Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

Электроснабжение промышленного предприятия. Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор рационального напряжения питания. Расчет токов короткого замыкания. Выбор средств компенсации реактивной мощности. Расчет режима системы электроснабжения.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.06.2012
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра Электрической техники

Пояснительная записка

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

140610 «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений»

Тема«Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода»

г.Омск

Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

Исходные данные на проектирование.

1. Генеральный план.

2. Мощность системы 650 MBА.

3. Питание предприятия можно осуществить от подстанции энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

4. Индуктивное сопротивление системы (Хс) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классами напряжения 220, 110, 35 кВ.

5. Расстояние от источника питания до завода 5 км.

6. Сведения об электрических нагрузках представлены в табл.1

Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода

№ на плане

Наименование цеха

Установленная мощность

(),кВт

1.

Нефтебаза

900

2.

Котельная № 1

990

3.

Насосная мазута

2200

4.

Насосная товарного парка

880

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

600

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1700

7.

Водонасосная

2000

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

1350

9.

Теплоцентр

2300

10.

Склад

120

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

1400

12

Цех №1

Цех №1 (6 кВ)

1520

3800

13

Цех №2

Цех №2 (6 кВ)

1300

3800

14.

Электоцех

2420

15.

Компрессорная

140

16.

Компрессорная (6 кВ)

Котельная №2

1420

4880

17.

Ремонтно-строительный цех

3600

18.

Насосная перекачки нефти

470

19.

Сооружение циркуляционной системы

3400

20.

Ремонтно-механический цех

2300

21.

Гараж

22.

Административный корпус

Освещение цехов и территории завода

Определить по площади

Рисунок 1. Генеральный план нефтеперерабатывающего завода

Аннотация

Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжение нефтеперерабатывающего завода.

Содержание проекта охватывает основные вопросы электроснабжения промышленного предприятия: характер работы электроприемников, электрические нагрузки, выбор параметров системы электроснабжения и системы распределения промышленного предприятия, определение места расположения питающей подстанции, расчёт токов короткого замыкания, выбор и проверка оборудования, разработка однолинейной схемы электроснабжения предприятия, расчёт релейной защиты силового трансформатора. Условия задания представлены таковыми, что необходим выбор рационального распределения напряжения, схемы питания, в связи с чем необходим технико-экономический расчет.

Кроме основной темы, проект содержит следующие разделы:

1. Выбор средств компенсации реактивной мощности;

2. Технико-экономический расчет рационального напряжения питания;

3. Безопасность жизнедеятельности на предприятии.

4. Расчёт режима системы электроснабжения.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Описание технологического процесса

2. Определение расчетных электрических нагрузок

3. Расчет и выбор компенсирующих устройств

4. Выбор системы питания

4.1 Определение центра электрических загрузок

4.2 Выбор места расположения ППЭ

4.3 Выбор рационального напряжения питания

4.3.1 Технико-экономический расчет

4.3.2 ТЭР питающего напряжения 110 кВ

4.3.3 ТЭР питающего напряжения 220 кВ

4.4 Выбор трансформаторов ППЭ

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

4.5.1 Выбор сечения питающей ЛЭП

4.6 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения

5. Выбор системы распределения

5.1 Выбор напряжения распределения

5.2 Выбор числа РП 6 кВ, ТП 6/0,4 кВ и мест их расположения

5.3 Определение мощности и количества цеховых ТП 6/0,4 кВ

5.4 Выбор способа, схемы канализации электрической энергии и сечений кабельных линий 6 кВ

6. Расчет токов короткого замыкания в системе ЭСПП

7. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения нефтеперерабатывабщего завода

7.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей на головном участке ЛЭП 110 кВ

7.2 Выбор и проверка разъединителей на головном участке ЛЭП 110 кВ.

7.3 Выбор вводного выключателя

7.4 Выбор выключателя отходящей кабельной линии

7.5 Выбор межсекционных выключателей на ПГВ

7.6 Выбор трансформаторов тока в вводной ячейке 6 кВ

7.7 Выбор трансформаторов напряжения для секции шин 6 кВ

7.8 Выбор автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ

7.9 Выбор защитных аппаратов высокого напряжения

7.10 Выбор выключателя нагрузки с предохранителем при питании ЦТП магистральной линией.

7.11 Проверка кабелей на термическую стойкость.

8. Релейная защита и автоматика (релейная зашита и МТЗ трансформатора ППЭ)

8.1 Расчет токов короткого замыкания.

8.2 Релейная защита элементов ПГВ 110 кВ

8.3 Расчет дифференциальной защиты трансформатора

8.4 Расчёт МТЗ трансформатора

9. Специальный вопрос

10. Безопасность жизни-деятельности 0

10.1 Особенности организации труда женщин и подростков

10.2 Виды и принцип действия пожарной сигнализации

Заключение

Список литературы

Введение

Современная рационально выполненная система электроснабжения промышленного предприятия должна быть экономичной, надежной, безопасной, удобной в эксплуатации, а также должна обеспечивать надлежащее качество энергии, предусматривать гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны по возможности приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций и решалась

в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий:

1. Рациональное и правильное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3. Применение переменного оперативного тока для устройств релейной защиты и автоматики.

4. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

5. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

1. Описание технологического процесса

Нефтеперерабатывающие предприятия производят топливо для двигателей и самолетов, дизельное топливо, мазут, сжиженный нефтяной газ, смазочные масла и сырье для химических заводов. Сырая нефть очищается до нафты, которая служит сырьем для производства ацетилена, метанола, аммиака и многих других химикатов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) состоят из отдельных комплексных технологических установок, число которых принимается в соответствии с годовой производительностью НПЗ. Производительность НПЗ достигает до 20 млн т. продукции в год. В зависимости от выбранного ассортимента выпускаемой продукции изменяется технологическая схема НПЗ. Различные технологические схемы НПЗ изменяют и глубину переработки нефти [9].

На НПЗ имеются разнообразные электроприемники технологических установок общезаводского характера, из которых наиболее мощными являются блоки оборотной воды с насосными станциями мощностью несколько тысяч киловатт и товарно-сырьевая база с многочисленными насосами. Особенность НПЗ - множество различных двигателей, асинхронных и синхронных, используемых для приводов мощных насосных станций и компрессорных установок различного назначения.

