Проект электроснабжения нефтеперерабатывающего завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Энергетика является одной из наукоёмких, динамично развивающихся и стратегически важных отраслей нашей промышленности.

От того, насколько рационально будет осуществлено энергоснабжение любого промышленного объекта, с соблюдением современных стандартов надёжности и качества энергоснабжения, настолько успешным будет выпуск предприятием продукции, соответствующей международным стандартам качества, а также освоение в производстве новых типов, моделей товара.

Целью данного дипломного проекта является проектирование электроснабжения нефтеперерабатывающего завода.

Данный проект предполагает для обеспечения энергией завода использование, как самых современных средств, оборудования, к примеру использование цифровых систем контроля, учёта принимаемой электроэнергии, цифровых устройств релейной защиты и автоматики, позволяющих значительно повысить надёжность и живучесть системы электроснабжения, так и проверенных временем.

В первой главе дипломного проекта произведён анализ, а также раскрыты особенности технологической схемы нефтеперерабатывающего завода.

Во второй главе выполняется выбор и расчёт оборудования нефтеперерабатывающего завода.

В третьей главе происходит выбор и проверка высоковольтного и низковольтного оборудования.

В четвертой главе рассматриваются вопросы, связанные с выбором и расчётом параметров устройств РЗиА.

Пятая глава посвящена проекту электроснабжения инструментального цеха.

Вопросы охраны труда, техники безопасности, правил эксплуатации электроизмерительных приборов, релейной защиты рассмотрены в шестой главе.

1. Анализ технологической схемы нефтеперерабатывающего завода

1.1 Нефть, как сырьё, широко используемое в современной промышленности

Нефть - масляная горючая жидкость обычно темного цвета со своеобразным запахом; она немного легче воды и в ней не растворяется.

Нефть - важнейший источник получения различных углеводородов в промышленности.

Состав нефти. Если нефть нагревать в приборе, изображённом на рисунке 1, то можно заметить, что она кипит и перегоняется не при постоянной температуре, что характерно для чистых веществ, а в широком интервале температур. Это значит, что нефть представляет собой не индивидуальное вещество, а смесь веществ. При нагревании нефти сначала перегоняются вещества с меньшим молекулярным весом, обладающие более низкой температурой кипения, затем температура смеси постепенно повышается, и начинают перегоняться вещества с большим молекулярным весом, имеющие более высокую температуру кипения, и т.д. Состав нефти различных месторождений неодинаков.

Рисунок 1.1. Перегонка нефти в лаборатории

Так как нефть - это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты: бензин, содержащий наиболее лёгкие углеводороды, кипящие от 40 до 200°, с числом атомов углерода в молекулах от 5 до 11; лигроин, содержащий углеводороды с большим числом атомов углерода, с темп, кипения от 120 до 240°; керосин с темп, кипения от 150 до 310° и, далее, соляровое масло. После отгонки из нефти этих продуктов остаётся вязкая чёрная жидкость - мазут.

Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т.п. Керосин применяется как горючее для тракторов. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей.

Из мазута путём дополнительной перегонки получают смазочные масла для смазки различных механизмов. Перегонку ведут под уменьшенным давлением, чтобы снизить температуру кипения углеводородов и избежать разложения их при нагревании.

После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса - гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Из некоторых сортов нефти выделяют твёрдые углеводороды - так называемый парафин (идущий, например, на изготовление свечей) и смесь жидких углеводородов с твёрдыми - вазелин.

Кроме переработки на смазочные масла, мазут применяется в качестве топлива в заводских и паровозных топках, в которые ом подаётся при помощи форсунок. Большие количества мазута подвергаются химической переработке в бензин и другие виды топлива.

1.2 Промышленная переработка нефти

Перегонка нефти. Сначала перегонку нефти в промышленности производили по тому же принципу, что и в описанном выше лабораторном опыте. Нефть нагревали в особых резервуарах - «кубах», выделяющиеся пары отбирали в определённых интервалах температур и конденсировали, получая таким образом бензин, керосин и другие нефтепродукты. Но когда сильно возросла потребность в жидком топливе, такой способ оказался невыгодным, та к как он требовал много времени и большого расхода топлива на нагревание нефти, не обеспечивал высокой производительности и достаточно хорошего разделения нефти на отдельные нефтепродукты.

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих так называемых трубчатых установках (рис. 2), отвечающих требованиям современного производства. Установка состоит из двух сооружений - трубчатой печи для нагрева нефти и ректификационной колонны для разделения нефти на отдельные продукты.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной трубопровод. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. По трубопроводу непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть. В нём она быстро нагревается до 300-325° и в виде смеси жидкости и пара поступает далее в ректификационную колонну.

Ректификационная колонна имеет внутри ряд горизонтальных перегородок с отверстиями - так называемых тарелок. Пары нефти, поступая в колонну, поднимаются вверх и проходят через отверстия в тарелках. Постепенно охлаждаясь, они сжижаются на тех или иных тарелках в зависимости от температур кипения. Углеводороды, менее летучие, сжижаются уже на первых тарелках, образуя соляровое масло; более летучие углеводороды собираются выше и образуют керосин; ещё выше собирается лигроин; наиболее летучие углеводороды выходят в виде паров из колонны и образуют бензин. Часть бензина подаётся в колонну в виде орошения для охлаждения и конденсации поднимающихся паров. Жидкая часть нефти, поступающей в колонну, стекает по тарелкам вниз, образуя мазут. Чтобы облегчить испарение летучих углеводородов, задерживающихся в мазуте, снизу навстречу стекающему мазуту подают перегретый пар.

Рисунок 1.2. Схема трубчатой установки для непрерывной перегонки нефти

Устройство тарелок схематически изображено на рисунке 8. Отверстия в тарелках, через которые проходят поднимающиеся кверху пары, имеют небольшие патрубки, покрытые сверху колпачками с зубчатыми краями. Через зазоры, образующиеся в месте соприкосновения колпачка с тарелкой, и проходят вверх пары углеводородов. Проходя через жидкость на тарелке, пары охлаждаются, вследствие чего наименее летучие составные части их сжижаются, а более летучие увлекаются на следующие тарелки. Жидкость, находящаяся на тарелке, нагревается проходящими парами, вследствие чего летучие углеводороды из неё испаряются и поднимаются кверху. Избыток жидкости, собирающейся на тарелке, стекает по переточной трубке на нижерасположенную тарелку, где проходят аналогичные явления. Процессы испарения и конденсации, многократно повторяясь на ряде тарелок, приводят к разделению нефти на нужные продукты.

Крекинг нефти. При перегонке нефти выход бензина составляет лишь 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта. Источником получения из нефти дополнительного количества бензина является крекинг-процесс.

