大型油库（精选4篇）
大型油库 篇1
保护公众健康与安全,保护环境是我们的基本国策,党和政府始终坚持‘安全第一,预防为主’的安全生产方针。要求对具有较大风险的建设项目,从可行性研究至竣工验收、投入生产和使用,都必须按照安全生产设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产与使用的要求进行建设与管理,称为石油工程建设项目的“三同时”。要求企业各级领导管生产必须同时抓安全,在计划、布置、检查、总结、评比生产的同时,也要计划、布置、检查、总结、评比安全工作。企业的行政负责人是安全生产的第一责任者。
(一)安全管理主要内容和方法
企业安全管理的主要内容包括:建立和健全各级安全管理机构,明确各级的职责和权力;制定和完善企业的安全规章、制度,制定各岗位的安全操作规程和安全责任制,制定各级事故应急预案等;对全体职工及特殊岗位工作者的安全培训、安全教育;组织各种安全活动,包括安全生产分析、安全检查、安全宣传、事故应急预案演练及总结评比等;事故管理也是安全管理的重要内容之一,主要包括事故调查、分析、统计、事故处理报告、提出预防措施、资料管理等工作。
传统的安全管理方法及程序有方法简单、容易掌握、出结论所需时间短的优点,但除去制定规章制度和安全培训教育,其余的工作都着重在总结、评价过去多为事故发生后进行研究和处理的“事后过程”,不具有预测性。安全评比往往是以是否发生重大事故或事故多少来评价企业的安全性。实际上在一定条件下,事故隐患存在,但事故可能发生,也可能不发生,它具有偶然、随机的性质。目前没有出事故不一定说明该系统的安全有足够的稳定性。另一方面,随着生产技术发展及系统本身、环境条件变化,新的不安全因素又会出现,仅仅从以前的事故中总结找出的预防措施往往可能滞后,且难以预测今后的事故发生机率及严重程度。
现代安全管理应用安全系统工程的理论和方法,使系统的安全处于最佳状态。它用系统工程的理论、方法来分析和研究系统中不安全因素的内在联系,检查各种可能发生的事故的概率及其危险程度,对风险做出定性及定量的评价。在一定投资、生产成本等约束条件下,把发生事故的可能性及造成的损失减低到目前可以接受的水平。根据风险评价的结果,提出相应的整改措施,把有限的资源最佳配置,以达到控制或消除事故的目的。这种方法通过危害因素识别和风险评价,划分风险程度、级别,指导人们预先采取降低风险的措施,预防事故的发生。在油气管道应用安全系统工程的理论和方法,达到控制或消除事故的目的,可以全面提高管道系统的安全水平。
(二)强有力的安全生产监督是安全管理实施的保障
若没有强有力的监督,完善的安全立法及规范往往难以认真执行。现行的安全管理法规中都强调了监督和审核。石油天然气行业通行第三方监督与行业内部安全生产监督相结合的体制。国家的第三方监察有专门的监察机构与监察体系,如我国的国家与各级行政区的安全生产监督管理局,代表国家利益对企业的安全生产进行监察和管理。各级机构的职责、权力范围、监察方法等由有关的法规明确规定。要求采取各种强制性措施包括立法、制裁及全员责任制等来确保生产安全。国家监察很重要,但常常存在监管范围、频率不足及专业性有限的问题。行业内部监督是国家监察的补充,可以强化企业自我监管的意识,对企业的安全生产进行全过程的动态的监督,实践已证明它是一种行之有效的手段。内部安全生产监督要求企业建立自我约束机制,落实企业在安全生产上应担负的责任,强化安全管理,主动积极地依法安全生产。行业内部监督一方面对生产过程的人身和设备安全进行事先及事后的督促、检查,带有一定强制性,同时协助企业领导抓好安全管理工作。