Особо нужно обратить внимание на электроснабжении постов оперативного управления технологическими установками, категория электроприемников постов - особая группа первой категории.

Теплоэлектростанция часто строится около нефтеперерабатывающего предприятия, так как НПЗ является очень мощным потребителем пара. При отсутствии ТЭЦ требуется устройство заводской котельной.

Схема технологического процесса представлена на рис. 1.1

Рисунок 1.1 Технологический процесс судоремонтного завода.

2. Определение расчетных электрических загрузок

Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.

В соответствии с СН 174-75 [1] Определение электрических нагрузок электроприемников с переменным графиком нагрузки на всех ступенях питающих и распределительных сетей следует выполнять, как правило, по методу коэффициента использования и коэффициента максимума в соответствии с действующими указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных установках. Учитывая исходные данные, в рамках дипломного проекта будет применяться метод коэффициента спроса, так как он наиболее прост и широко распространен.

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность группы приемников и коэффициенты мощности cos и спроса данной группы, взятых из справочника.

Расчетная нагрузка определяется по следующим выражениям:

,(2.1)

.(2.2)

По этим аналитическим выражениям определяют максимум силовой нагрузки цехов. Также необходимо учесть нагрузку искусственного освещения. Эта нагрузка как правило определяется по удельной плотности Вт/м2 площади цеха (или территории предприятия).

Коэффициенты мощности и коэффициенты спроса для всех цехов приведены в следующей таблице.

Таблица 2.1 Ведомость электрических нагрузок завода

№ на плане

Наименование цеха

,

кВт

Вт/м2

Категория по надёжности

1.

Нефтебаза

900

0,7

0,75

2,76

I

2.

Котельная № 1

990

0,8

0,85

3,18

I

3.

Насосная мазута

2200

0,8

0,85

3,18

I

4.

Насосная товарного парка

880

0,7

0,75

2,76

I

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

600

0,85

0,75

2,76

II

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1700

0,85

0,7

4

I

7.

Водонасосная

2000

0,8

0,85

3,18

I

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

1350

0,85

0,75

4

I

9.

Теплоцентр

2300

0,65

0,8

2,76

I

10.

Склад

120

0,7

0,85

2,76

III

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

1400

0,8

0,85

3,18

I

12.

Цех №1

1520

0,8

0,7

4

I

13.

Цех №2

1300

0,8

0,7

4

I

14.

Электоцех

1280

0,7

0,75

2,76

I

15.

Компрессорная

1420

0,8

0,85

3,18

I

16.

Котельная № 2

1680

0,8

0,85

3,18

I

17.

Ремонтно-строительный цех

480

0,85

0,7

3,18

I

18.

Насосная перекачки нефти

2350

0,8

0,85

2,76

I

19.

Сооружение циркуляционной системы

2400

0,5

0,75

3,18

I

20.

Ремонтно-механический цех

710

0,7

0,75

1,18

III

21.

Гараж

160

0,8

0,85

3,18

III

22.

Административное корпус

130

0,5

0,9

3,18

III

нагрузка 6 кВ

12.

Цех №1 (6 кВ)

3800

0,85

0,9

4

I

13.

Цех №2 (6 кВ)

3800

0,85

0,9

4

I

16.

Компрессорная (6 кВ)

4880

0,85

1

3,18

I

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере нефтебазы №1.

Параметры цеха: Руст = 900 кВт; cos = 0,75; tg = 0,88; Kc = 0,7; 0=2,76 Вт/м2, тогда согласно (2.1) и (2.2) имеем

(кВт),

(кВар)

При расчёте осветительной нагрузки цеха (завода) используется метод коэффициента спроса. При этом предполагается, что силовые ЭП и освещение будут подключены к одним и тем же трансформаторам цеховых ТП. В этом случае расчетная мощность осветительной нагрузки будет определяться по формулам

, (2.3)

, (2.4)

где - удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м2 полной площади, Вт/м2,

- площадь цеха (м2),

Kco - коэффициент спроса осветительной нагрузки

В качестве источников света используем люминесцентные лампы

Согласно (2.3) и (2.4) имеем

(кВт),

(кВар)

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки:

,(2.5)

,(2.6)

,(2.7)

Определяется по выражениям (2.5), (2.6) и (2.7)

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

На данном этапе расчёта цеховые трансформаторы ещё не выбраны, поэтому при определении максимальной нагрузки цеха потери в трансформаторе вычисляются приближённо:

,(2.8)

,(2.9)

В выражениях (2.8) и (2.9) 0,02 и 0,1 - приблизительные коэффициенты, характерные потерям в цеховых трансформаторах , тогда потери мощности согласно этим выражениям.

(кВт),

(кВАр).

Расчетный максимум цеха определяется с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе:

,(2.10)

,(2.11)

(2.12)

Используя выражения (2.10), (2.11) и (2.12) имеем

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

Результаты расчета для всех цехов приведены в табл. 2.2

Таблица 2.2 Расчётные данные завода нефтеперерабатывающего завода

Наименование цеха

Рр, кВт

Qр, кВАр

у, Вт/м2

Ро, кВт

Qо, кВАр

ДРТ, кВт

ДQТ, кВАр

РМ, кВт

QМ, кВАр

SМ, кВА

1.

Нефтебаза

630

555,61

2,76

13,03

6,31

17,08

85,40

660,11

647,32

924,54

2.

Котельная № 1

792

490,84

3,18

20,99

10,16

19,10

95,50

832,09

596,50

1023,81

3.

Насосная мазута

1760

1090,75

3,18

7,07

3,42

41,57

207,84

1808,63

1302,01

2228,54

4.

4.

Насосная товарного парка

616

543,26

2,76

3,22

1,56

16,50

82,48

635,72

627,30

893,11

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

510

449,78

2,76

22,23

10,77

14,08

70,38

546,31

530,93

761,80

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1445

1474,19

4

11,33

0,48

41,45

207,26

1497,78

1681,94

2252,17

7.

Водонасосная

1600

991,59

3,18

5,44

2,64

37,77

188,84

1643,21

1183,06

2024,79

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

1147,5

1012,00

4

6,36

3,08

30,74

153,68

1184,59

1168,76

1664,11

9.

Теплоцентр

1495

1121,25

2,76

7,42

3,59

37,54

187,68

1539,96

1312,53

2023,41

10.

