Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода СОДЕРЖАНИЕ Введение 1. Технологический процесс 2 Выбор напряжения 3 Показатели качества электроэнергии 4 Определение расчетных электрических нагрузок 4.1 Расчетная нагрузка насосной №1 4.2 Расчетные нагрузки для остальных цехов завода 4.3 Определение расчетной нагрузки электрического освещения 4.4 Расчетная нагрузка всего завода 5 Определение количества и мощности трансформаторов 5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии 5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше 5.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов 5.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП 5.5 Определение количества трансформаторов в каждом цехе 5.6 Выбор мощности батарей конденсаторов 6 Расчет токов короткого замыкания 6.1 Составление схемы замещения и расчет ее параметров 6.2 Определение токов короткого замыкания 7 Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров 7.2. Выбор сечений жил кабелей распределительной сети 7.3 Выбор оборудования электрической сети напряжением до 1 кВ 7.3.1 Подбор совокупности приемников, питаемых от ТП 7.3.2 Выбор шинопроводов 8 Выбор оборудования 8.1 Выбор ограничителей перенапряжения 8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока 8.3 Выбор разъединителей 8.4 Выбор заземлителей 8.5 Выбор трансформаторов напряжения 8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6 кВ 8.7 Выбор выключателей на отходящих линиях 9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети 10 Релейная защита и автоматика 10.1 Защита кабельных линий и цеховых трансформаторов 10.2 Токовая отсечка 10.3 Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения 10.4 Защита нулевой последовательности 11 Безопасность жизнедеятельности 11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию 11.2 Производственная санитария 11.3 Основы пожарной безопасности 12 Расчет защитного заземления цеха 12.1 Защитное заземление 12.2 Молниезащита цеха 13 Расчет электроосвещение 13.1 Выбор системы освещения и освещенности 13.2 Выбор типа и мощности источника света 13.3 Выбор кабелей, питающих щитки освещения 13.4 Выбор схемы питания осветительной установки 13.5 Выбор типа и расположения группового щитка, компоновка сети и её выполнение 14 Экономическая часть 15 Монтаж распределительных устройств и подстанций Заключение Список использованной литературы Введение На долю ЕЭС России приходится около 95 % производства электроэнергии страны. Она образовалась 1991 г., выделившись из состава ЕЭС бывшего советского союза. В состав ЕЭС России входит шесть объединенных энергосистем (ОЭС): Северо - Запада, Центра, Средней Волги,Северного Кавказа,Урала и Сибири. ОЭС Востока работает изолированно. Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2005 г. составила 197,3млн.кВт. Выработка электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России достигает 890,8 млрд. кВт ч. ЕЭС России формировалась в составе ЕЭС СССР, поэтому размещение электростанций и подстанций, их структура, единичная мощность и схема сетей создавались из эффективности работы всего большого объединения. ЕЭС СССР была крупнейшей единой энергосистемой в мире и представляла собой высшею форму интеграции электроэнергетики благодаря централизованному управлению ее функционированием и развитием и на протяжении многих летобеспечивала надежное и эффективное электроснабжение страны. С распадом Советского союза и переходом России к рыночной экономике электроэнергетика должна была функционировать в рыночной среде. В 1991 г. По инициативе Минэнерго и в соответствии с Указом Президента РФ электроэнергетика была приватизирована с контрольным пакетом акций у государства. При этом была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО “ЕЭС России” на федеральном уровне и 74 «АО-энерго» на уровне регионов. С 2000г., по инициативе РАО ЕЭС России началось новое реформирование электроэнергетики с созданием свободного конкурентного рынка электроэнергии, мощности и системных услуг. В 2003г.,на базе крупных электростанции РАО “ЕЭС России” началось создание оптовых генерирующих компаний, на основе тепловых и гидравлических электростанций, региональных (ОГК)на базе ТЭЦ. Кроме того, уже существует государственная корпорация,объединяющая все атомные электростанции - Федеральное государственное унитарное предприятие «Росэнергоатом». После выделения ЕЭС России из состава СССР возникли большие трудности с осуществлением параллельной работы. Часть объединений ЕЭС России таких как Северный Кавказ, Сибирь, а также Янтарьэнерго, оказались связанными с остальной частью ЕЭС через сети Украины, Казахстана и Балтии. Это создало большие трудности в функционировании ЕЭС и электроснабжении потребителей. До 1994г. ЕЭС России в составе шести объединенных систем работала синхронно с энергосистемами Балтии, Беларуси, Украины, Закавказья и Казахстана. С 1995г. в связи с экономическим кризисом в странах СНГ и по ряду других причин связи ОЭС Центра Украиной и Северным Кавказом были отключены. В 1996 г. были отключены также связи Урала с Казахстаном, а 1999г. - Казахстана с Сибирью. Сохранялась синхронная работа ЕЭС России только с Беларусью и Балтией. Эти обстоятельства вызвали большие трудности в электроснабжении дефицитного объединения Северного Кавказа, а также Омской энергосистемы ОЭС Сибири, которые соединялись с ЕЭС только слабыми связями 220 кВ. В результате при наличии мощных электрических сетей, проходящих по территориям Украины и Казахстана, в ЕЭС России потребовалось усиление усиление электрических сетей между северным Кавказом и Волгоградом, а также Сибирью и Уралом, проходящих по территории России. В 2000г. была востановлена синхронная работа с ОЭС Сибири через ОЭС Казахстана, а с 2001 г. – с Украиной и Молдовой, Закавказьем. В настоящее время ЕЭС России работает синхронно на