国家经贸委2000年4月24日发布了《石油及天然气管道安全监督管理规定》,明确了对油气管道系统的安全监督管理规则,包括对管道勘察设计、钢管制造、管道施工、运行、检测和报废全过程实施安全监督、管理的要求。由于油气长输管道沿线经过省、市、地区多,范围大,涉及的行政区域多,监察管理的技术难度大。我国油气长输管道是由国家安全生产监督管理总局及地方各级安监机构负责对管道企业的安全生产监察管理。
我国石油天然气行业已逐步建立和发展了行业内部安全生产监督体制。目前,在石油天然气企业及各专业分公司、某些生产现场均设有安全生产监督,各级监督组成了石油行业内部安全生产监督体系。基层的安全监督由上一级监督站选派,安全监督要经过培训、考核合格,取得相应资质后才能上岗。他们的职责是监督安全生产法规、规章制度的执行情况,查处安全违法行为或提出处罚意见,并协助企业做好安全管理工作。
摘要：在国家对安全生产要求严格的大环境下,大型油库安全也是安全生产管理内容之一,所以我们要建立健全各级安全管理机构,制定合理有效的安全管理措施,实施强有力的安全生产监督,确保制定的方法策略得到有效实施,更好的做好安全生产,确保安全生产,把危害降到最低。
关键词：安全管理,有力监督
大型油库自动化计量系统现状探究 篇2
随着2004年底石油市场的开放, 建立一套先进可靠、切实可行的油库自动化系统, 可以全面提升油库的生产效率和安全管理能力, 从而降低运营成本, 将油库的业务数据与公司总部信息系统集成, 为公司进行战略分析提供准确、可靠地数据来源, 可以使总公司及时、更好的结合自身信息把握市场脉搏, 优化业务上下游的采购和生产计划, 将非常有助于提高公司在整个供应链的竞争力。
二、油库计量化自动化现状
油罐的计量最初是通过人工投尺、采样、计算实现的, 随着计算机系统的技术的发展出现了自动化计量系统。自动化计量系统是集现代数字通讯技术、计算机软硬件技术、油罐液位计量业务知识为一体的实时信息采集和分析处理信息系统, 它是通过液位计、温度计、密度计、压力计等测量传感器取得油罐与计量相关原始数据, 以各种总线技术作为数据传输技术标准, 多种通讯形式实现计量服务计算机与现场测量传感器终端通讯, 最后由计量服务计算机分析处理实时取得的计量数据, 图形化显示、产生后续业务数据提供进一步分析使用, 所有相关人员都可以在拥有相应权限的基础上, 通过网络共享使用包括实时信息和历史信息在内的计量数据。自动化计量系统从系统结构上可以分为下位机测量仪器仪表、数据通讯、上位机软件系统三大部分。
首先, 从下位机测量仪器仪表来看, 国外由于基础技术雄厚, 并依靠技术的不断进步, 在计量自动化仪器仪表研究应用方面一直走在前列, 不仅品种齐全而且技术先进性能可靠, 从实验室研究向民用转变时还兼考虑到价格便宜、使用周期长、维护时间短且费用低。随着技术的不断发展, 仪表的结构和功能都得到了很大的改进, 都按照一定总线标准发展。正因为技术上的优势使得国外的计量仪器仪表占有很大部分的国内市场, 特别是在对计量精度要求比较严格的高端市场。
其次, 数据通讯方式最初采用RS—485总线方式向油库自动化系统现场总线方式转变[1]。RS—485总线方式的特点包括:
1.布线方式简单, 多点互连时非常方便, 可以省掉许多信号线;
2.在任一时刻只能有一个发送器, 其余的都作为接收器, 也即是一主多从的通信方式。
1、受制于485总线通信速度的限制, 一般使用此种总线的网络规模不宜过大, 而且传输距离也受到限制, 油库的地理环境影响很大;
2、计量系统独占总线通讯资源, 与油库其他自动化子系统是分开的, 正因为如此, 对只实施自动化计量系统的油库来说, 其实施成本相对来说是比较低的。
而实际情况是油库自动化系统都是整体实施、局部省级改造, 简单的RS—485总线方式已经不能满足油库的需求了。这时现在总线技术的优势就显现出来了:
3.数字化通讯方式, 相对于之前的模拟信号方式, 不仅提高了测量和控制的精确度, 而且也减少了传输过程中产生误差的可能性;
4.它的系统机构也很简单, 多个设备可以同时通过一条电缆接入现场总线, 因此施工布线的成本和工作量大为下降, 当需要增加现场控制设备时, 只需就近将增加的设备接入总线即可, 节省投资的同时也减少了设计、安装的工作量, 减少了重复施工的情况;
5.增加了可选设备的范围, 由于现场总线协议的出现, 不同厂商都可以在遵守现场总线协议的基础上生产自己的仪器设备, 能够避免出现用户在系统集成中因协议或是接口不兼容而无法使用某些设备的情况[2];
6.设备智能化, 现场设备具有一定的自诊断和处理简单事故的能力, 而且还可以通过现场总线将相关信息传递到控制室, 方便用户查询所有设备的运行状态, 尽早发现、分析、解决问题。
现场总线不仅是油品计量系统未来发展的方向, 国内相关厂家也在积极的推出自己的总线标准, 并已应用于市场[3]。
最后, 国内目前正在使用的软件系统实现了计量系统的基本功能, 包括数据采集、实时处理、显示计量数据, 但仍然存在一些问题。考虑到系统用户群中一大部分是面向基层的操作人员, 但他们对系统的整体概念了解不深, 对系统的操作使用要求尽可能的简单明了, 现在系统的人机界面设计缺乏互动性, 不能很好的满足用户操作使用的要求;业务数据方面, 目前的处理也仅停留在实时显示, 缺乏对数据后续使用的继续深入挖掘;系统构架设计方面, 目前系统采用面向工程技术, 多是针对油库自动化计量系统实施的某一阶段具体内容专门定制开发的, 由于不同阶段计量统计的需求都是具有独立性, 在设备选型、接入方式上可能存在差异, 因而具有一定的局限性。当系统下位机组成发生变化后, 上位机软件系统无法通过简单的配置就可以满足需求的, 基本都需要有针对性的修改系统源程序, 并经过严格的测试后才能投入实际使用。再次修改系统这项工作不仅需要对系统重新评估, 还需要耗费投入的人、物、财等资源, 而且还会带来很多的不确定性, 给系统稳定运行带来隐患, 增加了后期维护功工作的难度。
一个高水平的计量软件系统可以全面提升油库的生产效率和安全管理能力, 改善油库计量操作人员的工作环境, 降低劳动强度, 有利于提高劳动生产率, 从而可以降低油库整体的运营成本。从提供商的角度, 一套设计良好并成功实现的软件系统可以缩短系统实施的周期, 降低服务费用, 提高实施项目的利润率, 帮助全面提升公司在客户心目中的地位, 从而有助于占领市场。
参考文献
[1]凌国平, 周新建, 如何提高测控系统中RS485通信的可靠性[J], 仪器仪表报.
[2]王黎明, 夏立, 邵英等, 现场总线及工业控制网络技术[M], 北京;电子工业出版社.