Если в нагреваемую на сильном пламени трубку (заполненную железными стружками для улучшения теплопередачи) пускать из воронки по каплям керосин или смазочное масло, очищенные от непредельных углеводородов (рис. 3), то в U-образной трубке вскоре будет собираться жидкость, а в цилиндре над водой - газ. Полученная жидкость, в отличие от взятой для реакции, обесцвечивает бромную воду, т.е. содержит непредельные соединения. Собранный газ хорошо горит и также обесцвечивает бромную воду.

Результаты опыта объясняются тем, что при нагревании произошёл распад углеводородов.

1.3 Технологическая схема нефтеперерабатывающего завода

На примере схемы Московского нефтеперерабатывающего завода

Рис. 1.3. Технологическая (поточная) схема Московского НПЗ

1.3.1 Подготовка нефти, первичная переработка, получение битума. (ЭЛОУ, АТ-ВБ, АВТ-3, АВТ-6)

Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти, в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.

Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).

Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.

В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут>350 °С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40-60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350-530 °С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43-107).

Остаток вакуумной перегонки - гудрон (фр. 500 °С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).

В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:

- для дорожных битумов 250-2900С

- для строительных не выше 3200С.

На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки - гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440-4500С и давлении 22 кгс/см2.

Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин - отгон направляются на смешение котельного топлива.

нефтеперерабатывающий электроснабжение ток замыкание релейный

1.3.2 Вторичные процессы (22-4, 35-11/1000, 35-11/300, 24/5, 24-2000, ГФУ)

Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалению легких газообразных углеводородов) и разгонке на отдельные фракции установки вторичной перегонки бензинов (22-4) и блоке стабилизации вторичной перегонки, входящем в состав комбинированной установки АВТ-6.

После стабилизации и вторичной перегонки более тяжелая бензиновая фракция с пределами кипения 85-180 °С направляется на установки каталитического риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000, где в присутствии платинорениевых катализаторов при высокой температуре (до 520 °С) и давлении (15; 35 кгс/см2) происходят процессы облагораживания бензина (его ароматизация) для повышения основной характеристики автомобильного бензина - октанового числа с 60 пунктов до 94-97 пунктов и.м.

Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85 °С.

Керосиновый дистиллат с атмосферной части установок АТ, АВТ-3, АВТ-6 выводится как компонент реактивного топлива ТС-1.

Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки 24-5 (п. б.) для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1 (высшего сорта).

Дизельные фракции (компоненты дизельного топлива) подвергаются следующим процедурам.

Легкий компонент диз. топлива (фракция 180-240 °С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива.

Фракция 240-380 °С направляется на установки гидроочистки (24-5 л. б, 24-2000), где в присутствии водорода на катализаторах происходит разложение сернистых соединений до сероводорода, который потом отделяется от реакционной массы и выделяется из газов в процессе очистки МЭА.

В результате гидроочистки содержание серы в дизельном топливе снижается с 0,8-1,0% до 0,05% (на высокоактивных катализаторах).

Гидроочищенный компонент поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива.

Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) с установок АВТ-6, 22-4 и 35-11/1000 в сжиженном виде направляются на газоразделение - установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют (пропан+бутан) и остаток (пентан и выше).

Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа (установка газораздачи); остаток (газовый бензин) на смешение в товарный бензин.

1.3.3 Глубокая переработка (Г-43-107)

Для повышения глубины переработки нефти в поточную схему завода включена комбинированная установка каталитического крекинга вакуумного газойля Г-43-107, в состав которой входят:

- предварительная гидроочистка сырья (для удаления серы, азотистых соединений, металлов и т.д.);

- каталитический крекинг гидроочищенного газойля;

- фракционирование продуктов крекинга и стабилизация бензина;

- газоразделение головки стабилизации бензина на отдельные компоненты.

Сырье - вакуумный газойль поступает с вакуумных блоков установок АВТ-3 и АВТ-6. Водород для процесса гидроочистки получают на отдельно стоящем производстве водорода методом паровой конверсии метана.

В результате процесса каталитического крекирования тяжелых углеводородов (расщепление высокомолекулярных компонентов на более мелкие молекулы) из остаточного нефтяного сырья получают дополнительное количество ценных светлых нефтепродуктов и газовых компонентов:

- бензин с октановым числом 90-91 пунктов по исследовательскому методу является компонентом товарного бензина;

- легкий газойль - компонент дизельного и печного топлива;

- тяжелый газойль - компонент топочного мазута;

- пропан-пропиленовая фракция - сырье для производства полипропилена;

- бутан-бутиленовая фракция - сырье для производства МТБЭ, компонент бытового сжиженного газа, компонент автомобильного бензина.

В связи с тем, что завод перерабатывает сернистые нефти (содержание серы до 2,0%) и имеет несколько установок гидрообессеривания, эксплуатируется система извлечения и переработки сероводорода. Процесс извлечения сероводорода из углеводородных газов осуществляется способом аминовой очистки (МЭА) на блоках установок 24-5, 24-2000, Г-43-107, УОР (очистка рефлюкса). Извлеченный сероводород поступает на установки получения элементарной серы (установка Клауса). Очищенный углеводородный газ направляется в заводскую топливную сеть.

1.3.4 Приготовление и отгрузка товарной продукции

Компоненты с установок поступают в резервуарный парк станции смешения бензинов и котельных топлив.

Автобензины, дизельные топлива и мазуты готовятся методом последовательной дозировки компонентов в товарных резервуарах парка сырой нефти и готовой продукции или методом одновременного дозирования и смешения компонентов в трубопроводе.

Газовые компоненты (пропан, бутан) поступают на газораздаточную станцию, где происходит приготовление бытового сжиженного газа и его отгрузка.

Отгрузка товарных топлив осуществляется в железнодорожных цистернах, по продуктопроводам, через автотерминал (автобензины) и через автораздаточный блок Московской нефтебазы (дизельные топлива).

Нефтебитум отгружается непосредственно из битумораздаточников товарного цеха и с битумной установки цеха №1 в автогудронаторы.

Рисунок 1.4. Схема устройства тарелок ректификационной колонны

Процесс химического разложения углеводородов нефти на более, летучие вещества называется крекингом (крекинг - расщепление). Крекинг даёт возможность повысить выход бензина из нефти до 50% и более.

Существуют два вида крекинга - термический, когда расщепление углеводородов производится при высокой температуре, и каталитический, идущий при повышенной температуре с применением катализаторов.

Термический крекинг осуществляют, пропуская нефтепродукты, например мазут, через трубчатую печь, где они нагреваются примерно до 500° под давлением в несколько десятков атмосфер. Чтобы разделить образующуюся смесь жидких и газообразных углеводородов, продукты крекинга направляют в ректификационную колонну, с принципом действия которой мы уже знакомы.