территории, превышающей территорию бывшей ЕЭС Советского союза. Таким образом, параллельная работа объединений ЕЭС России стала зависеть от загрузки сетей соседних государств, что в ряде случаев может приводить к ограничению пропускной способности сетей между объединениями ЕЭС. В ближайшее время около 70% мощности тепловых электростанций ЕЭС России достигнут 30 - летнего срока службы. Продление его не позволяет улучшить экономические показатели работы станций, и отставание технического уровня нашей энергетики только увеличится. Масштабное техническое перевооружение энергетики потребует огромных финансовых и материальных ресурсов,что при современном состоянии нашей промышленности практически не реализуемо в ближайшие 15-20 лет. Уже в 2001 г. число аварий и отказов резко увеличилось. КА и не доотпуск электроэнергии из-за них. После 2001 г. полные данные по надежности не приводятся. Указываются только отказы оборудования различных типов без пояснения последствий. Значительное снижение надежности работы ЕЭС было подтверждено тяжелейшей системной аварией в г. Москве и ОЭС Центра 25 мая 2005 г., подобных которой не было с начала создания ЕЭС в 1948 г. Развитие этой аварии в течении почти двух суток и не неудачные попытки ее ликвидации обнаружили низкие уровни эксплуатации и профессионализма, а также безответственность персонала всех звеньев. Создание специальной службы ЦДУ ЕЭС по мониторингу и предотвращению системных аварий представляется совершенно бесполезным. Пока основной деятельностью этой структуры был сбор данных о запасе топлива на электростанциях и воды на ГЕС, состоянии всего оборудования энергетических объектов до их мельчайших деталей. По этим данным новой службой давались указания о необходимости устранения недостатков, т.е. выполнения технологических правил эксплуатации. Стало очевидным, что свободный рынок в электроэнергетике в обычном понимании этого слова не может быть создан. Процесс реструктуризации в развитых странах замедлился, так начался поиск новых форм организации рыночных отношений в этой отрасли с учетом своих конкретных условий и сложившейся структуры электроэнергетики. Очевидно, что в России организация эффективного свободного рынка столкнется с большими проблемами. К этому приведут неразвитость цивилизованных рыночных отношений в стране, огромная территория, техническая отсталость и изношенность оборудования промышленных предприятий и некоторые “национальные особенности“, выражающееся, в частности, в невыполнении правил и даже законов. Не ясна и экономическая эффективность перехода к “свободному” рынку от высшей формы интеграции электроэнергетики. Следует оценить, хотя бы приближенно. Эффективность предлагаемых преобразований, а так же их последствия для населения. Необходимо также разработать такие способы государственного регулирования, которые обеспечат функционирование и развитие электроэнергетики страны в интересах государства и общества. 1 Технологический процесс Процесс каталитического крекинга является основным процессом переработки вакуумного газойля с целью получения высококачественных компонентов моторных топлив и сырья для нефтехимических процессов. Вакуумный газойль представляет собой сложную смесь углеводородов, сильно отличающиеся между собой как по химическому составу, так и по физико-механическим свойствам. Сущность процесса каталитического крекинга основана на расщеплении высокомолекулярных компонентов вакуумного газойля на более мелкие молекулы в присутствии микросферического цеолитсодержащего катализатора при высокой температуре. Сырье – вакуумный газойль по трубопроводу поступает на установку в буферную емкость. Из емкости вакуумный газойль подается в межтрубное пространство теплообменника, где нагревается за счет I циркуляционного орошения Вакуумный газойль после теплообменника направляется в однопоточную трубчатую печь, где нагревается до 2800 С. После печи подается в прямоточный реактор, где происходит реакция каталитического крекинга. Регенерированный катализатор с температурой 670-680 0 С по линии регенерированного катализатора поступает из регенератора в основание прямоточного реактора. Вакуумный газойль, нагретый в сырьевой печи, поступает в раздаточный кольцевой коллектор узла ввода сырья и через пять сырьевых форсунок вводится в прямоточный реактор. Из прямоточного реактора пары продуктов реакции крекинга в смеси с водяным паром и катализатором поступают в разгружающие циклоны реактора. После разделения от отработанного катализатора пары направляются в отстойную зону реактора и затем в доочищающие одноступенчатые высокоэффективные циклоны. Регенерированный катализатор из кипящего слоя регенератора поступает в узел вывода и далее по линии поступает в прямоточный реактор. Для аэрации катализатора в линии регенерированного катализатора подается технический воздух. Узел фракционирования предназначен для отмывки поступающих из реактора паров продуктов крекинга от катализаторной пыли, охлаждения перегретых паров с последующим разделением продуктов крекинга, а также для концентрирования катализатора в шламе, возвращаемом в прямоточный реактор. Пары продуктов крекинга из реактора по трансферной линии поступают в промывочно-сепарационную секцию основной фракционирующей колонны, оборудованную в нижней части тремя сетчатыми двухпоточными тарелками (33, 34, 35 тарелки). На сетчатых тарелках происходит контакт перегретых и загрязненных катализатором паров, поступающих из реактора. Жидкость с катализаторной пылью с каждой сетчатой тарелки по внутренним переточным трубам поступает в кубовую часть колонны. Тяжелый газойль в смеси с катализаторной пылью с низа колонны подается в шламоотстойник, в котором происходит отстаивание катализатора. С низа шламоотстойника шлам направляется в прямоточный реактор. Отстоявшийся от катализаторной пыли тяжелый газойль в постоянном количестве