大型油库 篇3
近年来随着以PLC为主的现场总线控制技术的发展,特别是采用开放式工业现场总线的网络通讯技术的发展,为油库的自动化监控系统的应用提供了可靠的保证。通过带有现场总线的仪表和控制设备组成的多网络控制系统,将分布式I/O与核心控制器快速、方便地联系起来,完成控制系统信号的底层采集和控制。同时经过处理的数据通过以太网连接不同功能的控制室上位机,实现人机界面(Human Machine Interface,HMI)平台系统的互动操作[2]。
1 设计方案简介
某大型油库罐区为由西向东依次布置的3个罐组和1个辅助罐组组成,编号分别为3#、4#、5#、6#,共18台储罐,设计总库容为新建412km3,其中3#罐组布置4台55km3外浮顶储罐,用于储存燃料油,每个罐设1个高液位报警开关、1个雷达液位计、1套多点温度、6个电动阀和1个可燃气体探头;4#罐组布置6台30km3内浮顶储罐,每个罐设1个高液位报警开关、1个磁致伸缩液位计、1套多点温度、4个电动阀和1个可燃气体探头;5#罐组布置1台2km3拱顶罐,5台2m3内浮顶罐,用于储存航煤兼汽柴油,每个罐设1个高液位报警开关、1个磁致伸缩液位计、1套多点温度、4个电动阀和1个可燃气体探头。6#辅助罐组布置2台0.1km3切水罐,用于对4#罐组罐底进行航煤清污处理,包括每个罐设1个磁致伸缩液位计、2个电动阀和两个公用的补水泵。根据现场情况,3#罐组采用罗斯蒙特雷达液位计,4#、5#及6#罐组采用阿美特克磁致伸缩液位计。
同时在库区设置燃料油泵棚和成品油泵棚,用于对库区罐组油品的输送。其中燃料油泵棚共有9个泵,其中3个汽车发油泵和6个轮船发油泵。每个发油泵设1个泵出口压力变送器、启停开关和状态监测。成品油泵棚共有10个泵,其中4个航煤装船泵、6个成品油装船泵。每个发油泵设1个泵出口压力变送器、启停开关和状态监测。同时在每个泵棚区各设置4个可燃气体探头,用于检测油气浓度。
罐区控制系统相对独立,采用PLC集中控制,PLC机柜及UPS电源柜设在罐区新建机柜室,现场所有的4～20mA模拟量仪表和开关量阀门、泵、仪表信号通过电缆集中引入PLC机柜;二进制控制输出由机柜内部的PLC从站DO模块控制;所有总线型仪表、变频泵和电机软起动器信号采集和控制由各自组成的总线网络通过PLC进行控制。现场机柜室设辅助操作站,集中监控新建罐区、输油泵棚、阀组区及水处理设施等的过程参数。同时,将有关数据通过以太网送到中控室进行集中监控。
2 系统网络架构及配置
考虑到系统的可靠性、稳定性、开放性以及可扩展性,整个油库罐区自控系统采用以PLC为主的多网络总线控制。由于PLC软件的运行不依赖于任何控制设备,只要符合通用的通讯归约(包括国际规约和国标),都可以嵌入系统,既保证了设备的兼容性,也保证了以后的扩容、扩建不受制造厂商的制约。所以,通过各自设备组成的现场总线网络,方便地实现设备状态信息的传递和中央控制室对于设备的控制[3]。
整个控制系统从功能上分为3个等级:管理级、过程级和现场级。管理级为操作员站和在库区中控室的服务器、操作站,管理级主要负责提供友好的人机交互界面,便于操作人员控制和监视现场设备,记录操作信息和设备参数;过程级主要包括西门子S7-00 PLC系统,作为整个控制系统的主控制单元,S7-00主要负责向上对管理级设备传递现场设备参数和对现场的监控信号,向下对现场级设备下达动作命令,协调现场设备动作次序;现场级为相应设备组成的现场总线系统,现场级主要包括Siemens的现场站点ET-00、变频器、软启动器和相关仪表。现场级的主要任务是根据各自现场总线组成的网络,接收上层的动作命令,按照要求做具体动作,同时采集必要的现场信息,传递给上层作为参考。系统网络配置如图1所示。