Бензин термического крекинга существенно отличается от бензина прямой гонки тем, что со держит в своём составе непредельные углеводороды.

Каталитический крекинг осуществляют, пропуская пары тяжёлых углеводородов в реакторы, заполненные катализатором (зёрна алюмосиликатов). Продукты крекинга из реактора поступают на ректификацию. Применение катализаторов позволяет проводить крекинг при более низких температурах и давлении, направлять его в сторону образования наиболее ценных продуктов и получать бензин высокого качества.

Газы крекинга содержат разнообразные предельные и непредельные углеводороды, что делает их ценным сырьём для органического синтеза. Которые используют в производстве синтетического каучука, спирта, моющих средств и других химических продуктов.

1.4 Выводы

На Московском НПЗ развиваются две наиболее сильные стороны конкурентной позиции:

а) высокая развитость технологии производства;

б) хорошая марочная структура и экологичность продукции.

Это дает возможность заводу предоставлять лучшие по качеству услуги по процессингу. В настоящее время на Московском НПЗ набор технологий, углубляющих переработку нефти, по отношению к первичной переработке в 1,5 раза выше среднеотраслевого уровня. Такое же соотношение имеют доли процессов, повышающих качество.

Гибкое сочетание углубляющих и облагораживающих процессов позволяет обеспечить высокий прирост светлых нефтепродуктов по отношению к природному их содержанию в нефти, а также выпускать моторные топлива с высокими экологическими показателями.

Ввиду отсутствия в последние годы весомых инвестиций в программу развития завода, специалисты и руководители перешли к политике «малозатратной модернизации» за счет собственных источников финансирования. Пришло понимание, что мобилизовав интеллектуальный потенциал на усовершенствование уже имеющихся технологий на режим жесткой экономии ресурсов, можно продолжать поступательное движение вперед и в условиях серьезных финансовых трудностей.

Всё это говорит о том, что качество снабжения завода энергией является одной из важнейших сторон, в развитии любого предприятия. Также, сотрудничество с отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами позволяет рационально, экономично и экологично использовать ресурсы и сырьё.

2. Выбор и расчёт схемы электроснабжения

2.1 Постановка задачи

Разработать проект электроснабжения нефтеперерабатывающего завода.

На чертежах представить генеральный план предприятия с нанесением не него картограммы нагрузок и внутризаводской сети высокого напряжения, а также однолинейную схему электроснабжения предприятия.

Рис. 2.1. Генплан нефтеперерабатывающего завода

2.2 Исходные данные

Питание осуществляется от подстанции энергосистемы мощностью 600 МВА, на которой установлены два трёхобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 230/115/37 кВ. Мощность к.з. на стороне 230 кВ равна 1800 МВА. Расстояние от подстанции до завода 17 км. Стоимость электроэнергии 1,2 коп за 1 кВтч. Режим работы предприятия: в три смены.

Таблица 2.1. Параметры цехов предприятия

N	Наименование	Количество электроприёмников, n	Установленная мощность, кВт
			Одного электроприёмника, Pn	Суммарная
1	Электрообессоливающая установка	35	1-80	1800
2	Комбинированная установка	40	1-80	1900
3	Установка каталитического крекинга	25	1-40	1100
4	Газофракционирующая установка	20	1-80	980
5	Установка алкинации	20	1-150	1300
6	Этилсмесительная установка	40	1-80	1100
7	Блок оборотного водоснабжения	35	1-50	1250
8	Атмосферно-вакуумная установка	70	1-80	5200
9	Установка каталитического крекинга а) 0,4 кВ б) 10 кВ	50 4	1-80 1500	1800 6000
10	Установка инертного газа	30	1-80	600
11	Ремонтно-механический цех	32	1-40	549,2
12	Электроцех	40	1-10	350
13	Пожарное депо	10	1-10	35
14	ЦЗЛ	15	1-10	80
15	Административный корпус, столовая	1	1-40	370
16	Пожарная насосная: синх. двиг. 6 кВ	2	750	1500
17	Резервуарные парки	10	20-50	350

2.3 Определение расчётных электрических нагрузок предприятия

Расчётные нагрузки цехов предприятия определим при помощи метода коэффициента спроса [6].

Цех электрообессоливающей установки. Номинальная мощность цеха P_н = 1800 кВт. Значения коэффициента использования и cos для типового цеха: K_и = 0,35, cos = 0,75. На основании K_и определяем коэффициент спроса К_с, который равен 0,45.

tg = tg (arccos(cos)) (2.1)

tg = tg (arccos(0.75)) = 0,882

Расчетная активная мощность цеха электрообессоливающей установки:

P_p = К_c P_н (2.2)

P_p = 0,451800 = 810 кВт

Расчетная реактивная мощность цеха электрообессоливающей установки:

Q_p = P_p tg (2.3)

Q_p = 8100,882 =714,42 кВАр

Для освещения этого цеха выбираем люминесцентные лампы. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cos_о = 0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади для цеха электро обессоливающей установки определим из [1], р₀=0,012 кВт/м². Площадь цеха определяем по генплану предприятия с учетом масштаба F = 1824 м². Коэффициент спроса на осветительную нагрузку для внутреннего освещения, К_со=0,85.

Расчетная активная мощность на освещение носочного цеха шасси и главного конвейера:

P_pо = К_cо р₀ F (2.4)

P_pо = 0,85 0,012 1824 = 18,61 кВт

Расчётная реактивная мощность на освещение цеха шасси и главного конвейера:

Q_ро= P_pо tg₀ (2.5)

Q_ро= 18,61 tg (arccos(0,9)) = 9,01 кВАр

Суммарная активная нагрузка цеха шасси и главного конвейера:

Р_р = P_p + P_pо (2.6)

Р_р = 810 + 18,61 = 828,61 кВт

Суммарная реактивная нагрузка цеха шасси и главного конвейера:

Q_р = Q_p + Q_pо (2.7)

Q_р = 714,42 + 9,01 = 723,43 кВАр

Полная нагрузка:

(2.8)

Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания. Результаты расчетов сведены в Таблице 2.2.

Для освещения территории предприятия используем лампы ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cos₀ = 0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади находим согласно [1]. Для уличного освещения р₀=0,006 кВт/м2. Площадь территории предприятия определяем по генплану предприятия за вычетом площади цехов F= 328 928 м². Коэффициент спроса на осветительную нагрузку К_со=0,5.

