	0,75
Nср.кв.р	17,33
Кмакс.р	1,2
Итого			0,84				1058,043		2814,6
БСК-200				-200			-800		1154,701
Бск-50				-50			-250		360,8439
Итого с учетом компенсации и потерь							50,00	1679,09	2423,562

3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной нагрузки. 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. двухтрансформаторные подстанции.Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем исходя из 100 % резервирования электроснабжения. Мощность трансформаторов выбираем по расчетным нагрузкам с учетом компенсации реактивной составляющей исходя из условия:

(3.1)

Потери в трансформаторе можно рассчитать по формулам:

(3.2)

(3.3)

(3.4)

Тогда полная нагрузка на силовой трансформатор с учетом потерь определится по формуле:

(3.5)

Коэффициент загрузки трансформатора с учетом потерь равен:

(3.6)

Перегрузка трансформатора в течение неограниченного времени допустима не более, чем на 10%, соответственно:

Коэффициент загрузки трансформаторов представлен в таблице 3.1

Тип трансформатора	Uтр.ном	Sтр.ном	Pхх	Pкз	Uкз	Iхх	Pнагр	Qнагр
ТСЗ-1600/10	10/0,4		4,2	1,6	5,5	1,5	1159,091	50,00
ТНЭЗ-2500/10	10/0,4		3,75	2,2	6,4	0,8	1806,818	50,00
ТНЭЗ-2500/10	10/0,4		3,75	2,2	6,4	0,8	1772,73	50,00
ТНЭЗ-2500/10	10/0,69		3,75	2,2	6,4	0,8	1928,571	250,00
ТСЗ-630/10	10/0,4			7,3	5,5	1,5	431,1238
ТМН-4000/35-У1	35/10		6,7	33,5	7,5		2359,695	250,00
ТМН-4000/35-У1	35/10		6,7	33,5	7,5		2718,673	100,00
ТСЗ-1600/10	10/0,4		4,2	1,6	5,5	1,5	882,2398
TC3-1000/10	10/0,4			11,2	5,5	1,5	671,1283
ТМН-10000/35-74У1	35/10		12,5			0,8	6033,68	100,00
ТСЗ-400/10	10/0,4		1,3	5,4	5,5		214,4087
ТСЗ-1600/10	10/0,4		4,2	1,6	5,5	1,5	1270,81
TC3-1000/10	10/0,4			11,2	5,5	1,5	561,5798
ТРДНС-25000/35-72 У1	10/35				9,5	0,5	20089,88	450,00

Таблица 3.1

Тип трансформатора	Sнагр	Kз	ΔP	ΔQ	SΣ	Kз'		Xтр
ТСЗ-1600/10	1160,2	0,36	4,4	35,6	1166,6	0,73	пс1	3,4375
ТНЭЗ-2500/10	1807,5	0,36	4,0	40,9	1813,1	0,73	пс2	2,56
ТНЭЗ-2500/10	1773,4	0,35	4,0	40,1	1779,0	0,71	пс3	2,56
ТНЭЗ-2500/10	1944,7	0,39	4,1	44,2	1954,9	0,78	БУ	2,56
ТСЗ-630/10	431,1	0,34	2,9	13,5	434,2	0,69	КТП БУ	8,730159
ТМН-4000/35-У1	2372,9	0,30	9,6	66,4	2390,4	0,60	БУ	1,875
ТМН-4000/35-У1	2720,5	0,34	10,6	74,7	2734,8	0,68	КНС	1,875
ТСЗ-1600/10	882,2	0,28	4,3	30,7	887,1	0,55	водозабор	3,4375
TC3-1000/10	671,1	0,34	4,3	21,2	675,7	0,68	КТП КНС	5,5
ТМН-10000/35-74У1	6034,5	0,30	18,0	152,8	6056,9	0,61	ДНС	0,8
ТСЗ-400/10	214,4	0,27	1,7	13,6	216,5	0,54	КТП КС	13,75
ТСЗ-1600/10	1270,8	0,40	4,5	37,9	1275,8	0,80	КТП ДНС	3,4375
TC3-1000/10	561,6	0,28	3,9	19,3	565,8	0,57	КТП НПС	5,5
ТРДНС-25000/35-72 У1	20094,9	0,40	43,6	508,6	20156,3	0,81	ПС 10/35	0,38

Продолжение таблицы 3.1

Коэффициент загрузки трансформаторов с учетом потерь не превышает максимально допустимое значение, следовательно, выбранные типы трансформаторов удовлетворяют нашим требованиям.