S7-400中央处理单元采用414-2DP CPU,它集成两个网络端口,端口0配置成MPI接口,数据传输典型速度为187.5kb/s。通过系统默认地址分配可作为调试监视口;端口1配置成DP主站接口,数据传输典型速度为1.5Mb/s,用于连接DP扩展模块ET200M、ABB变频器ACS800系列和DP总线网关。同时为保证远距离通讯信号传输稳定,在机柜间适当的动力柜内部,安装网络中继器进行网络信号放大处理,保证和带有DP总线控制单元的设备进行良好通讯。
PLC与上位机组成以太网络,通讯通过西门子CP443-1实现,PLC和上位机通讯采用以太网通讯模块。这样配置是基于以下考虑:CP443-1模块具有独立通讯处理能力,且能够镜像S7414CPU的数据,减轻PLC和上位机的通讯负担;它和上位机组成以太网络,具有较强的网络扩容能力和较快的网络速度(100Mb/s);使用高性能的Step7工具对现场设备组态和参数化。通过路由功能,可对现场中任何一台链接到PROFIBUS-DP节点的从站都能监测和诊断。
DP网关和现场设备组成各自的通讯网络。考虑到西门子从站通讯实现最大244字节的有效数据传送,所以施耐德电机软启动器AST48和罗斯蒙特雷达液位计分别用两个Modbus转DP网关,采用RTU通讯协议,16位CRC错误效验码,通讯速率为19.2kb/s。对于磁致伸缩液位计,根据阿美特克远程控制单元的通讯数据的发送形式,使用RS485自由串口通讯形式,16位CRC错误效验码,通讯速率为9.2kb/s。每一个DP网关对于现场设备都是各自总线的主站,同时对于414-2DP CPU来说,又都是DP从站,所有协议规约符合各自网络要求。
3 网络通讯设计和实现
3.1 ABB变频器和S7-400 DP通讯
因美国ABB公司的ACS800系列变频器为非西门子DP网络设备,故首先在安装软件中把其设备数据库文件(.GSD)连接到Step7的设备数据库文件系统中。GSD文件以一种准确定义的格式给出ACS800系列变频器全面而明确的产品描述,这样使它能够被PROFIBUS网络接受。在Step7网络硬件配置图中找到该变频器图标,然后挂接到DP网络中,并指明相应通讯硬件的地址。
装船泵的出口检测压力4～20mA信号进入变频器模拟量输入,由PLC通过DP网络设置的出口压力作为给定值,变频器通过内部的PID控制器来调节装船泵的电机转速,从而达到理想的控制效果。所有PO命令的发送和PI状态的读取通过在PLC硬件配置图中设置的虚拟I/O进行。
3.2 现场设备的Modbus通讯
Modbus 3种具体的通信方式包括Modbus串行链路、Modbus-Plus和Modbus-TCP。在本项目中,和施耐德电机软启动器、罗斯蒙特雷达液位计采用RTU串行通讯协议,通讯字格式为1-8-2格式,无校验,如图2所示。
在明确各自设备Modbus通讯地址和系统信息的情况下,根据用户要求的设备监控状态,在西门子的Step7硬件组态软件中组态Modbus网关设备的通讯地址、速率和字节格式,并在网关设备的空槽中插入不同功能码的通讯模块,并设定相应的偏移地址等参数,形成不同的报文队列。网关设备会根据此设置完成Modbus至Profibus-DP总线的数据映射关系,然后通过程序读取对应的虚拟输入变量地址来实现实际的通讯要求。表1所示为罗斯蒙特雷达液位计远程控制单元通讯用到的信息功能码和偏移地址。
4 现场设备的RS485自由串口通讯