P_pо = К_cо р₀ F (2.9)

P_pо = 0,5 0,006 328928 = 986,78 кВт

Q_ро = P_pо tg₀ (2.10)

Q_ро = 986,78 tg (arccos(0,9)) = 477,92 кВАр

Полная нагрузка предприятия:

(2.11)

где К_рм - коэффициент разновременности максимума. К_рм=0,95 [2].

Таблица 2.2. Расчётные электрические нагрузки предприятия

№	Цеха и узлы питания, группы электроприемников	Рн, кВт	Ки	Кс	cosц	tgц	Рр, кВт	Qр, кВАр	ро, кВт/м2	F, м2	Ксо	Рро, кВт	Qро, кВАр	?Pр, кВт	?Qр, кВАр	?Sр, кВА
1	Электрообессоливающая установка	1800	0,35	0,45	0,75	0,88	810	714,35	0,012	1824	0,85	18,6048	9,01	828,60	723,36	1099,93
2	Комбинированная установка	1900	0,45	0,55	0,8	0,75	1045	783,75	0,012	760	0,85	7,752	3,75	1052,75	787,50	1314,71
3	Установка каталитического крекинга	1100	0,7	0,75	0,85	0,62	825	511,29	0,012	836	0,85	8,5272	4,13	833,53	515,41	980,01
4	Газофракционирующая установка	980	0,7	0,75	0,85	0,62	735	455,51	0,012	380	0,85	3,876	1,88	738,88	457,39	868,99
5	Установка алкинации	1300	0,7	0,75	0,85	0,62	975	604,25	0,012	456	0,85	4,6512	2,25	979,65	606,50	1152,20
6	Этилсмесительная установка	1100	0,6	0,65	0,75	0,88	715	630,57	0,012	2128	0,85	21,7056	10,51	736,71	641,08	976,59
7	Блок оборотного водоснабжения	1250	0,7	0,75	0,85	0,62	937,5	581,01	0,012	1292	0,85	13,1784	6,38	950,68	587,39	1117,50
8	Атмосферно-вакуумная установка	5200	0,65	0,7	0,75	0,88	3640	3210,18	0,012	2736	0,85	27,9072	13,52	3667,91	3223,69	4883,21
9а	Установка каталитического крекинга 0,4 кВ	1800	0,6	0,65	0,75	0,88	1170	1031,84	0,012	5814	0,85	59,3028	28,72	5788,60	3878,14	6983,23
9б	Установка каталитического крекинга 10 кВ	6000	0,7	0,75	0,85	0,62	4500	2788,85
10	Установка инертного газа	600	0,4	0,6	0,8	0,75	360	270	0,012	1368	0,85	13,9536	6,76	373,95	276,76	465,23
11	Ремонтно-механический цех	244,5	0,3	0,4	0,6	1,33	97,8	130,4	0,012	864	0,85	6,2016	3,00	104,00	133,40	169,15
12	Электроцех	350	0,3	0,4	0,7	1,02	140	142,83	0,012	456	0,85	4,6512	2,25	144,65	145,08	204,87
13	Пожарное депо	35	0,3	0,4	0,65	1,17	14	16,37	0,012	456	0,85	4,6512	2,25	18,65	18,620	26,36
14	ЦЗЛ	80	0,35	0,45	0,8	0,75	36	27	0,012	456	0,85	4,6512	2,25	40,65	29,25	50,08
15	Административный корпус, столовая	370	0,45	0,55	0,75	0,88	203,5	179,47	0,016	2280	0,90	32,832	15,90	236,33	195,37	306,63
16	Пожарная насосная, 6 кв	1500	0,25	0,35	0,7	1,02	525	535,61	0,008	760	0,60	3,648	1,77	528,65	537,37	753,82
17	Резервуарные парки	350	0,3	0,4	0,7	1,02	140	142,83	0,008	73606	0,60	353,3088	171,11	493,31	313,94	584,73
	Освещение территории завода				0,90	0,484			0,006	328928	1,00	986,784	477,92	986,78	477,92	1096,43
	Всего по заводу													18504,29	13548,21	21881,98

2.4 Выбор места расположения ГПП

Выбор схемы внутрицеховой сети начинаем с определения местонахождения цеховой трансформаторной подстанции. ТП и КТП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок (ЦЭН), координаты которого определяются из соотношений [6]:

(2.12)

где Р_i - расчетная мощность i-го цеха предприятия; X_i, Y_i - координаты i-го цеха предприятия.

Данные для расчёта сведены в Таблицу 2.3. Так как в данном месте (точка 386,57; 292,88) установить ГПП невозможно. В связи с этим разместим ГПП с северной стороны цеха установки каталитического крекинга. Согласно [5] размеры типовой подстанции 110/10,5 кВ открытого типа (36; 26,3).

Таблица 2.3. Определение центра электрических нагрузок

№	Цеха и узлы питания, группы электроприемников	Коорд. Х	Коорд. У	Рр, кВт
1	Электрообессоливающая установка	110,06	200,1	828,60
2	Комбинированная установка	210,11	213,44	1052,75
3	Установка каталитического крекинга	130,07	420,21	833,53
4	Газофракционирующая установка	293,48	386,86	738,88
5	Установка алкинации	320,16	460,23	979,65
6	Этилсмесительная установка	400,20	406,87	736,71
7	Блок оборотного водоснабжения	553,61	580,29	950,68
8	Атмосферно-вакуумная установка	586,96	240,12	3667,91
9	Установка каталитического крекинга	420,21	226,78	5788,61
10	Установка инертного газа	306,82	200,1	373,95
11	Ремонтно-механический цех	100,05	546,94	104,00
12	Электроцех	20,01	200,1	144,65
13	Пожарное депо	6,67	106,72	18,65
14	ЦЗЛ	63,37	200,1	40,65
15	Административный корпус, столовая	10,01	400,2	236,33
16	Пожарная насосная	220,11	573,62	528,65
17	Резервуарные парки	333,50	80,04	493,31

P_расч = 17517,51 кВт.

P_расчx = 6771743,4 кВт•м.

P_расчy = 5130444,3 кВт•м.

2.5 Построение картограммы нагрузок

Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с нанесенными на нем окружностями, площади которых пропорциональны величинам расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности для цеха электрообессоливающей установки определяется как:

 (2.13)

где R - радиус окружности, P_p - расчетная мощность цеха, m_p - масштаб мощности (m_p= 0,75 кВт/м²).

Для представления о том какая часть мощности используется для освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален общей нагрузке цеха. Угол сектора для корпуса пр-ва бетонных конструкций определяется как:

(2.14)

Аналогичным образом производим расчёты для остальных цехов и сводим результаты в Таблицу 2.4.