возвращается на 33 тарелку колонны, а балансовый избыток по уровню в кубе выводится из цеха после охлаждения в сырьевом теплообменнике , в аппарате воздушного охлаждения и откачивается в товарные резервуары . Фракция легкого газойля с глухой тарелки 20а колонны боковым погоном выводится в стриппинг. Пары верха колонны ( углеводородный газ, нестабильный бензин, водяной пар) поступают в конденсаторы-холодильники, водяные доохладители и далее в рефлюксную емкость , где происходит разделение на нестабильный бензин, жирный газ и воду. Газоразделение предназначено для очистки жирного газа от H2 S и CO2 15 % раствором моноэтаноламина, фракционирующей абсорбции жирного газа, повторной абсорбции сухого газа, доочистки сухого газа 15 % раствором моноэтаноламина, стабилизации бензина, разделения “головки” стабилизации на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции. Из газосепаратора жирный газ направляется на сероочистку в абсорбер. Жирный газ поступает под 24 тарелку, а регенерированный раствор МЭА подается на пятую тарелку колонны. В результате абсорбции из жирного газа извлекается сероводород и углекислота. Для отмывки жирного газа от унесенного моноэтаноламина на первую тарелку подается химобессоленная вода. Жирный сероочищенный газ из колонны направляется на компрессию через сепаратор, установленный на приеме газового компрессора ГК-301 для защиты компрессора от попадания жидкой фазы. Жирный газ с нагнетания компресса ГК-301 с давлением ~1,1 МПа поступает в воздушные холодильники на охлаждение и частичную конденсацию. Регулирование температуры после каждого холодильника осуществляется регуляторами, которые регулируют частоту вращения лопастей воздушных холодильников. После охлаждения жирный газ поступает в сепаратор на сепарацию. Унесенные из К-301 пары воды, сконденсировавшиеся , отстаиваются в отстойнике сепаратора и выводятся по уровню раздела фаз из отстойника под собственным давлением в емкость загрязнённого технологического конденсата. Газ из сепаратора с давлением приблезительно 1,0 мПа подается во фракционирующий абсорбер под 12 тарелку. Нестабильный бензин от насоса поступает в межтрубное пространство теплообменника и подается на 16 тарелку стабилизатора, где происходит стабилизация бензина за счет выделения из нестабильного бензина фракций. Подогрев поступающего нестабильного бензина в теплообменнике осуществляется стабильным бензином, отходящим под избыточным давлением из кубовой части стабилизатора на всас насоса. Тепло в колонну подается через термосифонные рибойлеры подачей в них в качестве теплоносителя IV ЦО колонны после теплообменника. С куба стабилизатора стабильный бензин выводится на блок гидроочистки. Вывод стабильного бензина из куба колонны осуществляется по уровню, значение которого является корректирующим для регулятора расхода стабильного бензина от насоса на блок гидроочистки. Для очистки бензина от серы предусмотрен блок гидроочистки бензина каталитического крекинга. В качестве катализатора используется высокоактивный алюмо–кобальт–молибденовый катализатор. Процесс гидроочистки ведется в токе водорода высокой чистоты и парциального давления. Высокое парциальное давление водорода в реакторе увеличивает скорость реакции гидрообессеривания и уменьшает скорость дезактивации катализатора. Бензин каталитического крекинга характеризуется значительным содержанием сернистых соединений – сульфидов и тиофенов и непредельных углеводородов – олефинов и диенов. Наблюдается также качественное присутствие меркаптанов. Основная часть непредельных углеводородов концентрируется в легких фракциях крекинга-бензина, выкипающих при температурах до 120 о С, в то время как содержание сернистых соединений резко возрастает с утяжелением фракционного состава. Сущность процесса стабилизации бензина заключается в разделении углеводородных газов ректификацией на фракции в результате многократного двухстороннего массообмена при кипении и конденсации между противоточно движущимися парами и жидкостью. При ректификации происходит диффузия высококипящего компонента из пара в жидкость и низкокипящего из жидкости в пар в результате неравновесной разности концентраций между контактирующими потоками. Очистка циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ), производимая раствором моноэтаноламина (МЭА), основана на процессе химического поглощения сероводорода (абсорбция с протеканием химических реакций). Образовавшиеся соединения при нормальных условиях имеют заметное давление насыщенных паров. При повышении температуры давление насыщенных паров этих соединений быстро растет. С учетом того, что реакция поглощения сероводорода раствором МЭА экзотермическая (на 1 кг поглощенного сероводорода выделяется приблизительно 300 ккал тепла), повышение температуры насыщенного раствора МЭА сдвинет равновесие в сторону обратных реакций, что позволяет десорбировать сероводород из раствора МЭА. Сырье – стабильный бензин каталитического крекинга, поступает на гидроочистку в межтрубное пространство теплообменника, предварительно смешиваясь с водородсодержащим газом (ВСГ), поступающим от циркуляционного компрессора Смесь сырья и ВСГ проходит последовательно межтрубное пространство теплообменников, где за счет тепла смеси продуктов реакции гидроочистки и ВСГ нагревается до температуры 200-300о С. После, газосырьевая смесь двумя потоками поступает в печь, где нагревается до температуры 250-350о С за счет сжигания топливного газа в горелках печи. Из печи, нагретая до температуры 250-350о С, газосырьевая смесь направляется последовательно в реакторы гидроочистки, где на алюмокобальмолебденовом катализаторе протекает реакция гидрогинолиза серосодержащих соединений и гидрирование непредельных углеводородов, содержащихся в сырьевом потоке. В реакторе идут реакции глубокого гидрообессеривания сульфидной и тиофеновой