采用总线布线,从控制室到现场布一条4芯屏蔽线,每个液位仪通过防爆接线盒和总线连接。由于阿美特克磁致伸缩液位计通讯数据格式为厂家给定的自定义格式,所以在和阿美特克远程控制单元的通讯采用RS485自由串口,数据通讯采用主/从方式,使用地址/数据标识位原理:RS485网关作为网络唯一主站,主站发出数据请求消息,从站接收到地址帧后,各自将接收的地址与本从站的地址比较。对于地址相符的那个从站,使相应标志位清0,以接收主机随后发来的所有信息;对于地址不符的从站,仍保持相应标志位为1,对于主机随后发来的数据不予理睬,直至发送新的地址帧。从站接收到正确消息后就可以发送数据到主机以响应请求。当从站发送数据结束后,发送一帧校验,并置相应标志位为1,作为从站传送数据结束标志。
在西门子的Step7硬件组态软件中组态网关设备的通讯地址、速率和字节格式,并在网关设备的空槽中插入对应的映射I/O,通过程序读取对应的虚拟输入/输出变量地址来实现实际的通讯要求。
5 系统配置优点
整套系统采用分层结构控制,由PLC组成的多网络系统实时和设备进行信息交换,每一个独立子网都具有独立的运行功能。此方式的优点是故障点分散,局部的故障不影响整套系统的正常运行。采用此方式施工、维护方便且扩容简单。
6 结束语
随着计算机和控制理论的不断进步,自动化系统逐渐趋于完善,带有自诊断功能和微机通信接口的元器件也越来越普及,价格也趋向便宜。当硬件条件成熟时,可以建立在线诊断系统,当发现设备运行存在异常先兆或故障时,可由故障诊断系统对其进行分析,帮助现场操作人员对线路、元器件进行预防处理或应急处理。同时在设计时,要从长远着眼,技术方案要有一定的前瞻性,充分考虑将来整个系统的整体升级、扩容问题;在实施时应建立长期建设规划,分期逐步地实施,既不影响生产进度,又能降低成本。目前该油库罐区多网络自控系统已经正常投入运行,效果良好。
摘要：给出了在大型油库罐区项目中使用多网络监控设备的有效解决方案。提出了整个系统分为管理级、过程级和现场级。从设计思想,网络结构及配置,通讯的设计、实现和系统优点4个方面进行了详细的论述。
关键词：监控系统,PLC,现场总线
参考文献
[1]叶彦裴,李训铭,刘光辉等.油库罐区自动化监控系统设计与实现[J].自动化仪表,2007,28(7):43~45.
[2]阳宪惠.现场总线技术及其应用[M].北京:清华大学出版社,2001:20~65.
大型油库 篇4
电力系统短路电流计算是电力系统规划、设计、运行中必须进行的计算分析工作[1]。需求出最大短路电流值, 用以校验电气设备的动稳定、热稳定及分段能力, 整定继电保护装置;还需求出最小短路电流值, 作为校验继电保护装置灵敏系数和校验电动机起动的依据[2,3]。利用网络元件的电磁暂态模型进行短路电流计算, 结果准确, 但方法复杂且计算量大, 不能满足工程的需求。人们在短路电流计算方法的研究方面投入很多精力, 以找到一个在计算的准确性和简化性上的最佳平衡点[4]。当前设计部门普遍采用的电力系统短路电流计算标准或方法主要有运算曲线法[5]、IEC标准[6]或ANSI标准[7]。目前, 国内多采用运算曲线法或IEC标准的概念和算法[8], 而国外主要采用IEC标准或ANSI标准完成工程计算[9]。
在本文所述的设计过程中遇到了如:系统参数由于地方电业局系统增容进行了短路参数的更新、项目的配电方案多次调整、负荷容量及供电距离随着工程设计的深入而变化等情况。工程设计人员需要反复计算和调整中间某处的阻抗, 采用计算软件即可高效地解决上述问题。本文所采用的ETAP电气计算软件是全球市场公认的可提供电力系统分析、设计、仿真等功能的优秀计算软件, 可利用其完成电力系统的短路电流计算和整定保护的校验, 该软件在计算中可以选择IEC标准或ANSI标准, 本文根据项目需求选用了IEC标准进行仿真。
1 大型油库配电系统介绍
大型储油库区一般具有建设投资比较高, 建设的占地面积大, 供电距离远等特点。本文所介绍的物流园区一期工程包括了油库区和码头两大部分, 其中变电所数量总计9座, 35k V配变电所 (总降) 1座, 10k V配变电所达6座, 其中仅油库区的占地面积就达51.4万m3, 其中码头部分变电所距离较远, 最远距离达到10公里以上。整个油库的配电系统对于35k V、10k V及0.4k V侧均采用了单母线分段接线方式。