Таблица 2.4. Картограммы нагрузок

№	Цеха и узлы питания, группы электроприемников	Рр, кВт	Рро, кВт	Радиус R, м	Угол осветительной нагрузки
1	Электрообессоливающая установка	828,60	132,76	18,76	8,08
2	Комбинированная установка	1052,75	37,84	21,14	2,65
3	Установка каталитического крекинга	833,53	25,96	18,81	3,68
4	Газофракционирующая установка	738,88	11,67	17,71	1,89
5	Установка алкинации	979,65	19,17	20,40	1,71
6	Этилсмесительная установка	736,71	29,61	17,69	10,61
7	Блок оборотного водоснабжения	950,68	3,77	20,09	4,99
8	Атмосферно-вакуумная установка	3667,91	6,68	39,47	2,74
9	Установка каталитического крекинга	5788,61	34,45	49,57	2,14
10	Установка инертного газа	373,95	13,95	12,60	13,43
11	Ремонтно-механический цех	104,00	6,20	6,65	21,47
12	Электроцех	144,65	4,65	7,84	11,58
13	Пожарное депо	18,65	4,65	2,81	89,78
14	ЦЗЛ	40,65	4,65	4,15	41,19
15	Административный корпус, столовая	236,33	32,83	10,02	50,01
16	Пожарная насосная	528,65	3,65	14,98	2,48
17	Резервуарные парки	493,31	353,31	14,47	257,83

2.6 Выбор номинального напряжения линий электропередачи, их числа, сечения и марки проводов

Произведём предварительный выбор компенсирующих устройств:

Расчётная нагрузка цеховых подстанций S_рп = 21881,98 кВА.

Потери в трансформаторах найдем по формуле [1]:

(2.15)

(2.16)

Расчётная активная нагрузка на внешнее электроснабжение [1]:

(2.17)

Расчётная реактивная нагрузка на внешнее электроснабжение Q_рвн = Q_с. Для предприятия cos(ц)=0,95, tg(ц)=0,328 [6]:

 (2.18)

Полная нагрузка на внешнее электроснабжение [1]:

(2.19)

Предварительный выбор суммарной мощности компенсирующих устройств осуществляется в режиме максимальных нагрузок и производится следующим образом[6]:

(2.20)

(2.21)

Произведём выбор номинального напряжения линии электропередач[1]:

(2.22)

где l - длина линии, l = 17 км, Р_рвн - передаваемая мощность, Р_рвн = 17994,83 кВт.

Исходя из полученного результата и имеющихся на головной подстанции напряжений принимаем напряжение питающей линии 110 кВ так как второе имеющееся напряжение 35 кВ не удовлетворяет поставленным условиям.

Определим необходимое сечение проводов. Рассчитаем номинальный ток линии:

Номинальный ток в линии [1]:

(2.23)

где n - количество линий, n = 2 так как на предприятии имеются потребители 1-ой и 2-ой категории.

Определим сечение проводов по экономической плотности тока (j = 1,1, при продолжительности использования максимума нагрузки 4000 ч/год для европейской части России [5]):

(2.24)

На основании полученного тока и рекомендации [5] в качестве питающей линии выбираем двухцепную ВЭЛ выполненную проводом АС-70 на железобетонных опорах.

Выполним проверку выбранного провода по нагреву, то есть, сравним рабочий ток с длительно допустимым (для АС-70 I_доп = 265 А) [1]:

I_доп ? I_раб (265 ? 45,18) (2.25)

В случае аварийного режима, при работе по одной магистрали общий ток составит 45,18·2 = 90,36 А. Условие выполняется.

Определим потери напряжения по следующей формуле [1]:

(2.26)

где l - длина линии (l = 17 км), r_уд, x_уд - удельные активное и реактивное сопротивление провода (r_уд = 0,46, x_уд = 0,86)

Так как потери напряжения незначительны и удовлетворяют требованиям, то окончательно принимаем двухцепную ЛЭП с проводом АС-70.

Произведём выбор трансформаторов. Так как на предприятии имеются потребители 1-ой категории составляющие примерно 40% от мощности всего предприятия, то примем K_з = 0,6, тогда мощность одного трансформатора найдём по следующей формуле [1]:

(2.27)

Таким образом, для установки на ГПП выбираем два трансформатора ТДЦН-16000/110/10,5.

Выбранный трансформатор имеет следующие параметры:

Потери холостого хода ДР_хх = 18 кВт

Потери короткого замыкания ДР_кз = 85 кВт

Ток холостого хода I_хх = 0,7%

Напряжение короткого замыкания на номинальной ступени % U_кз = 10,5%

Высота h = 6,5 м

Длина b = 8,3 м

Ширина a = 4,2 м

2.7 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

В качестве сети внутреннего электроснабжения выбираем сеть напряжением 10 кВ. Это обусловлено тем, что на предприятии нет собственного генератора, а доля ЭП, работающих на напряжении 6 кВ, меньше, чем доля ЭП работающих на напряжении 10 кВ. Для расчета внутреннего электроснабжения предлагаются два варианта распределительной сети (Рис. 2.2 и 2.3).

В зависимости от общей схемы электроснабжения, величины потребляемой мощности, территориального размещения нагрузок, требуемой степени безопасности на всех ступенях системы электроснабжения, выбираем ту или иную схему. Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат [1].

(2.28)

где р_н - нормативный коэффициент капитальных вложений,

р_н = 0,12, К - капитальные вложения,

И - годовые эксплутационные издержки.

Приведённые сети отличаются только кабельными линиями, следовательно выбор будем осуществлять на основании затрат на КЛ.