Склад

84

52,06

2,76

35,21

17,05

2,76

13,78

121,96

82,89

147,46

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

1120

694,11

3,18

2,47

1,20

26,41

132,04

1148,88

827,35

1415,78

12.

Цех №1

1216

1240,57

4

39,11

18,94

35,56

177,81

1290,67

1437,32

1931,77

13.

Цех №2

1040

1061,01

4

39,11

18,94

30,53

152,67

1109,64

1232,62

1658,52

14.

Электоцех

896

790,20

2,76

2,15

1,04

23,94

119,70

922,09

910,93

1296,16

15.

Компрессорная

1136

704,03

3,18

1,59

0,77

26,76

133,82

1164,35

838,62

1434,92

16.

Котельная № 2

1344

832,94

3,18

5,51

2,67

31,75

158,73

1381,26

994,33

1701,93

17.

Ремонтно-строительный цех

408

416,24

3,18

10,60

5,13

11,88

59,40

430,48

480,77

645,33

18.

Насосная перекачки нефти

1880

1165,12

2,76

3,43

1,66

44,31

221,56

1927,75

1388,34

2375,64

19.

Сооружение циркуляционной системы

1200

1058,30

3,18

20,99

10,16

32,45

162,25

1253,44

1230,71

1756,63

20.

Ремонтно-механический цех

497

438,31

1,18

3,17

1,54

13,32

66,61

513,49

506,46

721,23

21.

Гараж

128

79,33

3,18

5,65

2,74

3,14

15,68

136,79

97,75

168,13

22.

Административный корпус

65

31,4809368

3,18

6,18

2,99

1,58

7,91

72,77

42,38

84,21

Итого 0,4 кВ

21009,5

16292,97

272,27

126,86

540,20

2700,99

21821,97

19120,83

29134,00

12.

Цех №1 (6 кВ)

3230

3588,89

0

0

0

0

0

4000,000

-1937,288

4444,444

13.

Цех №2 (6 кВ)

3230

3588,89

0

0

0

0

0

4160,000

4863,579

6400,000

16.

Компрессорная (6 кВ)

4148

4148,00

0

0

0

0

0

1280,000

-619,932

1422,222

Итого 6 кВ

10608,00

11325,78

0

0

0

0

0

9440,000

2306,358

12266,667

Определим мощность, требуемую на освещение территории завода (для освещения территории завода используются лампы ДРЛ):

(2.13)

,(2.14)

,(2.15)

Расчёт ведётся согласно выражениям (2.13), (2.14) и (2.15)

(м2),

(кВт),

(кВАр).

После нахождения расчетных максимумов всех цехов, определяем суммарные максимумы на 0,4 и 6 кВ, а после этого находим максимальную нагрузку завода в целом. Согласно [3] Кр.м. = 0,9

,(2.16)

,(2.17)

,(2.18)

(кВт),

( кВАр),

(кВА).

Для освещения помещений цехов применяются люминесцентные лампы и лампы ДРЛ, для наружного освещения территории завода - ДРЛ.

Площади цехов и лампы, применяемые для освещения цехов, приведены в табл. 2.3

Таблица 2.3 Типы ламп и площади цехов нефтеперерабатывающего завода

№ на плане

Наименование цеха

,

кВт

F,

м2

Типы ламп

1.

Нефтебаза

900

4722

ДРЛ

2.

Котельная № 1

990

6600

ДРЛ

3.

Насосная мазута

2200

2222

ДРЛ

4.

Насосная товарного парка

880

1167

ДРЛ

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

600

8056

ЛЛ

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1700

2833

ДРЛ

7.

Водонасосная

2000

1711

ДРЛ

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

1350

1589

ДРЛ

9.

Теплоцентр

2300

2689

ДРЛ

10.

Склад

120

12756

ДРЛ

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

1400

778

ДРЛ

12.

Цех №1

1520

9778

ДРЛ

13.

Цех №2

1300

9778

ДРЛ

14.

Электоцех

1280

778

ДРЛ

15.

Компрессорная

1420

500

ДРЛ

16.

Котельная № 2

1680

1733

ДРЛ

17.

Ремонтно-строительный цех

480

3333

ДРЛ

18.

Насосная перекачки нефти

2350

1244

ДРЛ

19.

Сооружение циркуляционной системы

2400

6600

ДРЛ

20.

Ремонтно-механический цех

710

2689

ДРЛ

21.

Гараж

160

1778

ДРЛ

22.

Административный корпус

130

1944

ЛЛ

нагрузка 6 кВ

12.

Цех №1 (6 кВ)

3800

9778

ДРЛ

13.

Цех №2 (6 кВ)

3800

9778

ДРЛ

16.

Компрессорная (6 кВ)

4880

1733

ДРЛ

3. Расчет и выбор компенсирующих устройств

Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности tgцэ. Согласно [3] :

,(3.1)

Экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных (активных) нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя согласно выражению (3.1):

(кВАр)

Далее определяется мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить у потребителя:

,(3.2)

Согласно (3.2)

(кВАр)

Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВАр (это экономически нецелесообразно), а также в цехах электроприёмниками которых являются синхронные двигатели.

Определяем величину мощности БСК для производственного цеха №4 по формуле:

(3.3)

Согласно (3.3)

Величину мощности БСК для остальных цехов сводим в табл. 3.1

Таблица 3.1 - Выбор БСК на 0,4 кВ нефтеперерабатывающего завода

Наименование цеха

QКУ,

кВАр

n

Qбскстi,

кВАр

Qкустi,

кВАр

Q'рц

итог,

кВАр

Марка

1.

Нефтебаза

158,47

-

-

-

53,415

-

2.

Котельная № 1

141,29

-

-

-

52,578

-

3.

Насосная мазута

308,58

2

150

300

7,876

КРМ-0,4-150-6 УЗ

4.

Насосная товарного парка

153,65

-

-

-

666,601

-

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

129,88

-

-

-

107,384

-

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

415,89

2

225

450

445,121

КРМ-0,4-225-5 УЗ

7.

Водонасосная

280,39

2

150

300

220,520

КРМ-0,4-150-6 УЗ

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

286,27

2

150

300

357,071

КРМ-0,4-150-6 УЗ

9.

Теплоцентр

317,23

2

175

350

1920,000

КРМ-0,4-175-6 УЗ

10.