3.1. Расчет потерь в шинах

Расчет потерь в шинах с учетом потерь в трансформаторах представлен в таблице 3.2

Таблица 3.2

Наименование потребителя	Pрасч	Qрасч	Sрасч	cosj
ПС-3
Шины 0,4 кВ		50,00	1638,8	1,0
Потери в тр-ре	4,0	40,1	40,3
Итого:	1642,0	90,1	1644,5	1,00
ПС-2
Шины 0,4 кВ	1669,5	50,0	1670,2	1,00
Потери в тр-ре	4,0	40,9	41,1
Итого:	1673,5	90,9	1676,0	1,00
ПС-1
Шины 0,4 кВ	1071,0	50,0	1072,2	1,00
Потери в тр-ре	4,4	35,6	35,8
Итого:	1075,4	85,6	1078,8	1,00
БУ
Шины 0,69 кВ	2212,0	250,0	2226,1	0,99
Потери в тр-ре 10/0,69	4,1	44,2	44,4
Шины 0,4 кВ		200,00	474,2	0,91
Потери в тр-ре 10/0,4	2,9	13,5	13,8
Итого:	2648,9	507,7	2697,2	0,98
КНС
Шины 10кВ	2600,0	100,0	2601,9	1,00
Потери в тр-ре	10,6	74,7	75,4
Итого:	2610,6	174,7	2616,4	1,00
ДНС
Шины 10кВ	6337,5	100,0	6338,3	1,00
Потери в тр-ре	18,0	37,9	41,9
Итого:	6355,5	137,9	6357,0	1,00
НПС
Шины 10кВ	5220,0	90,5	5220,8	1,00
Потери в тр-ре	3,9	19,3	19,7
Итого:	5223,9	109,9	5225,0	1,00
ПС 10/35
Шины 10кВ	11149,5	450,0	11158,6	1,00
Потери в тр-ре	43,6	508,6	510,5
Итого:	11193,1	958,6	11234,0	1,00

4. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ГТЭС

Расчет электрических нагрузок ГТЭС, производится суммированием ранее расчетных нагрузок потребителей и представлен в таблице 4.1

Таблица 4.1

ГТЭС
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
НПС							90,55	5220,785261	287,0687
ПС 1							50,00	1072,166	58,95387
КНС							100,00	2601,922	143,0686
ДНС						6337,5	100,00	6338,289	348,5155
БУ							250,00	2226,083	122,4028
КТП ГТЭС							410,00	837,257	46,03722
Итого						18170,5	1000,55	18198,02639	1000,632
С учетом потерь								19021,06	1045,887

ыбор генераторов

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.

Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 12 МВА.

Тип и характеристики выбранного генератора представлены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Генератор	Кол-во	Pном	Kисп	Xd''	Xдв
ГТЭС-12 ПС-90ГП			0,83	0,11	0,9
запасной

5. ВЫБОР ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Провода, кабели и шины выбирать с учетом экономически эффективной плотности тока сечения:

(5.1)

Проверка выбранного по экономически целесообразному сечению провода производится из условия нагрева:

(5.2)

Максимальный расчетный ток потребителей (ток послеаварийного режима) не превышает значений максимально допустимого длительного тока выбранных проводов и кабелей, следовательно, выбранные провода и кабели удовлетворяют предъявляемым требованиям.