Рис. 2.2. Схема электроснабжения предприятия

Рис. 2.3. Схема электроснабжения предприятия

Таблица 2.5. Первый вариант сети электроснабжения завода

Участок сети	Длина участка сети, м	Способ прокладки кабеля	K	Рр, кВт	Расчётный ток, А	Марка кабеля	Сечение жил кабеля, мм2	Эл. сопротивление кабеля, Ом/км	Потери напряжения, %	Стоимость кабелей участка сети, тыс. руб.	Годовые потери эл. энергии, кВт*ч
								rуд	xуд
ГПП-ЦТП8	323	в земле	0,90	4708,8	258,73	ААБ	2 (3x150)	0,206	0,079	0,1600	2,475	90945,722
ГПП-ЦТП9	31	в земле	0,90	7020	375,71	ААБ	4 (3x95)	0,326	0,083	0,0173	0,368	319879,486
ГПП-ЦТП6	138	в земле	0,90	990	54,40	ААБ	2 (3x16)	1,940	0,113	0,1229	0,487	37858,786
ГПП-ЦТП7	394	в земле	0,90	1125	61,81	ААБ	2 (3x16)	1,940	0,113	0,3973	1,386	48887,895
ГПП-ЦТП5	148	в земле	0,90	3402	186,92	ААБ	2 (3x95)	0,326	0,083	0,0805	0,883	75124,360
ГПП-ЦТП3	262	в земле	0,90	1615,05	88,74	ААБ	2 (3x25)	1,250	0,066	0,2436	0,999	64919,703
ГПП-ЦТП1	292	в земле	0,90	4502,7	247,40	ААБ	2 (3x150)	0,206	0,079	0,1384	2,239	83158,723
ЦТП8-РП17.2	46	в земле	0,90	54	77,14	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	1,5399	0,115	77614,422
ЦТП5-ЦТП16	68	в земле	0,90	1350	129,81	ААБ	2 (3x50)	0,620	0,090	0,0824	0,279	68901,692
ЦТП5-РП4	62	в земле	0,90	882	1260,00	ААБ	8 (3x185+1х150)	0,169	0,060	0,8001	1,856	1803752,955
ЦТП3-РП11	169	в земле	0,90	220,05	314,36	ААБ	2 (3x185+1х150)	0,169	0,060	2,1958	1,276	112274,888
ЦТП3-РП14	55	в земле	0,90	72	102,86	ААБ	2 (3x25+1х16)	1,250	0,066	1,5847	0,158	88905,409
ЦТП3-РП15	92	в земле	0,90	333	475,71	ААБ	4 (3x95+1x70)	0,326	0,083	1,6965	1,026	495974,385
ЦТП1-РП17.1	55	в земле	0,90	19,8	28,29	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	0,6775	0,138	10434,828
ЦТП1-РП17.3	31	в земле	0,90	266,4	380,57	ААБ	4 (3x70+1х50)	0,443	0,086	0,6035	0,281	431345,576
ЦТП1-ЦТП2	68	в земле	0,90	1710	93,96	ААБ	2 (3x35)	0,890	0,095	0,0484	0,282	51817,540
ЦТП1-РП10	129	в земле	0,90	540	771,43	ААБ	6 (3x120+1x95)	0,258	0,081	2,0686	2,171	1032191,804
ЦТП1-РП12	117	в земле	0,90	315	450,00	ААБ	4 (3x95+1x70)	0,326	0,083	2,0328	1,300	443804,691
ЦТП1-РП13	160	в земле	0,90	31,5	45,00	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	3,1140	0,400	26410,463
ЦТП9-РП9	68	в земле	0,90	5400	296,70	ААБ	2 (3x185)	0,169	0,060	0,0313	0,592	98122,542
Итого	2708										18,7130	5462325,870

Таблица 2.6. Второй вариант сети электроснабжения завода

Участок сети	Длина участка сети, м	Способ прокладки кабеля	K	Рр, кВт	Расчётный ток, А	Марка кабеля	Сечение жил кабеля, мм2	Эл. сопротивление кабеля, Ом/км	Потери напряжения, %	Стоимость кабелей участка сети, тыс. руб.	Годовые потери эл. энергии, кВт*ч
								rуд	xуд
ГПП-ЦТП8	323	в земле	0,90	4708,8	258,73	ААБ	2 (3x150)	0,206	0,079	0,1600	2,475	90945,722
ГПП-ЦТП9	31	в земле	0,90	7020	385,71	ААБ	4 (3x95)	0,326	0,083	0,0173	0,368	319879,486
ГПП-ЦТП6	138	в земле	0,90	990	54,40	ААБ	2 (3x16)	1,940	0,113	0,1229	0,487	37858,786
ГПП-ЦТП7	394	в земле	0,90	1125	61,81	ААБ	2 (3x16)	1,940	0,113	0,3973	1,386	48887,895
ГПП-ЦТП5	148	в земле	0,90	3402	186,92	ААБ	2 (3x95)	0,326	0,083	0,0805	0,883	75124,360
ГПП-ЦТП3	262	в земле	0,90	1615,05	88,74	ААБ	2 (3x25)	1,250	0,066	0,2436	0,999	64919,703
ГПП-ЦТП2	123	в земле	0,90	2250	123,63	ААБ	2 (3x50)	0,620	0,090	0,0816	0,564	62495,866
ГПП-ЦТП1	231	в земле	0,90	2252,7	123,77	ААБ	2 (3x50)	0,620	0,090	0,1531	1,057	62645,946
ЦТП8-РП17.2	46	в земле	0,90	54	77,14	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	1,5399	0,115	77614,422
ЦТП5-ЦТП16	68	в земле	0,90	1350	129,81	ААБ	2 (3x50)	0,620	0,090	0,0824	0,279	68901,692
ЦТП5-РП4	62	в земле	0,90	882	1260,00	ААБ	8 (3x185+1х150)	0,169	0,060	0,8001	1,856	1803752,955
ЦТП3-РП11	169	в земле	0,90	220,05	314,36	ААБ	2 (3x185+1х150)	0,169	0,060	2,1958	1,276	112274,888
ЦТП3-РП14	55	в земле	0,90	405	578,57	ААБ	4 (3x150+1x120)	0,206	0,079	0,8128	0,731	463586,145
РП14-РП15	52	в земле	0,90	333	475,71	ААБ	2 (3x95+1x70)	0,326	0,083	1,9227	0,291	495974,385
ЦТП2-РП10	52	в земле	0,90	540	771,43	ААБ	6 (3x120+1х95)	0,258	0,081	0,8373	0,879	1032191,804
ЦТП1-РП17.1	55	в земле	0,90	19,8	28,29	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	0,6775	0,138	10434,828
ЦТП1-РП17.3	52	в земле	0,90	266,4	380,57	ААБ	4 (3x70+1x50)	0,443	0,086	1,0260	0,477	431345,576
ЦТП1-РП12	117	в земле	0,90	346,5	495,00	ААБ	4 (3x120+1x95)	0,258	0,081	1,8014	1,310	424990,639
РП12-РП13	52	в земле	0,90	31,5	45,00	ААБ	2 (4x16)	1,940	0,113	1,0180	0,131	26410,463
ЦТП9-РП9	68	в земле	0,90	5400	296,70	ААБ	2 (3x185)	0,169	0,060	0,8473	0,592	98122,542
Итого	2499										16,2942	5808358,103

На основании полученных данных произведём расчёт капитальных вложений и приведённых затрат и сведём результаты в Таблицы 2.7 и 2.8:

Таблица 2.7. Расчёт капитальных вложений

Наименование элемента	Стоимость единицы оборудования, тыс. руб.	1-й вариант	2-й вариант
		Кол-во	Сумма, тыс. руб.	Кол-во	Сумма, тыс. руб.
Кабельные линии Работы по прокладке	- -	20	18,7130 0,8673	20	16,2942 0,8004
Итого:			19,5803		17,0946

Таблица 2.8. Расчёт отчислений на амортизацию и приведённых затрат

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.	1-й вариант	2-й вариант
Отчисления на амортизацию	0,450347	0,393176
Стоимость потерь эл. энергии в линиях	65,54791	69,7003
Итого:	65,99826	70,09347
Приведенные затраты	68,34789	72,14483

Очевидно, что первый вариант экономичнее, следовательно, принимаем его.