本文需要在设计过程中计算出系统的最大和最小运行方式下的短路电流, 从而完成电气设备校验和继电保护装置的整定及校验。通常所说的电力系统最大运行方式, 就是在电力系统的某种运行方式下 (如:母联或分段断路器在合位, 两台或多台变压器并联运行的方式) , 系统的阻抗值最小, 相应的短路电流将会最大, 该运行方式就是最大运行方式。反之, 就是最小运行方式。本文根据项目自身特点采用了ETAP软件进行了仿真设计及计算, 即可准确直观的计算了最大运行方式下和最小运行方式下的短路电流, 为项目总降的安全平稳运行提供了很好的设计依据。2012年12月底该35k V总降及本工程的各装置变电所建成投产, 35k V总降将10k V电源送至各装置10k V母线, 经过一年多的生产运行, 证明了通过ETAP软件的仿真结果为工程设计与实施提供了重要保障, 确保了该电气系统的安全平稳运行。
2 大型油库区电力系统模型搭建
在ETAP软件中, 想要实现短路分析计算、潮流分析、继电保护配合、电动机起动分析等工作, 都是以单线图为基础的。因大型油库的电力系统较大且内部变电所繁多, 故本文仅对总降站的电力系统模型从35k V侧、10k V侧和0.4k V侧母线进行了完整的搭建, 其它6座10k V变电所, 选择了其中两座比较典型的变电所进行了完整的搭建, 而其余4座变电所利用负荷代替。
在软件建模之初, 本文选择了“米制”单位。根据大型油库项目的配电系统单线图完成了如:等效电网、变压器、电缆、等效负荷、母线、断路器等电力系统元件建模, 在建模时采用了先建立完整的左侧的单线图, 即完成35k V、10k V和0.4k V侧Ⅰ段母线的建模方法。
根据大型油库电力系统配置情况先后完成了等效电网、变压器、电缆、电动机和等效负荷等的参数的输入后。选择全部电力系统网络整体复制到右侧, 快速简洁的完成了右侧的单线图, 即实现了35k V、10k V和0.4k V侧Ⅱ段母线的建模工作, 这样一来只需要局部调整如:电动机和电缆等不同于Ⅰ段母线模型中元件参数, 快捷的完成大型油库的电力系统的模型搭建工作。
利用ETAP11.1.1[11]大型电气计算软件建模的电力系统网络是很直观的, 可全面体现大型油库区的电力系统的配置, 影响短路电流计算的主要电气设备及元件等均已搭建并赋值, 完整体现出电力系统单线图的设计内容, 为下一步短路电流计算提供了很好的电力系统模型。因系统模型过大, 本文仅以变电站短路电流计算图为例, 详见图1。
3 大型油库电力系统短路电流计算
在电力系统中, 短路是最常见而且对电力系统运行产生严重影响的故障。所谓短路是指相与相或相与地之间直接金属性连接。短路种类主要有三相短路、两相短路、单相接地短路和两相接地短路等四种。其中三相短路属于对称短路, 其它属于不对称短路。电气系统短路会造成电网系统震荡, 处理不当会造成大面积停电, 甚至会引起火灾等更严重的事故, 因此短路电流的计算就显得十分重要了。
软件中包含ANSI和IEC的标准供选择。ANSI短路电流计算标准, 主要是为基于全电流整定的断路器提供短路电流参考值。IEC标准中包括IEC 60909和IEC 61363两个标准, 其中IEC61363标准主要是船舶和移动式及固定式近海装置的电气设施的三相交流短路电流计算标准。IEC 60909短路电流计算标准是目前国际上被广泛认可的短路电流计算标准之一[10], 其计算原理简明、理论推导严密并有大量计算结论支撑, 能够达到电力系统开关设备安全性与经济性兼顾的目的。综合考虑并根据本文的大型油库区项目需求, 选择了较适合本工程的IEC 60909标准进行计算和分析。