Склад

19,49

-

-

-

292,247

--

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

196,09

-

-

-

2274,957

-

12.

Цех №1

355,21

2

200

400

322,769

КРМ-0,4-200-4 УЗ

13.

Цех №2

304,57

2

175

350

536,273

КРМ-0,4-175-6 УЗ

14.

Электоцех

223,14

-

-

-

515,076

-

15.

Компрессорная

198,77

-

-

-

43,978

-

16.

Котельная № 2

235,66

-

-

-

1152,519

-

17.

Ремонтно-строительный цех

118,84

-

-

-

1553,532

-

18.

Насосная перекачки нефти

329,05

2

175

350

196,532

КРМ-0,4-175-6 УЗ

19.

Сооружение циркуляционной системы

301,33

2

150

300

КРМ-0,4-175-6 УЗ

20.

Ремонтно-механический цех

124,05

-

-

-

-

-

21.

Гараж

23,14

-

-

-

-

-

22.

Административный корпус

9,72

-

-

-

-

-

Итого на 0,4 кВ

4630,69

3200

Так как по данным расчётам таблицы видно, что недокомпенсировали реактивную мощность за счёт того что на предприятие имеются электроприёмники 6кВ. Вследствии чего необходимо скомпенсировать её за счёт БСК 6кВ.

Таблица 3.2 - Выбор БСК на 6 кВ нефтеперерабатывающего завода

Наименование цеха

QКУ,

кВАр

n

Qбскстi

Qкустi

Q'рц

итог

Марка

12.

Цех №1 (6 кВ)

441,18

2

250

500

3363,579

КРМ-6,3-450-У3

13.

Цех №2 (6 кВ)

441,18

2

250

500

-1937,29

КРМ-6,3-450-У3

16.

Компрессорная (6 кВ)

0,00

-

-

-

-619,932

-

Итого на 6 кВ

882,36

-

-

1000

806,358

-

Итого 0,4 и 6кВ

5480,18

4200

После выбора БСК производим проверку:

,(3.4)

Используя неравенство (3.4) имеем

>4700

Так как недокомпенсация не превышает 10 %, то считаем что выбор БСК произведён правильно.

Результаты окончательного расчета нагрузки завода с учетом установки БСК сведены в табл. 3.3

Таблица 3.3 - Расчётные данные цехов с учётом БСК

Наименование

P,кВт

Q',кВАр

ДPт,кВт

ДQт,кВАр

Рм,кВт

Qм,кВАр

Sм,кВА

Электроприемники напряжением 0,4 кВ

1.

Нефтебаза

561,92

643,03

17,08

85,40

660,11

647,32

924,54

2.

Котельная № 1

501,00

812,99

19,10

95,50

832,09

596,50

1023,81

3.

Насосная мазута

794,17

1767,07

38,75

193,73

1805,81

987,91

2058,38

4.

Насосная товарного парка

544,82

619,22

16,50

82,48

635,72

627,30

893,11

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

460,55

532,23

14,08

70,38

546,31

530,93

761,80

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1024,68

1456,33

35,61

178,07

1491,95

1202,75

1916,38

7.

Водонасосная

694,23

1605,44

34,98

174,91

1640,42

869,14

1856,45

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

715,08

1153,86

27,15

135,75

1181,00

850,82

1455,57

9.

Теплоцентр

774,84

1502,42

33,81

169,05

1536,23

943,89

1803,03

10.

Склад

69,11

119,21

2,76

13,78

121,96

82,89

147,46

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

695,31

1122,47

26,41

132,04

1148,88

827,35

1415,78

12.

Цех №1

859,51

1255,11

30,42

152,12

1285,54

1011,63

1635,85

13.

Цех №2

729,95

1079,11

26,06

130,28

1105,17

860,24

1400,50

14.

Электоцех

791,24

898,15

23,94

119,70

922,09

910,93

1296,16

15.

Компрессорная

704,80

1137,59

26,76

133,82

1164,35

838,62

1434,92

16.

Котельная № 2

835,61

1349,51

31,75

158,73

1381,26

994,33

1701,93

17.

Ремонтно-строительный цех

421,38

418,60

11,88

59,40

430,48

480,77

645,33

18.

Насосная перекачки нефти

816,78

1883,43

41,06

205,29

1924,49

1022,07

2179,06

19.

Сооружение циркуляционной системы

768,47

1220,99

28,85

144,27

1249,84

912,73

1547,64

20.

Ремонтно-механический цех

439,85

500,17

13,32

66,61

513,49

506,46

721,23

21.

Гараж

82,07

133,65

3,14

15,68

136,79

97,75

168,13

22.

Административный корпус

34,48

71,18

1,58

7,91

72,77

42,38

84,21

Итого на 0,4 кВ:

21786,75

15844,71

27071,26

Электроприемники напряжением 6 кВ

12.

Цех №1 (6 кВ)

1064,36

3230,00

68,02

340,08

3298,02

1404,45

3584,60

13.

Цех №2 (6 кВ)

1064,36

3230,00

68,02

340,08

3298,02

1404,45

3584,60

16.

Компрессорная (6 кВ)

0,00

4148,00

82,96

414,80

4230,96

414,80

4251,24

Итого на 6 кВ:

10826,99

3223,69

11420,45

Общая сумма

32613,74

19068,40

38491,72

Находим максимальную нагрузку завода в целом с учетом выбранных компенсирующих устройств

,(3.5)

,(3.6)

. (3.7)

используя выражения (3.5), (3.6) и (3.7) имеем

(кВт),

( кВАр),

(кВА).

4. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы (системы) - питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Выбора системы питания будем проводить в следующей последовательности: определим ЦЭН, определим место расположения ППЭ.

4.1 Определение центра электрических загрузок

Расчет ЦЭН производится для определения мест расположения цеховых трансформаторных подстанций и пункта приема электрической энергии, а также для построения картограммы нагрузок.

Построение картограммы производится на основании результатов определения расчетных нагрузок цехов. Она строится из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными нагрузками цехов.

Площади кругов пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха.

Радиус круга, характеризующий активную мощность цеха, определяется по формуле:

, (4.1.1)

где -активная мощность -ого цеха, - масштаб (m=1 кВт/мм2) .

Угол, характеризующий долю осветительной нагрузки относительно всей расчетной нагрузки цеха, определяется по формуле:

, (4.1.2)

где - активная мощность освещения -ого цеха.