2.8 Выбор мощности цеховых трансформаторных подстанций

Произведём выбор мощности цеховых трансформаторов. Так как в цехе электрообессоливающей установки имеются потребители 1-ой категории составляющие примерно 10% от мощности всего предприятия, то примем K_з = 0,7, тогда мощность одного трансформатора найдём по следующей формуле:

(2.29)

По полученной при расчёте мощности принимаем решение об установке в ЦТП-1 двух трансформаторов ТМ-1600-10,5. Аналогичные действия выполняем для остальных цехов. Результаты расчёта сводим в Таблицу 2.9.

Таблица 2.9. Выбор мощности цеховых трансформаторных подстанций

№ТП	Наименование цеха	Sр, кВА	Кз	n	Sном	Sтр
1	Электрообессоливающая установка	872,21	0,70	2	623,01	1600
	Установка инертного газа	393,63	0,75	2	262,42
	Электроцех	152,26	0,80	2	95,16
	Пожарное депо	19,63	0,80	2	12,27
	Резервуарные парки	519,27	0,90	2	288,49
2	Комбинированная установка	1108,16	0,70	2	791,54	1000
3	Установка каталитического крекинга	1294,00	0,70	2	924,29	1600
	Ремонтно-механический цех	109,47	0,80	2	68,42
	ЦЗЛ	42,79	0,75	2	28,53
	Административный корпус, столовая	248,77	0,75	2	165,85
5	Установка алкинации	1031,21	0,70	2	736,58	1600
	Газофракционирующая установка	777,77	0,70	2	555,55
6	Этилсмесительная установка	775,48	0,70	2	553,92	630
7	Блок оборотного водоснабжения	1000,72	0,80	2	625,45	630
8	Атмосферно-вакуумная установка	3860,96	0,80	2	3088,77	4000
9	Установка каталитического крекинга	877,40	0,70	2	626,71	630
16	Пожарная насосная	556,47	0,80	2	347,80	630

2.9 Расчёт токов короткого замыкания в сети внутреннего электроснабжения

Для расчёта токов короткого замыкания воспользуемся аналитическим методом. Расчёт будем производить в относительных единицах по отдельным ветвям, так как отсутствие соседних ветвей не внесёт значительной погрешности в результаты [14].

Приведём схему внешнего электроснабжения предприятия на Рис. 2.4.

Рис. 2.4. Схема внешнего электроснабжения предприятия с указанием точек короткого замыкания

Определим базисные величины.

Базисные напряжения:

Базисная мощность:

Базисные токи:

(2.30)

Сопротивление системы:

(2.31)

(2.32)

(2.33)

где U_ср - это среднее напряжение той ступени, для которой известна мощность к.з. [14] S_нс, по условию мощность к.з. для стороны 230 кВ S_нс=1800МВА.

Сопротивление ВЛ-110 кВ [14]:

(2.34)

(2.35)

(2.36)

Сопротивление трансформатора ГПП на стороне 10,5 кВ [14]:

(2.37)

(2.38)

(2.39)

(2.40)

Определим ток КЗ в точке К-1 (шины ГПП 110 кВ):

Суммарное сопротивление до точки КЗ:

(2.41)

(2.42)

Расчётное сопротивление Z_расч:

(2.43)

(2.44)

Периодическую составляющую тока трёхфазного тока КЗ определяем по расчётным кривым для турбогенератора средней мощности работающего с наличием АРВ[1]:

Для :

Наибольшее значение тока I_{(макс)max} = 0,487

Наименьшее значение тока I_(мин)max = 0,425 (t?1с)

Для :

Наибольшее значение тока I_{(макс)min} = 0,350

Наименьшее значение тока I_(мин)min = 0,319 (t?1с)

Искомые токи:

(2.45)

(2.46)

(2.47)

(2.48)

Апериодическая составляющая тока трёхфазного тока КЗ:

(2.49)

(2.50)

(2.51)

(2.52)

(2.53)

(2.54)

(2.55)

(2.56)

(2.57)

(2.58)

Определим ток КЗ в точке К-2 (за трансформатором на шинах ГПП 10,5 кВ):

Суммарное сопротивление до точки КЗ:



Расчётное сопротивление Z_расч:

(2.59)

(2.60)

Z_{расч max} > 3 и Z_{расч min} > 3, следовательно изменением во времени периодической слагаемой тока можно пренебречь [14].

Периодическая составляющая тока трёхфазного тока КЗ:

(2.61)

(2.62)

Апериодическая составляющая тока трёхфазного тока КЗ:

 (2.63)

(2.64)

(2.65)

(2.66)

(2.67)

(2.68)

(2.69)

(2.70)

(2.71)

(2.72)

Аналогично производим расчёт для остальных точек схемы и сводим результаты в табл. 9.

Расчёт для токов к.з. для точки 16 будет отличаться из-за наличия в системе синхронных двигателей типа СДН 14-46-8УЗ [1].

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания, посылаемое к месту короткого замыкания синхронными электродвигателями:

(2.73)

где - приведённое значение сверхпереходной ЭДС,

- приведенное реактивное сопротивление двигателя

(2.74)

(2.75)

где = 0,2 - сверхпереходное значение индуктивного сопротивления по продольной оси [10]

Тогда по формуле 2.73:

 кА

Периодическая составляющая тока трёхфазного тока КЗ К-16:

(2.76)

кА

кА

Апериодическая составляющая тока трёхфазного тока КЗ К-16:

(2.77)