通过该软件计算, 可即准确又直观的完成短路电流的计算工作。IEC 60909标准[10]规定了了四种短路故障:三相短路 (3-Phase) 、单相接地 (LG) 、两相短路 (LL) , 接地的两相短路 (LLG) 。利用软件计算的结果即可满足对电气设备短路动、热稳定校验和继电保护整定所需要的最大运行方式下的三相短路电路, 亦可满足变电所继电保护装置校验所需的最小运行方式下的两相短路电流。
短路过程中短路电流变化的情况决定于电源容量的大小或短路点离电源的远近, 可分为远端短路和近端短路两种形式。本文的大型油库区总降站距离上一级区域变电站距离超过20公里, 并且此区域变电站为当地供电系统网络的末端。国内在工程计算中, 如果以供电电源容量为基准的短路电路计算电抗标幺值X*C≥3时, 可认为电源母线电压维持不变, 不考虑短路电流交流分量的衰减, 此种短路也称为远端短路[2], 本次计算为远端短路 (短路电流中交流分量不衰减的系统) [3、4]。
在短路过程中, 预期的短路电流对称交流分量的值基本保持不变的短路, 远端短路的短路电流波形如图2所示。远端短路因为I"K=Ib=IK, 故只需计算短路初始电流与冲击短路电流。
(1) 对称短路:对称三相短路时, 只需计算短路点正序阻抗ZK (1) =RK+JXK,
(2) 不对称短路:不对称短路的关键是求出短路点的三个序阻抗:ZK (0) , ZK (1) , ZK (2) 。
(3) 电气设备短路阻抗:对于馈电网络、变压器、电缆线路和其他类似的电气设备, 它们的正序和负序短路阻抗相等, 零序阻抗由制造厂家提供。
本文中使用的IEC 60909标准中相关的术语有:对称短路电流初始值IK″;短路电流峰值 (冲击短路电流) ip;对称开断电流Ib;稳态短路电流IK。
当地电业局提供了电力系统35k V母线侧最大运行方式和最小运行方式下的短路容量。依据电业局提出的系统短路容量, 分别在本文模型中的等效网络元件输入电力系统在最大运行方式和最小运行方式下的短路容量, 而后通过ETAP软件即可分别计算出短路电流。通过ETAP软件完成短路电流计算后, 在设置为故障的母线上非常直观显示出短路电流等短路计算参数, 本文仅以最小运行方式下的计算结果为例进行截图展示, 详见图1。因软件的计算结果较多, 全面计算出了3-Phase, LG, LL, LLG的短路电流并生成计算书, 计算结果和数据量较大, 故本文仅以最小运行方式下的三相短路电流 (3-Phase) 和两相短路 (LL) 的计算结果为例。10k V、35k V、成品油变电10k V侧等母线的三相短路、两相短路, 最小运行方式下三相短路电流计算结果为:10k VⅠ段母线IK″=10.924k A;10k VⅡ段母线IK″=10.797k A;35k VⅠ段母线IK″=5.011k A;35k VⅡ段母线IK″=4.977k A;Bus8母线IK″=7.54k A;Bus21母线IK″=7.538k A;成品油罐区变电所10k VⅡ段IK″=10.795k A;成品油罐区变电所10k VⅠ段IK″=10.922k A, 其它计算结果详见表1。
4 结论
通过ETAP软件计算, 很好的完成短路电流的仿真计算和工程应用工作。建模充分利用搭建的模型可快速准确的计算出系统的最大和最小运行方式下的短路电流, 高效率完成的了设计任务。给予项目中10k V及以上的断路器、电流互感器、电缆的短路动、热稳定校验, 变电所继电保护装置的整定及校验都提供了准确的基础工程数据, 为项目得以顺利投产提供了有力的技术支持。该项目投产至今运行平稳。
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