Произведем расчет на примере производственного цеха №1, используя выражения (4.1.1) и (4.1.2)

(мм)

Результаты расчетов сведены в табл. 4.1

Таблица 4.1 Расчётные данные ЦЭН

Наименование

Рм, кВт

Х, м

Y, м

Pо, кВт

R, мм

, град

Pр·X

Pр·Y

Электроприемники напряжением 0,4 кВ

1.

Нефтебаза

660,11

329

227

13,03

14,50

7,11

216956,98

149625,50

2.

Котельная № 1

832,09

440

557

20,99

16,27

9,08

366118,39

463195,23

3.

Насосная мазута

1805,81

342

480

7,07

23,98

1,41

616986,18

866790,34

4.

Насосная товарного парка

635,72

287

442

3,22

14,23

1,82

182238,47

280774,39

5.

Лабораторный корпус (ЦЗЛ)

546,31

442

728

22,23

13,19

14,65

241286,88

397895,72

6.

Депарафинизированная установка (ДПУ)

1491,95

243

552

11,33

21,79

2,73

363040,49

823057,56

7.

Водонасосная

1640,42

302

592

5,44

22,85

1,19

494861,11

970583,94

8.

Электрообессоливающая установка (Элоу)

1181,00

245

718

6,36

19,39

1,94

289346,20

848355,20

9.

Теплоцентр

1536,23

300

635

7,42

22,11

1,74

460869,16

975506,38

10.

Склад

121,96

445

43

35,21

6,23

103,92

54272,70

5284,98

11.

Этилосмесительная установка (ЭТСУ)

1148,88

190

497

2,47

19,12

0,78

218287,38

570610,87

12.

Цех №1

1285,54

322

605

39,11

20,23

10,95

413513,82

777748,79

13.

Цех №2

1105,17

437

733

39,11

18,76

12,74

482589,73

810456,03

14.

Электоцех

922,09

247

420

2,15

17,13

0,84

227447,87

387276,10

15.

Компрессорная

1164,35

297

497

1,59

19,25

0,49

345425,18

578296,10

16.

Котельная № 2

1381,26

358

640

5,51

20,97

1,44

494950,55

884004,71

17.

Ремонтно-строительный цех

430,48

445

585

10,60

11,71

8,86

191419,72

251830,29

18.

Насосная перекачки нефти

1924,49

253

76

3,43

24,75

0,64

487538,22

146261,47

19.

Сооружение циркуляционной системы

1249,84

317

190

20,99

19,95

6,05

395783,23

237469,94

20.

Ремонтно-механический цех

513,49

408

377

3,17

12,78

2,22

209676,78

193416,13

21.

Гараж

136,79

183

110

5,65

6,60

14,88

24976,86

15046,91

22.

Администативный корпус

72,77

244

37

6,18

4,81

30,59

17787,05

2668,06

Электроприемники напряжением 6 кВ

12.

Цех №1 (6 кВ)

3298,02

245

605

32,40

809235,64

1995300,25

13.

Цех №2 (6 кВ)

4230,96

168

733

36,70

709077,56

3102704,00

16.

Компрессорная (6 кВ)

4230,96

167

640

36,70

705160,00

2707814,40

Общая сумма

33546,69

9018846,14

18441973,29

Координаты ЦЭН находятся по формулам:

; (4.1.3)

; (4.1.4)

Координаты ЦЭН согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(мм,)

(мм)

Картограмма нагрузок представлена на рис. 4.2

4.2 Выбор места расположения ППЭ

При выбора места расположения пункта приема электрической энергии используем два показателя оптимизации: показатель разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электрических нагрузок.

Разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. Поэтому расположение ППЭ в ЦЭН является наивыгоднейшим по затратам.

Однако в данном конкретном случае установка ППЭ в ЦЭН не представляется возможной из за отсутствия свободной площади необходимой для размещения подстанции.

Устанавливаем ПГВ в стороне от ЦЭН, учитывая с какой стороны к заводу подводится питание.

Нагрузка 0.4 кВ

Нагрузка 6 кВ

Доля осветительной нагрузки

Рисунок 4.2 Картограмма нагрузок нефтеперерабатывающего завода

4.3 Выбор рационального напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания производится на основе технико-экономического расчета.

4.3.1 Технико-экономический расчет

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие, в которых потребитель получает необходимое количество электроэнергии заданного качества при заданной степени надежности. На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе - оптимальный вариант по технико-экономическим показателям.

Технико-экономическое сравнение является завершающим этапом приближённого расчета нескольких вариантов сети по схеме и по напряжению. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.

Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат (З, руб/год), вычисляемых по следующей формуле:

(4.3.1.1)

где - капитальные вложения, (руб.), необходимые для сооружения сети, предполагается, что строительство ее продолжается в течение одного года;

- ежегодные эксплуатационные расходы, (руб.), предполагаемые неизменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации;

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, ;

- возможный ежегодный народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям из-за перерывов электроснабжения, руб.

Ущерб недоотпуска электроэнергии в связи с сложностью расчёта и отсутствием методики расчёта не учитываем.

Капиталовложения в каждом варианте сети можно разделить на капитальные затраты на сооружение линий (Кл), подстанций (Кп/ст)

(4.3.1.2)

-коэффициент индексации цен по отношению к уровню сметных цен на 01.01.1991г. согласно [15] .

Капитальные затраты учитывать не будем так как для обоих вариантов сравнения они являются одинаковыми.

Эти составляющие капитальных затрат с достаточной точностью можно определить с помощью укрупненных показателей стоимости (УПС) отдельных элементов электрической системы, составленных для средних условий строительства. Величина Кл определяется из выражения

(4.3.1.3)

где: - удельная стоимость одного километра линии;

, - длина линии;

n - количество линий проектируемой сети. Удельная стоимость одного километра линии зависит от номинального напряжения сети, вида и материала опор, сечений проводов и района по гололеду.

Капиталовложения в строительство подстанций включают стоимость силовых трансформаторов , стоимость ячеек закрытых распределительных устройств (ЗРУ) и открытых распределительных устройств (ОРУ), постоянные затраты на строительство подстанций ,

(4.3.1.4)

При учебном проектировании считаем, что на стороне низкого напряжения трансформаторов ППЭ схемы распределительных устройств одинаковы поэтому в расчёт из можно не применять.

Ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) рассчитывают по формуле:

(4.3.1.5)

где: , - ежегодные эксплуатационные издержки на линии электропередачи и оборудование подстанций, руб;

- стоимость годовых потерь электроэнергии в рассматриваемом варианте сети.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети включают амортизационные отчисления (предназначены для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены основных фондов после их износа -) и расходы на обслуживание сети (текущий ремонт, зарплата персонала, общесетевые расходы-).

Амортизационные отчисления определяются для каждого года по сумме капиталовложений предшествующих лет. Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей могут приближенно быть оценены пропорционально стоимости основных фондов (капиталовложениям).

При учебном проектировании достаточно для определения ежегодных издержек пользоваться средними нормами затрат на обслуживание элементов электрических сетей, рекомендуемых для технико-экономических расчетов, а также суммарными ежегодными издержками, включающими амортизационные отчисления.

В этом случае издержки определяются по формулам:

; (4.3.1.6)

где , - средние нормы ежегодных затрат на амортизационные отчисления соответственно для линий и подстанций; , - средние нормы затрат на обслуживание линий и подстанций.

=

=

Тогда выражение (4.3.1.6) с учётом вышеприведённых измерений примет следующий вид

;

Издержки, связанные с потерями электроэнергии , определяется по формуле:

(4.3.1.7)

где: - удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии;

- суммарные потери энергии.

Составляющую ущерба (У) в выражении (4.3.1.1) следует учитывать лишь при сопоставлении схем с различной степенью надежности. Величину ущерба можно определить по удельным показателям надежности основного оборудования сети.

Рекомендуется следующий порядок выполнения технико-экономических расчетов для вариантов с одинаковой надежностью электроснабжения.

1. Определяются капитальные вложения по всем вариантам. При этом одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, можно не учитывать. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам, однако для сопоставимости затраты по всем вариантам должны определяться по одному источнику.

2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети по вариантам.

3. Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии.

4. Определяются приведенные затраты по каждому из сопоставляемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся минимальными приведенными затратами.

Варианты, отличающиеся по приведенным затратам не более, чем на 5 %, считаются при сопоставлении отдельных объектов или небольших сетевых узлов равноэкономичными. Выбор рекомендуемого варианта из числа равноэкономичных производится на основе инженерной оценки их характеристик, которые практически сложно учесть в виде экономического эквивалента. Этими характеристиками являются перспективность схемы, удобство эксплуатации, дефицитность материалов и оборудования, серийность применяемого оборудования и т.п. Если рассматриваемые варианты сети имеют разные классы напряжений и их приведенные затраты отличаются не более чем на 15%, следует за основной принимать вариант с более высоким классом напряжения.

Определяем рациональное напряжение питания по формуле:

(4.3.1.8)

где Рз - значение расчетной нагрузки завода, МВт; L - расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

(кВ)

Рациональное значение напряжения находится между двумя стандартными значениями 110 кВ и 220 кВ. Технически осуществимы оба варианта, поэтому экономический расчет будет производиться для обоих значений напряжений.

Для обоих вариантов общими являются следующие условия:

Питание осуществляется по двухцепной линии от одного источника.

Воздушные линии длинной L = 5 км выполнены сталеаллюминиевыми проводами марки АС на железобетонных опорах.

Район по гололеду принимаем II.

Так как на предприятии имеются потребители 1 категории, распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н:

Рисунок 4.3.1 Распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н

Время использования максимальной нагрузки:

Тмах = 6981,5 (ч)

Время максимальных потерь

(4.3.1.9)

(ч)

Удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии:

С=2,8 (руб/кВт ч).

Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов jэк = 1 А/мм2 (при Тмах >5000 ч).

4.3.2 Расчет питающего напряжения 110 кВ

Питание электроэнергией предприятий и их отдельных объектов с электроприемниками I категории следует осуществлять не менее чем по двум цепям воздушных линий электропередачи, при этом применение двух одноцепных линий вместо одной двухцепной должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

На питающих линиях напряжением 110 кВ и выше применяются металлические опоры. Характеристика местности района проектирования исходными данными не определена, поэтому примем, что все линии выполнены на железобетонных опорах, а район по гололеду для заданного района проектирования - второй.

Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для первого варианта. В стоимость капитальных затрат включены капитальные вложения на сооружение воздушной линии электропередач, открытого распределительного устройства и силовых трансформаторов.

Рассчитаем потери в трансформаторе 110 кВ:

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25000 кВА типа ТРДНС - 25000/35. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=36,75кВ; Uнн=6,3/10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=115 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%;

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Расчетный ток в час максимума энергосистемы определяем по формуле:

,(4.3.2.1)

(А),

Ток послеаварийного режима питающей линии определяем по следующему выражению:

(4.3.2.2)

(А)

Сечение воздушной линии согласно считаем по формуле:

,(4.3.2.3)

где - экономическая плотность тока, А/мм2. Так как время Тмах >5000 ч, то для воздушной линии А/мм2.

(мм2).

По результатам расчетов выбираем провод сечением 120 мм2 :

АС-120/19

r0 Ом/км

x0 Ом/км

Iдоп А

Rл Ом

Кло тыс.руб./км.

0,249

0,427

390

3,0627

850

Укрупненные показатели стоимости сооружений линий, распределительных устройств и трансформаторов приведены в [8]. Согласно этим показателям стоимость линий за километр:

двухцепная линия АС-150 - 850 тыс. руб/км,

Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб)

Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 29000 = 18000 (тыс. руб)

Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 15200 (тыс. руб)

Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 10000 (тыс. руб)

Стоимость выключателей:

Выбираем выключатели элегазовые марки ВГТ-110II-40/2500У1

Квыкл = 7300*2 = 14600 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб)

Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб)

Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

(кВт·год ).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И110 =340 + 2890+3762,33=3762,33 (тыс. руб)

Приведенные затраты:

З110 = 0,15 66300 + 6992,33 = 16937,33 (тыс. руб)

4.3.3 Расчет питающего напряжения 220 кВ

Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для второго варианта.

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25000 кВА типа ТРДН - 25000/220. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=230 кВ; Uнн=11 кВ; Pхх=45 кВт; Pкз=130 кВт; Uкз%=20%; Iх%=0,9%.