Расчет и выбор кабелей и проводов представлен в таблице 5.1

Наименование потребителя	Uном	Sрасч	Iрасч.м.	Iрасч.норм	Jэк	Fэк	Наименование провода/кабеля	Iдоп	l	r0	x0	R	X	Xd''	Xдв
ЭД ПС 35 кВТ	0,4	41,7	60,1	60,1	2,7	22,3	ВББШВ(3x25)			0,8	0,066	0,0000	0,0000	0,2	480,0
ЭД ПС 70 кВт	0,4	83,3	120,3	120,3	2,7	44,5	ВББШВ(3x50)			0,4	0,062	0,0000	0,0000	0,2	240,0
ЭД ПС 140 кВт	0,4	166,7	240,6	240,6	2,7	89,1	ВББШВ(3x95)			0,21	0,06	0,0000	0,0000	0,2	120,0
ЭД БН 400 кВт	0,69	476,2	398,4	398,4	2,7	147,6	ВББШВ(3x150)			0,13	0,06	0,0000	0,0000	0,2	42,0
ЭД БЛ 630 кВт	0,69	750,0	627,6	627,6	2,7	232,4	2xВББШВ(3x120)			0,17	0,06	0,0000	0,0000	0,2	26,7
ЭД СВП 550 кВт	0,69	654,8	547,9	547,9	2,7	202,9	2xВББШВ(3x120)			0,17	0,06	0,0000	0,0000	0,2	30,5
ЭД КНС 300 кВт	10,5	357,1	19,6	19,6	2,7	7,3	ВББШВ(3x10)			1,78	0,073	0,0000	0,0000	0,2	56,0
ЭД ДНС 600 кВт	10,5	714,3	39,3	39,3	2,7	14,5	ВББШВ(3x16)			1,25	0,067	0,0000	0,0000	0,2	28,0
ЭД НПС 1250 кВт	10,5	1251,3	68,8	68,8	2,7	25,5	ВББШВ(3x25)			0,8	0,066	0,0000	0,0000	0,2	16,0
КТП КНС	10,5	738,2	40,6	40,6	1,0	40,6	ВББШВ(3x50)		0,25	0,4	0,062	0,09	0,01
КТП водозабор	10,5	970,5	53,4	53,4	1,0	53,4	ВББШВ(3x50)		0,25	0,4	0,062	0,09	0,01
КТП КС	10,5	235,8	13,0	13,0	1,0	13,0	ВББШВ(3x16)		0,2	1,25	0,067	0,23	0,01
КТП НПС	10,5	617,7	34,0	34,0	1,0	34,0	ВББШВ(3x50)		0,3	0,4	0,062	0,11	0,02
КТП ГТЭС	10,5	837,3	46,0	46,0	1,0	46,0	ВББШВ(3x50)		0,1	0,4	0,062	0,04	0,01
КТП ДНС	10,5	1397,9	76,9	76,9	1,0	76,9	ВББШВ(3x95)		0,25	0,21	0,06	0,05	0,01
КТП БУ ЭД	10,5	2121,4	116,6	116,6	1,0	116,6	ВББШВ(3x120)		0,1	0,17	0,06	0,02	0,01
КТП БУ СН	10,5	474,2	26,1	26,1	1,0	26,1	ВББШВ(3x25)		0,1	0,8	0,066	0,07	0,01
ВЛ ПС-3	10,5	1679,1	92,3	46,2	1,0	46,2	АС-50/8			0,65	0,292	8,25	3,71
ВЛ ПС-2	10,5	1711,4	94,1	47,1	1,0	47,1	АС-50/8			0,65	0,292	7,07	3,18
ВЛ ПС-1	10,5	1108,0	60,9	30,5	1,0	30,5	АС-35/6,2			0,85	0,301	7,71	2,73
ВЛ БУ		2270,5	37,5	18,7	1,0	18,7	АС-25/4,2			1,38	0,316	1,69	0,39
ВЛ КНС		2677,4	44,2	22,1	1,0	22,1	АС-25/4,2			1,38	0,316	1,35	0,31
ВЛ ДНС		6380,2	105,2	52,6	1,0	52,6	АС-50/8			0,65	0,292	0,80	0,36
ВЛ НПС	10,5	5240,5	288,2	144,1	1,0	144,1	ВББШВ(3x150)		0,3	0,13	0,06	0,04	0,02

Таблица 5.1

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОДКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчиво к токам короткого замыкания (КЗ) и выбираться с учетом этих токов. При проектировании систем электроснабжения определяют максимально возможные и минимальные токи КЗ. Максимальные токи КЗ рассчитываются для проверки токоведущих частей электрических аппаратов на термическую и динамическую стойкость, для выбора устройств по ограничению токов КЗ или времени их действия. Минимальные значения токов КЗ необходимы для оценки чувствительности релейных защит.

Для получения максимального значения тока КЗ расчетным является трехфазное короткое замыкание. Расчетное место КЗ выбирают так, чтобы ток, проходящий через проверяемый аппарат, оказался максимально возможным, т.е. точка КЗ принимается непосредственно за проверяемым аппаратом. Все нормально работающие источники питания в том числе и двигатели, которые в момент короткого замыкания переходят в режим генератора, считаются включенными.

Расчетным для минимально возможного тока КЗ является одно- или двухфазное КЗ в конце рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.

При расчетах максимальных и минимальных значений токов КЗ принимаются допущения:

- все источники схемы электроснабжения, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

- расчетное напряжение каждой ступени принимается при расчете максимального тока КЗ на 5% выше номинального значения, а при расчете минимального тока КЗ – равным номинальному напряжению сети;

- короткое замыкание происходит в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

- сопротивление места КЗ считается равным нулю;

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание. Расчетная схема процесса приведена в Приложении 1. Расчетная схема замещения приведена на Приложении 2.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на разные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой. Этот режим и принят за расчетный.

Сопротивления линий можно определить по формуле:

(6.1)

(6.2)

Сопротивления трансформаторов определяется по формуле:

(6.3)

Сопротивление высоковольтных двигателей и генераторов определим по формуле:

(6.4)

Рассчитаем сопротивления трансформаторов:

(6.5)

где Z_∑ - общее сопротивление до точки короткого замыкания;

I_б – базисный ток для данной ступени трансформации.

Ударный ток КЗ равен:

(6.6)

где К_уд – ударный коэффициент, зависящий от отношения (Х_∑/ R_∑).

Токи двухфазного КЗ определяются по формуле:

(6.7)