кА

кА

где - ударный коэффициент для эквивалентного электродвигателя,

Таблица 2.10. Расчёт токов КЗ

№Точки КЗ	I``пК max, кА	Tа max, с	куд max	iуд max, кА	I``пК min, кА	Tа min, с	куд min	iуд min, кА
1	1,467	0,0290	1,71	3,548	1,054	0,0450	1,80	2,683
2	9,144	0,0410	1,78	23,065	7,320	0,0520	1,83	18,944
3	9,364	0,0410	1,78	23,006	7,318	0,0510	1,82	18,836
4	35,763	0,0180	1,57	79,404	34,499	0,0190	1,59	77,574
5	5,445	0,0013	1,00	7,701	5,433	0,0013	1,00	7,683
6	0,740	0,0002	1,00	1,046	0,739	0,0002	1,00	1,045
7	2,139	0,0002	1,00	3,025	2,139	0,0002	1,00	3,025
8	3,717	0,0002	1,00	5,257	3,715	0,0002	1,00	5,254
9	9,092	0,0343	1,75	22,468	7,288	0,0409	1,78	18,358
10	23,659	0,0157	1,53	51,126	23,107	0,0161	1,54	50,324
11	7,805	0,0057	1,17	12,914	6,556	0,0071	1,24	11,497
12	35,100	0,0129	1,46	72,473	33,898	0,0134	1,47	70,470
13	21,123	0,0028	1,03	30,769	20,765	0,0029	1,03	30,247
14	6,714	0,0017	1,00	9,526	6,696	0,0018	1,00	9,470
15	6,662	0,0014	1,00	9,429	6,629	0,0014	1,00	9,375
16	9,992	-	-	23,531	8,690	-	-	15,331
17	34,709	0,0177	1,57	77,028	33,518	0,0184	1,58	74,895
18	14,434	0,0028	1,03	20,958	14,340	0,0028	1,03	20,888
19	12,086	0,0119	1,43	24,462	10,137	0,0143	1,50	21,504
20	15,213	0,0140	1,49	32,020	14,982	0,0142	1,49	30,934
21	8,104	0,0068	1,23	14,074	6,733	0,0084	1,30	12,378
22	15,383	0,0132	1,47	31,951	15,155	0,0134	1,47	31,506
23	5,644	0,0028	1,03	8,192	5,124	0,0034	1,05	7,609
24	15,194	0,0110	1,40	30,106	14,901	0,0112	1,41	29,713
25	8,702	0,0186	1,58	19,496	7,043	0,0231	1,65	17,338
26	64,871	0,0068	1,23	112,840	61,117	0,0073	1,25	108,040
27	2,525	0,0003	1,00	3,571	2,524	0,0003	1,00	3,569
28	9,096	0,0346	1,75	22,501	7,292	0,0433	1,79	18,459
29	15,492	0,0143	1,50	32,812	15,410	0,0146	1,50	32,670
30	9,025	0,0297	1,71	21,878	7,170	0,0370	1,76	17,846
31	5,585	0,0015	1,00	7,898	5,554	0,0015	1,00	7,855

3. Выбор и проверка электрооборудования

3.1 Выбор высоковольтных электрических аппаратов предприятия

3.1.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Рабочий ток форсированного режима [1]:

(3.1)

Выбор выключателей:

Выбираем [3] ваккумный выключатель ВБЭ-110-10/1000 У1, для защиты питающих линий.

Проверка:

Номинальное напряжение [14]:

U_выклн ? U_н (110 кВ ? 110 кВ),

Ток форсированного режима [14]:

I_{раб.форс.} ? I_{ном.длит.} (83,978 А ? 1000 А),

Номинальный ток динамической стойкости [14]:

периодическая составляющая: I_к1 I_дин (1,467 < 80 кА)

полный ток [14]: i_уд1 i_уск

(3.2)

3,548 < 203,646 кА

Номинальный ток отключения:

периодическая составляющая I_п I_отк.н (1,467 < 10 кА)

полный ток отключения [14]:

(3.3)

Согласно рис. 7-3 [11] принимаем относительное содержание апериодической составляющей тока в полном = 0,1 при собственном времени срабатывания выключателя = 0,1 с

2,141 15,556

Номинальный тепловой импульс:

B`_k=I_тер.ст²(t + T_a) (3.4)

B`_k=2,141²(1+0.00290)=4,717 кА²с

B_н=I_тер.ст² (3.5)

B_н= 20²3=1200 кА²с

4,717 1200 кА²с

Выбор разъединителей:

Выбираем [14] разъединитель РДЗ-2-110/1000Н УХЛ1 для установки в перемычку и в подходящих линиях.

Номинальное напряжение:

U_выклн ? U_н (110 кВ ? 110 кВ),

Ток форсированного режима:

I_{раб.форс.} ? I_{ном.длит.} (83,978 А ? 1000 А),

Номинальный ток динамической стойкости:

периодическая составляющая: I_к1 I_дин (1,467 < 63 кА)

полный ток: i_уд1 i_уск

По формуле 3.2 i_уск:

3,548 < 160,371 кА

Номинальный тепловой импульс:

По формуле 3.4:

B`_k= 2,141²(1+0.00290)=4,717 кА²с

По формуле 3.5:

B_н= 25²3=1875 кА²с

4,717 1875 кА²с

3.1.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ

Рабочий ток форсированного режима:

(3.6)

На низкой стороне в качестве РУ выбираем [14] КРУН-10 ЛМ У1 с номинальным током главных цепей и сборных шин 1000 А. Напряжение вспомогательных цепей 220 В.

Выбор выключателей:

Выбираем [14] вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-25/1600 У1, для защиты питающих линий. Так как для установки на всех отходящих линиях предполагаем установку выключателей ВВ/TEL, и токи короткого замыкания имеют примерно одну величину, то представляется возможным провести расчёт для наибольшего тока, а затем принять аппарат для всех линий.

Проверка:

Номинальное напряжение:

U_выклн ? U_н (10 кВ ? 10 кВ),

Ток форсированного режима:

I_{раб.форс.} ? I_{ном.длит.} (167,956 А ? 1600 А),

Номинальный ток динамической стойкости:

периодическая составляющая: I_к2 I_дин (9,144< 25 кА)

полный ток: i_уд1 i_уск

По формуле 3.2 i_уск:

23,065< 63,64 кА

Номинальный ток отключения:

периодическая составляющая I_п I_отк.н (9,144 < 25 кА)

полный ток отключения:

По формуле 3.3 _:

Согласно рис. 7-3 [11] принимаем относительное содержание апериодической составляющей тока в полном = 0,3 при собственном времени срабатывания выключателя = 0,045 с

14,060 53,033

Номинальный тепловой импульс:

По формуле 3.4:

B`_k=14,060²(1+0,0410)=205,789 кА²с

По формуле 3.5:

B_н= 25²3=1875 кА²с

205,789 1875 кА²с

Выбор трансформаторов тока:

Выбираем на каждую отходящую линию по ТТ.

ТТ выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости [14].

Выбираем ТТ для линии питающей ЦТП-1. Расчетный ток линии составляет 247,40 А (Таблица 2.5), напряжение 10 кВ. Для РУ 10 кВ выбираем трансформаторы типа ТПЛ-10К. Согласно (Таблице 5-9 [9]) выбираем коэффициент трансформации 100/5 А.