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.3.2.1):

(А),

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.3.2.2):

(А)

Сечение воздушной линии

(мм2).

Принимаем провод марки АС-240/32

r0 Ом/км

x0 Ом/км

Iдоп А

Rл Ом

Кло тыс.руб./км.

0,118

0,435

610

0,59

1120

Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб)

Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 212652 = 25250 (тыс. руб)

Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 32800 (тыс. руб)

Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 16000 (тыс. руб)

Стоимость выключателей:

Квыкл = 215000 = 30000 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб)

Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб)

Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

(кВт·год ).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И220 =448 + 5202,5+1894,58 =7545,08 (тыс. руб)

Приведенные затраты:

З220 = 0,15 115250 + 7545,08= 24832,58 (тыс. руб)

Процентное соотношение затрат на 110 и 220 кВ:

;

Результаты расчетов для двух классов напряжений приведены в табл. 4.3.3

Таблица 4.3.3 Результаты ТЭР на 110 кВ и 220 кВ

Вариант

Капитальные затраты
Ке, тыс.руб.

Общие годовые издержки И,
тыс.руб/год

Приведенные затраты
З, тыс.руб/год

110 кВ

3762,33

16937,33

220 кВ

7545,08

24832,58

Согласно технико-экономическому приведенные соотношение затрат меньше 15 ,и поэтому принимаем 110 кВ.

4.4 Выбор трансформаторов ППЭ

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й категории, то устанавливаем двух трансформаторную подстанцию.

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТу 14209 - 97. Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия, представленном на рис. 4.3.1, который построен по данным табл. 4.4 и проверяют на послеаварийную перегрузку. Данные табл. 4.4. получены согласно [13].

Годовой график нагрузки строится по суточным графикам нагрузок и является ступенчатым и упорядоченным, т.е.максимумы нагрузок располагаются в порядке убывания. Принимаем, что рабочих дней в году 249, а выходных 116. Длительность годовых максимумов нагрузки определяется длительностью суточных максимумов нагрузки с учётом выходного дня. По годовому графику нагрузки определяется число часов использования максимума нагрузки Тmax.

Таблица 4.4 Данные суточного графика электрической нагрузки

P,%

Pфакт,МВт

Q,%

Qфакт,МВт

S

93

29,10

93

17,34

33,87

93

29,10

93

17,34

33,87

93

29,10

93

17,34

33,87

93

29,10

93

17,34

33,87

93

29,10

93

17,34

33,87

93

29,10

93

17,34

33,87

94

29,10

90

17,34

33,87

95

29,10

91

17,34

33,87

98

29,10

95

17,34

33,87

98

29,10

96

17,34

33,87

96

29,10

96

17,34

33,87

95

29,10

95

17,34

33,87

97

29,10

100

17,34

33,87

97

29,10

97

17,34

33,87

94

29,41

97

17,53

34,24

96

29,41

94

17,53

34,24

97

29,73

95

17,71

34,60

100

29,73

97

17,71

34,60

100

30,66

96

18,27

35,70

100

30,66

97

18,27

35,70

98

30,66

97

18,27

35,70

98

30,66

97

18,27

35,70

95

30,04

95

17,90

34,97

94

30,04

94

17,90

34,97

Рисунок 4.4.1 Суточный график нагрузок нефтеперерабатывающий завода активной и реактивной мощности, с учётом выходного дня.

По суточному графику нагрузки определим среднеквадратичную мощность:

, (4.4.1)

Согласно (4.4.1) имеем

Проведем предварительный выбор мощности трансформаторов, установленных на ППЭ согласно [1]

, (4.4.2)

(В•А.)

Так как на предприятии имеются потребители электроэнергии I и II категории, то на ППЭ необходимо установить 2 трансформатора.

Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДНС - 25000/110. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=120 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

Проверим его на эксплуатационную перегрузку.

Для наглядного изображения строим график нагрузки рис. 4.4.2

Рисунок 4.4.2 Суточный график полной мощности завода

Коэффициент послеаварийной перегрузки:

(4.4.3)

Коэффициент предварительной загрузки согласно [1] определяется следующим выражением:

, (4.4.4)

Так как выполняется условие ;, то принимаем равным 0,9К2, тоесть

Из справочника(ГОСТ 14209,97) по таблице определяем К'2ГОСТ=1,09 (при температуре окружающей среды t=10oC, трансформатор с охлаждением OF).
,1,09<1,235, следовательно трансформатор мощностью 25000 кВ•А не проходит по перегрузке.
Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДН - 40000/110. Технические параметры: Sном=40 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=6,3/6,3 кВ; Pхх=36 кВт; Pкз=172 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.
Проверим его на эксплуатационную перегрузку.
Коэффициент предварительной загрузки согласно [1] определяется следующим выражением:
,
.
Коэффициент послеаварийной перегрузки:
Выбираем трансформатор мощностью 40000 кВ•А проходит по перегрузке, принимаем его к установке.
При построение годового графика электрических нагрузок учтём следующее: выходных дней 116, рабочих 249

Рисунок 4.4.2 Годовой график нагрузки судоремонтного завода

Число часов использования максимума Тmax нагрузок определяется по следующему выражению:

, (4.4.5)

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций рекомендуется выполнять наиболее простыми.

Установка выключателей на стороне высшего напряжения обеспечивает высокую надёжность системы электроснабжения, их применение приводит к снижению экономических потерь раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно меньше, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок.

Поэтому используется схема ПГВ с установкой выключателей на стороне высшего напряжения.

Рисунок 4.5.1 Мостик в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

4.5.1 Выбор сечения питающей ЛЭП

Питание из системы происходит по воздушной линии электропередач. Проведем выбор провода в следующей последовательности:

1. Определяем ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.4.2.1):

(А)

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.4.2.2):

(А)

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности тока:

Экономическая плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 часов в год для ВЛ - 1 А/мм2 согласно [5]

Сечение воздушной линии согласно [5]:

(мм2).

Стандартное сечение проводника .

Принимаем провод марки АС-120/19 (r0 = 0,249 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км) и выполняем ВЛ на опорах 110 кВ [8]. Допустимый ток АС-120/19 , Iдоп=390А (390>180,112) т.е.

По полученному сечению выбираем алюминиевый провод марки AC - 120/19 (по условиям короны).

3. Проверяем сечение провода по условию допустимого нагрева. Допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм2 равен 390 А, следовательно IПАР =191,18<Iд =390А. Сечение по данному условию проходит.

4. Проверяем сечение провода по падению напряжения в нормальном и послеаварийном режимах:

, (4.5.1)

Согласно [8] ?Uдоп% = 10% в нормальном и ?Uдоп% = 15% в послеаварийном режимах (в зависимости от возможности РПН ).

(4.5.2)

(4.5.3)

Используя выражения (4.5.1), (4.5.2) и (4.5.3) имеем

(Ом)

(Ом)

Падение напряжения в линии не превышает допустимого.

5. Проверка по условиям коронарного разряда

Проверку проводников воздушной линии электропередач по условиям коронного разряда на напряжение 110 кВ осуществляем по условию

FMIN110кВ ? 70мм2, в данном случае условие выполняется.

4.6 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ

При выборе схемы подключений решающими являются мощность подстанции, определяющее число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей; мощность короткого замыкания на стороне 6-10 кВ, определяющая необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ, и число секций на стороне 6-10 кВ.

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6-10 кВ без реактирования отходящих линий выполняется так, что каждая секция присоединяется к одной ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения.

Рисунок 4.6.1 Две секционированные системы шин

5. Выбор системы распределения

5.1 Выбор напряжения распределения

Рациональное напряжение Uрац распределения электроэнергии выше 1000В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ.

При выборе напряжения распределения пользуются следующими условиями. Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10%, то напряжение распределения принимается равным 10 кВ а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ. Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то Uрац распределения принимается равным 6 кВ. При других процентных соотношениях нагрузок выбор рационального напряжения следует осуществлять на основе экономического сравнения вариантов.

Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения

,

Доля нагрузки 6кВ составляет приблизительно 40%, и в соответствии с тем, что технико-экономический расчёт уже был произведён с высокой стороны, и по согласованию с руководителем дипломного проекта принимаем напряжение распределения равным 6кВ.

5.2 Выбор числа РП 6 кВ, ТП 6/0,4 кВ и мест их расположения

В целях экономии кабеля цеха , склад (0,4 кВ - синхронные двигатели) предполагается запитывать от распределительного пункта (РП).

Координаты ЦЭН РП для этих цехов согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(м,)

(м.)

Согласно расчётам устанавливаем РП рядом с цехами №19 и №20.

При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы, и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным. При невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно (как следующий вариант) рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции применять только в тех случаях, когда:

-от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

-размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по соображениям пожаро- и взрывобезопасности;

-размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на её оборудование химических веществ.

Будем устанавливать комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и располагать их, по возможности, встроенными в цех. ТП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79-7.3.86 [1], или снаружи, вне взрывоопасных зон.

КТП допускается выполнять примыкающими двумя или тремя стенами к взрывоопасным зонам с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-Iа и В-Iб и к взрывоопасным зонам классов В-II и В-IIа. Запрещается их примыкание более чем одной стеной к взрывоопасной зоне класса В-I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб.

В КТП, примыкающих одной стеной к взрывоопасной зоне класса В - I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб, должна быть предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха в час, обеспечивающая в КТП небольшое избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей.

При выборе числа и мощности трансформаторов необходимо стремится к установке трансформаторов не более двух-трех мощностей с целью облегчения замены поврежденных трансформаторов и сокращению их складского резерва, а также учитывать условия резервирования питания потребителей, и соблюдать экономически целесообразный режим работы.

Потребители 1-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом должно быть обеспечено резервирование всех потребителей. При осуществлении бесперебойного питания от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору.

При питании потребителей 1-й категории от одной подстанции для обеспечения резерва необходимо иметь по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при выходе из строя одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Ввод резервного питания должен осуществляться автоматически.

Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым действиями дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора и складской трансформаторный резерв для нескольких подстанций, питающих потребителей 2-й категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение 10-12 ч. На время замены трансформатора может вводиться ограничение потребителей с учетом перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского трансформаторного резерва.

5.3 Определение мощности и количества цеховых ТП 6/0,4 кВ

Определение мощности трансформаторов целесообразно проводить с учетом их перегрузочной способности. Если не принимать во внимание перегрузочную способность трансформатора, то можно без достаточного основания завысить его установленную мощность.

Число и мощность трансформаторов в цеховых трансформаторных подстанциях определяется, общей мощностью S цеха, требованиями надежности электроснабжения, а также удельной плотностью нагрузки:

(5.3.1)

где - расчетная максимальная нагрузка цеха (см. табл.), кВА;

- площадь цеха (см. табл.), м2.

Если плотность электрической нагрузки не превышает 0,2 кВА/м2, то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000 кВА.

Если удельная плотность нагрузки находится в пределах 0,2-0,3 кВА/м2, то единичную мощность трансформаторов можно принять равной 1600 кВА.


Подобные документы

  • Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013

  • Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.11.2016

  • Определение электрических нагрузок, выбор цеховых трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Выбор условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы электроснабжения на напряжение выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [304,6 K], добавлен 23.03.2013

  • Проектирование системы внешнего электроснабжения. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет потерь в кабельных линиях. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [273,0 K], добавлен 18.02.2013

  • Выбор питающего напряжения, расчет электрических нагрузок и компенсации реактивной мощности электроснабжения автоматизированного цеха. Распределительные сети, мощность трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания, выбор электрической аппаратуры.

    курсовая работа [391,7 K], добавлен 25.04.2014

  • Расчет электрических нагрузок систем электроснабжения. Нагрузка группы цехов. Обоснование числа, типа и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токопроводов, изоляторов и средств компенсации реактивной мощности.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 06.04.2014

  • Характеристика потребителей и определения категории. Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения. Расчет и выбор трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет электрических сетей.

    курсовая работа [537,7 K], добавлен 02.04.2011

  • Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов; рационального напряжения внешнего электроснабжения. Расчет трехфазных токов короткого замыкания; издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии.

    курсовая работа [877,4 K], добавлен 21.05.2014

  • Определение расчетных электрических нагрузок. Проектирование системы внешнего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания и заземления. Выбор основного электрооборудования, числа и мощности трансформаторов. Релейная защита установки.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 08.11.2014

  • Расчет электрических нагрузок предприятия. Определение центра электрических нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения.

    курсовая работа [255,8 K], добавлен 12.11.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.