серы, насыщения углеводородов, превращения сернистых соединений и насыщения ароматических углеводородов. Реакции гидрообессеривания экзотермические (проходят с выделением тепла), что может привести к неуправляемому повышению температуры в реакторе. Далее газопродуктовая смесь с температурой 120-260о С и давлением 2,6 МПа поступает на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения и далее в водяной холодильник . Газопродуктовая смесь после холодильника с температурой 40-50 о С поступает в сепаратор высокого давления. В сепараторе происходит разделение газопродуктовой смеси на жидкие углеводороды, ВСГ и отстой кислой воды. Кислая вода из отстойника выводится в емкость. Водородсодержащий газ (ВСГ), отделенный от нестабильного гидрогенизата, поступает под нижнюю (20-ю) тарелку абсорбера К‑502, где происходит поглощение раствором МЭА сероводорода, содержащегося в ВСГ. ВСГ проходит через абсорбер снизу вверх противотоком подаваемому 15 %-ному водному раствору моноэтаноламина (МЭА). Регенерированный раствор МЭА насосом подается в емкость. Из емкости раствор МЭА с расходом 2,8 м3 /ч подается насосом на верхнюю (1-ю) тарелку . Очищенный от сероводорода ВСГ с верха абсорбера поступает в сепаратор , где происходит сепарация из ВСГ унесенных капель МЭА, который выводится в емкость . Далее ВСГ поступает в сепаратор, где происходит отделение из газа жидкой фазы. После сепаратора ВСГ поступает в буферные емкости всасывания 1-го и 2-го цилиндра компрессора ПК-501/1,2. После сжатия газа в 1-ом и 2-ом цилиндрах до давления не более 38,0 кгс/см2 , сжатый газ после нагнетательных клапанов 1-го и 2-го цилиндров компрессора через буферные емкости нагнетания с температурой не более 75 ºС подается на узел гидроочистки бензина. Свежий водород, поступает с НПЗ в емкость и далее на всас компрессора. Нестабильный бензин снизу сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменников, где нагревается за счет тепла, приносимого стабильным бензином из куба колонны. В колонне на 24 трапециевидно-клапанных тарелках (6 шт. – однопоточные, 18 шт. – двухпоточные) происходит процесс стабилизации бензина. Тепло, необходимое для процесса ректификации, в колонну подводится стабильным бензином из печи. Легкие газы и пары бензина с верха колонны с температурой 100-125 С поступают в воздушный холодильник, в котором происходит охлаждение смеси и частичная конденсация бензиновых фракций. Из основной кубовой части колонны стабильный бензин подается на циркуляцию для подогрева через печь, а из кармана после охлаждения в выводится в цех . Циркуляция стабильного бензина осуществляется насосом Стабильный бензин насосом двумя параллельными потоками поступает в печь, где последовательно проходит конвекционную и радиантную камеры и нагревается до температуры 200-235 °С за счет тепла, получаемого от сгорания топливного газа в печи. Топливный газ с расходом н/б 500 нм3 /ч поступает из сепаратора Для регулирования разрежения в топке печи и работы горелок предусмотрена шиберная заслонка с электроприводом на выходе дымовых газов после конвективной зоны печи в атмосферу. Стабильный бензин с куба колонны проходит трубное пространство, где охлаждается нестабильным бензином, поступающим в колонну, до температуры 70‑110 °С, в воздушном холодильнике и в водяном холодильнике до температуры 30‑50 °С. Стабильный бензин отправляется на склад. 2 Выбор напряжения электрической сети Для повышения эффективности системы электроснабжения и экономии электроэнергии при ее проектировании следует стремиться к сокращению числа ступеней трансформации, повышению напряжения питающей сети, внедрению подстанций без выключателей с минимальным количеством оборудования, применению магистральных линий и токопроводов. Если при взаимном расположении производств и потребляемой ими мощности оптимальное число понизительных подстанций 35...220/6... 10 кВ оказывается больше единицы, то по территории предприятия следует проложить воздушную линию (ВЛ) или кабельную вставку с ответвлениями к подстанциям глубокого ввода (ПГВ), которые располагают в центрах нагрузок групп цехов, территориально обособленных на данном предприятии. При этом распределительные устройства напряжением 6...10 кВ ПГВ используют в качестве распределительных пунктов (РП) цехов. Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев. Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда: - имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях; - предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной электростанции; - имеется связь электростанций предприятий с районными сетями. Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5...10% по приведенным затратам. На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330 кВ. Напряжение 35 кВ применяют для частичного внутризаводского распределения электроэнергии при: - наличии крупных электроприемников на напряжении 35 кВ; - наличии удаленных нагрузок и других условий, требующих для питания потребителей повышенного напряжения; - схеме глубокого ввода для питания группы подстанций 35/0,4...0,66 кВ малой и средней мощности. Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения энергии: - на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети 10 кВ; - на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей, которые могут быть присоединены непосредственно к сети 6 кВ; - при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ. Напряжение 6 кВ применяют: - при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на это напряжение; - при наличии заводской электростанции на напряжение 6 кВ; - если применение напряжения 6 кВ предопределяется условиями поставки электрооборудования, технико-экономическими расчетами или другими особыми соображениями; - на реконструируемых предприятиях, имеющих напряжение 6 кВ в качестве основного для внутризаводского распределения электроэнергии. При напряжении распределительной сети 10 кВ и небольшом числе двигателей средней мощности (350...800 кВт) следует применять напряжение 6 кВ с использованием схемы блока трансформатор — двигатель. Напряжение 3 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети на новых предприятиях не применяют. Оно не рекомендуется также и в качестве подсобного для питания электродвигателей средней мощности при основном напряжении распределительной сети 10 кВ. Напряжение 380 В применяют для питания силовых общепромышленных электроприемников. Напряжение 660 В рекомендуется для применения в следующих случаях: - если по условиям генплана, технологии и окружающей среды не могут быть осуществлены в должной мере глубокие вводы, дробление цеховых подстанций и приближение их к центрам питаемых ими групп электроприемников и в связи с этим имеют место протяженные и разветвленные сети напряжением до 1000 В, а также при крупных концентрированных нагрузках; такое положение может быть в некоторых отраслях химической промышленности, на лесопромышленных комплексах и в аналогичных производствах; - при первичном напряжении распределительной сети 10 кВ и при отсутствии на данном предприятии двигателей таких мощностей, которые не изготовляются на напряжение 660 В (за исключением мелких), т. е. в тех случаях, когда не потребуется введение промежуточного напряжения между 10 и 0,66 кВ; - при больших плотностях нагрузок и мощных цеховых трансформаторах (более 1000 кВА), при которых токи короткого замыкания на стороне вторичного напряжения возрастают до недопустимых для аппаратов величин при напряжении 0,4 кВ. Проектируемый завод бензинов расположен от источника питания на расстоянии 2 км, следовательно потери в линии небольшие, поэтому мой выбор на первой ступени распределения электроэнергии пал на напряжение 110кВ. На предприятии имеются в наличии элктроприемники на напряжение 6 кВ, поэтому на второй ступени выбираю 6кВ. 3 Показатели качества электроэнергии Обеспечение качества электроэнергии на зажимах приемников электроэнергии — одна из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснабжения. Появление в системах электроснабжения мощных электродвигателей, вентильных преобразователей и других приемников с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электромагнитной совместимости с системой электроснабжения, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как этих приемников, так и приемников со спокойной нагрузкой, присоединенных к той же системе (освещение, электродвигатели длительного режима работы и др.). Показатели качества электроэнергии регламентируются требованиями ГОСТ 13109—97. К показателям качества электроэнергии для трехфазных сетей переменного тока относятся следующие: - отклонение напряжения; - колебание напряжения; - коэффициенты несимметрии и неуравновешенности напряжений; - коэффициент несинусоидальности напряжения; - отклонение частоты; - колебания частоты. Соответствие перечисленных параметров ГОСТу способствует увеличению выпуска продукции и общей рентабельности производства. Отклонение напряжения V— это разность действительного значения напряжения Uи его номинального значения Uн для сети, возникающая при сравнительно медленном изменении режима работы, когда скорость изменения напряжения меньше 1% в секунду: При понижении напряжения возрастает скольжение и уменьшается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся основными приемниками электроэнергии. При этом возрастает сила потребляемого тока, двигатели перегреваются и быстрее изнашивается изоляция. Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому при его понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения напряжения на зажимах электродвигателей, станций управления от — 5 до +10%. Весьма чувствительны к изменению напряжения косинусные конденсаторы. Их реактивная мощность пропорциональна квадрату подводимого напряжения. Таким образом, при понижении напряжения на 10% мощность конденсатора снизится до 81%. Повышение напряжения на 10% увеличивает реактивную мощность конденсатора до 121% и приводит к его перегрузке, поэтому для конденсаторов допускается увеличение напряжения не более чем на 10%. Значительное влияние отклонение напряжения оказывает на работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки. Для рационального ведения этого процесса отклонение напряжения на сварочных установках должно составлять +5%. Высокие требования к качеству напряжения предъявляют осветительные установки. При отклонениях напряжения изменяются сила света ламп накаливания и срок их службы. Сила света изменяется при этом пропорционально изменению напряжения в третьей — четвертой степени. Повышение напряжения на 10% сокращает срок службы ламп накаливания примерно в 3 раза. ГОСТ 13109—97 допускает отклонения напряжения на зажимах электроосветительных приборов от — 2,5 до +5%. Под колебанием напряжения Vt , подразумевается изменение напряжения в сети со скоростью более 1%: Vt = Uнб -Uнм , (3.1) где Uнб и Uнм — соответственно наибольшее и наименьшее действующие напряжения в кратковременном процессе его изменения, %. Колебания напряжения ограничиваются частотой их возникновения. Для зрительного восприятия наиболее опасными считаются колебания с частотами в пределах 1...10 Гц. Их значение при этом ограничивается величиной порядка 1%. Если число колебаний в час не превышает 10, то это значение возрастает до 1,5%, при числе колебаний не более 1 раза в час — до 4%. Допустимые значения колебаний напряжения в сетях, от которых питаются электроосветительные установки и радиоприборы, определяют по формуле % (3.2) где т — частота колебаний в час, 1/ч; ∆t— средний интервал между последовательными колебаниями, мин. Для обеспечения нормируемого ГОСТ 13109—97 режима напряжения применяются различные способы и средства регулирования напряжения. Способы регулирования: - регулирование напряжения на шинах центра питания; - изменение сопротивления элементов сети; - изменение силы реактивного тока, протекающего в сети; - изменение коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов (линейных регуляторов). Средства регулирования: - трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН): - линейные регуляторы; - управляемые батареи конденсаторов; - синхронные двигатели с автоматическими регуляторами возбуждения. Кроме того, можно использовать трансформаторы с переключением без возбуждения (ПБВ), неуправляемые батареи конденсаторов, синхронные двигатели без автоматического регулирования возбуждения. Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы один из важнейших показателей качества электрической энергии. Причина появления несимметрии, напряжений и токов — различные несимметричные режимы системы электроснабжения. Широкое применение однофазных установок значительной мощности различного рода привело к значительному увеличению доли несимметричных нагрузок. Подключение таких мощных несимметричных однофазных нагрузок к трехфазным сетям вызывает в системах электроснабжения длительный несимметричный режим, характеризующийся несимметрией напряжений и токов. В системах электроснабжения различают кратковременные (аварийные) и длительные (эксплуатационные) несимметричные режимы. Кратковременные несимметричные режимы обычно связаны с различными аварийными процессами, например несимметричными короткими замыканиями, обрывами одного или двух проводов воздушной линии с замыканием на землю и т. п. Длительные несимметричные режимы обычно обусловлены несимметрией элементов электрической сети или подключением к системе электроснабжения несимметричных нагрузок. Несимметрия напряжений и токов, обоусловленная несимметрией элементов электрической сети, называется продольной. Примером продольной несимметрии могут служить неполнофазные режимы воздушных линий. Несимметрия характерна также для специальных систем электропередачи: два провода — земля (ДПЗ); два провода — рельсы (ДПР), два провода — труба (ДПТ) и т. д. Несимметрия напряжений и токов, вызванная подключением к сети много- и однофазных несимметричных нагрузок, называется поперечной. Несимметрия характеризуется коэффициентом несимметрии напряжения Кн — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты U2 к номинальному линейному напряжению U1 : % (3.3) и коэффициентом неуравновешенности напряжения — отношением напряжений нулевой последовательности основной частоты Uo к номинальному фазному напряжению Uн : % (3.4) Коэффициент несимметрии напряжений служит нормированным показателем качества электрической энергии. В соответствии с ГОСТ 13109—97 % длительно допустим на зажимах любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии. В случаях, когда коэффициент несимметрии оказывается больше, должны быть приняты меры к его снижению. Несимметрия напряжений в системах электроснабжения оказывает значительное влияние на работу отдельных элементов сети и приемников электрической энергии. При несимметрии напряжений, обусловленных несимметричной нагрузкой, в статорах синхронных машин проходят токи прямой, обратной и нулевой последовательности, что вызывает нагрев ротора и увеличение вибрации, в некоторых случаях опасной для конструкции машин. Особенно неблагоприятно несимметрия напряжений сказывается на работе и сроке службы асинхронных машин. При несимметрии напряжений конденсаторные установки неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, мощность многофазных выпрямителей снижается. При несимметричном режиме токи нулевой последовательности постоянно проходят через заземлители и отрицательно сказываются на их работе, вызывая высушивание грунта и увеличение сопротивления растеканию. Они оказывают значительное влияние на низкочастотные каналы проводной связи, сигнализации и автоблокировки. Несинусоидальность формы кривой напряжения и тока. Широкое внедрение приемников электрической энергии с нелинейными вольт-амперными характеристиками, определяемое потребностями увеличения экономической эффективности производства, привело к отрицательному влиянию этих приемников на электрические параметры режима сети. К элементам систем электроснабжения (СЭС) с нелинейными вольт-амперными характеристиками относятся вентильные преобразователи (ртутные и полупроводниковые), установки электросварки, газоразрядные источники света, а также трансформаторы и электродвигатели. Характерная особенность этих устройств — потребление ими из сети несинусоидальных токов при подведении к их зажимам несинусоидального напряжения. Высшие гармонические токи и напряжения обусловливают дополнительные потери электроэнергии, приводят к нагреву электрооборудования и увеличивают интенсивность старения его изоляции и изоляции кабелей. Особенно неблагоприятное влияние эти гармоники оказывают на работу конденсаторных батарей, вызывая дополнительные потери и даже выход их из строя. Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, вызывают падения напряжения в сопротивлениях этих элементов, которые, накладывала на основную синусоиду напряжения, приводят к искажению формы кривой напряжения. Степень несинусоидальности напряжения сети принято характеризовать коэффициентом несинусоидальности напряжения Кнс , который представляет собой отношение действующего значения гармонической составляющей несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты, %: , (3.5) где Uv , U1 — действующие значения соответственно v-й и 1-й гармоник напряжения. ГОСТ 13109—97 нормирует форму кривой напряжения у приемников электроэнергии, допуская отклонение действующего напряжения всех высших гармоник от действующего напряжения основной частоты не более 5%. Для снижения уровня влияния высших гармоник на напряжение устанавливают силовые фильтры, уменьшают число фаз I выпрямления. Отклонение частоты ∆f—разность действительного f и номинального fн значений основной частоты:в Гц (3.6) или в % (3.7) В нормальном режиме работы энергетической системы допускаются отклонения частоты, усредненные за 10 мин, ±0,1 Гц. Допускается временная работа энергетической системы с отклонением частоты, усредненным за 10мин, ±0,2 Гц. Колебания частоты — это изменения частоты, происходящие со скоростью 0,2 Гц/с. Колебания частоты δf— разность наибольшего fнб и наименьшего fнм значений основной частоты за определенный промежуток времени: в Гц (3.8) или в роцентах . (3.9) В установившемся режиме частота во всей энергетической системе (связанной сетями переменного тока) одинакова и определяется частотой вращения генераторов. Однако частота вращения генераторов определяется частотой вращения первичных двигателей — турбин, которые имеют специальный регулятор частоты вращения (первичное регулирование), обладающий сравнительно большой инерцией (до 5%). Это значит, что частота вращения турбин зависит от механической нагрузки на ее валу и определяется расходом энергоносителя (пар, вода). Электрическая нагрузка турбин непрерывно изменяется, поэтому должна изменяться и частота вращения генераторов (турбогенераторов); при росте нагрузки частота вращения (и частота сети) снижается, а при уменьшении возрастает. В настоящее время поддержание допустимого размаха колебаний частоты в энергетических системах во время аварийного отключения источников питания обеспечивается устройствами аварийной автоматической разгрузки по частоте (ААРЧ), которые отключают часть менее ответственных потребителей. Нормализация параметров качества электроэнергии в каждом отдельном случае решается по-разному. Значения показателей качества электроэнергии должны находиться в допустимых пределах с вероятностью 0,95 за установленный период времени. Показатели качества, выходящие за допустимые пределы с верояностью не более 0,05, должны в случае необходимости ограничиваться по величине и длительности по согласованию с энергоснабжающей организацией. Согласно ГОСТу, проектные и эксплуатирующие организации должны предусматривать применение экономически обоснованных устройств и мероприятий, обеспечивающих нормированное качество электроэнергии у ее приемников. Решения отдельных организаций по размещению регулирующих и компенсирующих устройств в питающих и распределительных сетях, а также по снижению колебаний, несимметрии и несинусоидальности напряжения должны быть взаимно согласованы на основе технико-экономических обоснований. Для обеспечения показателей качества электроэнергии у приемников по согласованию между электроснабжающей организацией и потребителем должны быть установлены значения показателей качества электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей. Контроль качества электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности должен осуществляться энергоснабжающей организацией и потребителем. Следует отметить, что практически все показатели качества электроэнергии по напряжению зависят от потребляемой промышленными электроприемниками реактивной мощности. Поэтому вопросы качества электроэнергии необходимо рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. 4 Определение расчетных электрических нагрузок Начальным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования. Определение электрических нагрузок производится для правильного выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потери напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок. Результаты расчетов нагрузок являются исходными материалами для всего последующего проектирования. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей всех электроприемников группы) и характер технологического процесса. Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы электроприемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток. 4.1 Расчетная нагрузка насосной №2 Расчет ведется по коэффициенту спроса и установленной активной мощности. Пример расчета: Насосы: , (4.1) (4.2) (4.3) кВт. кВар. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1. Таблица 4.1 –Электрооборудование насосной №2 завода бензинов. № НА ПЛАНЕ n НАИМЕНОВАНИЕ ЭО КИ cosφ КС Р,кВт Ррасч н.н , кВт Qрасч.н.н. кВар 1..15 15 Насосы 0,65 0,8 0,75 75 843,7 472,5 16…26 10 Двигатели электрозадвижек 0,35 0,6 0,4 30 120 144 27…37 10 Вентиляторы 0,55 0,8 0,67 22 147 82,5 ИТОГО 1645 1110,7 699 Суммарные мощности электрооборудования по насосной №2: кВт. кВар. кВА. Суммарная средняя мощность всех электроприемников: кВт. Групповой коэффициент использования: 4.2 Расчетные нагрузки для остальных цехов завода Расчет производится по коэффициенту спроса (КС ) 4.2.1 Определение расчетных электрических нагрузок на низшем (0,38кВ) напряжении Компрессорная №1: Коэффициент спроса и cosφ зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках. кВт; ; cosφ=0,8; (4.4) (4.5) кВт. кВар. Результаты расчета сведены в таблицу 4.2 Таблица 4.2 – Ведомость электрических нагрузок завода № Наименование отделения КИ cosφ КС Р, кВт РРАСЧ кВт QРАСЧ кВар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Воздушная компрессорня Насосная №1 Блок водоподготовки Газовая компрессорная Насосная №2 Операторная Блок печей Реакторный блок Водоблок Факельное хозяйство 0,7 0,7 0,65 0,7 0,7 0,6 0,65 0,7 0,6 0,6 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 0,8 0,7 0,75 0,75 0,75 0,7 0,75 0,75 0,65 0,7 0,75 0,65 0,7 78,2 783,4 290,7 326 1645 20,5 30 742,6 802,3 150 58,65 587,5 218 260,811110,7 14,3 22,5 556,9 802,3 112,5 32,8 440,7 163,5 83,5 699 10 17 417,6 601,7 63 ИТОГО 4868,7 3744,2 2528,8 4.2.2 Определение расчетных электрических нагрузок на высшем (6кВ) напряжении В проектируемом предприятии будет 2 потребителя на 6кВ. Расчет производится по коэффициенту использования (КИ ). Воздушная компрессорная (6кВ): РУСТ =5300 кВт. КИ =0,8 cosφ =0.9 (4.6) (4.7) (4.8) кВт. кВар. кВА. Газовая компрессорная (6кВ): РУСТ =2500 кВт. КИ =0,75 cosφ =0.9 (4.9) (4.10) кВт. кВар. кВА. 4.3 Определение расчетной нагрузки электрического освещения В качестве источников электрического света на промышленном предприятии используются газоразрядные лампы и лампы накаливания. , (4.11) где F – площадь, м2 . Коэффициент спроса для расчета освещения цехов принимаем равным 0,8 (4.12) Пример расчета для воздушной компрессорной: 17 кВт; ; м2 . кВт. КВар. Для остальных цехов расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 3.3 А – длина цеха, м. В – ширина цеха, м. Таблица 4.3 – Расчетные нагрузки электрического освещения цехов завода № Наименование отделения F,м2 А,М В,М РРАСЧ кВт QРАСЧ кВар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Воздушная компрессорня Насосная №1 Блок водоподготовки Газовая компрессорная Насосная №2 Операторная Блок печей Реакторный блок Водоблок Факельное хозяйство 360 504 918 1404 1980 600 120 1800 642 150 30 42 50 78 66 50 30 45 51 10 12 12 18,3 18 30 12 4 40 18 15 4,9 6,8 12,5 19,09 26,9 8,16 1,6 24,5 8,8 0,5 1,2 1,7 3,09 4,7 6,66 2,02 0,4 6,06 2,2 0,2 ИТОГО 113,3 28,03 Расчетная нагрузка электрического освещения территории предприятия кВт; ; м2 . кВт. кВар. 4.4 Расчетная нагрузка всего завода (4.13) (4.14) (4.15) кВт. кВар. кВА. Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, цеховых подстанциях и цеховых сетях до 1 кВ принимаем равным 3℅ и 10℅ полной мощности трансформируемой мощности. (4.16) (4.17) кВт. кВар. Коэффициент одновременности максимумов для шин ГПП КОМ выбираем из в зависимости от величины средневзвешенного коэффициента использования КИ всей группы электроприемников, подключенной к шинам ГПП. КОМ =0,85 Расчетная полная, активная и реактивная мощности завода бензинов (4.18) (4.19) (4.20) кВт. кВар кВА. Реактивная мощность QC , поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего напряжения ГПП, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной выше расчетной активной мощности. , (4.21) где N – количество цехов. tgφС =0,8 (4.22) кВар. Расчетная мощность трансформаторов ГПП. (4.23) 11936,2 кВА. Мощность компенсирующих устройств. (4.24) кВар. Так как число отрицательное, компенсирующие устройства на стороне 6 кВ не устанавливаю. 5 Определение количества и мощности трансформаторов 5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии Количество трансформаторов при практически полной компенсации реактивной мощности в сети до 1 кВ Nmin и при отсутствии компенсации в сети Nmax вычисляется следующим образом: , (5.1) Так как проектируемое предприятие 1 категории электроснабжения коэффициент загрузки цеховых трансформаторов, принимаем КЗТ =0,6 (5.2) Удельная плотность нагрузки: (5.3) Так как удельная плотность нагрузки больше 0,2÷0,3 кВА ∕м2 , то рекомендуется применять трансформаторы мощностью 1000 и 1600 кВА. Число типоразмеров рекомендуется ограничить до одного – двух, так как большое их разнообразие создает неудобство в эксплуатации и затруднения в отношении резервирования и взаимозаменяемости. Берем два типоразмера трансформаторов 1000 и 1600 кВА. SНОМ =1000кВА. NТ =15…18; SНОМ =1600 кВА. NТ =10…11; То есть необходимо рассмотреть варианты с количеством трансформаторов NТ =10…18. 5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ. 1)Для типоразмера 1000 кВА, NТ =15 Число трансформаторов определяет наибольшую реактивную мощность, которая может быть передана со стороны 6 кВ в сеть низшего напряжения, при NТ =15. (5.4) кВар. Мощность компенсирующего устройства в сети напряжением до 1кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах низшего напряжения, цеховых подстанциях. В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи конденсаторов, мощность которых определяем из уравнения баланса реактивных мощностей. (5.5) кВар. Мощность компенсирующего устройства в сети напряжением выше 1кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения ГПП. (5.6) кВар. 2). Для типоразмера 1000 кВА , NТ =18 кВар. кВар. кВар. 3). Для типоразмера 1600 кВА , NТ =10 кВар. кВар. кВар. 4). Для типоразмера 1600 кВА , NТ =11 кВар. кВар. кВар 5.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов Количество трансформаторов с вторичным напряжением до 1 кВ выбирается на основании технико-экономического расчета. Удельные приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности в сетях до и выше 1 кВ. Стоимость трансформаторов 1000 и 1600 кВА: КТ.1000 =1200 тыс.руб КТ.1600 =2000 тыс.руб Суммарные отчисления от капитальных затрат: Капитальные затраты для каждого варианта: (5.7) 1) 2) 3) 4) Как видно из расчета, самым экономичным является вариант с 15-ю трансформаторами SНОМ.Т =1000 кВА. 5.4 Выбор мощности и местоположения трансформаторов ГПП Мощность, местоположение и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещением их на плане, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилась возможно ближе к центру, питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия Положение центра нагрузок: (5.8) (5.9) см Центр нагрузок попадает на территорию, занимаемую производственными помещениями, поэтому расположение ГПП смещаю в сторону внешнего источника питания. Поскольку в данном случае глубокий ввод невозможен, то новое место расположения ГПП определяю условиями минимальной длины кабельных линий, питающих цеховые РУ, минимального расстояния до питающей ЛЭП и условиями электробезопасности, то есть выбираю расположение ГПП на западной стороне проектируемого предприятия.(Приложение 3) Выбираем трансформатор на ГПП с 40℅ перегрузом: (5.10) кВА. Выбираем трансформатор ТДН 10000/110 ℅; 5.5 Определение количества трансформаторов в каждом цехе (5.11) кВар Количество трансформаторов, необходимое для каждого подразделения , (5.12) где РНЦ - мощность цеха с учетом осветительной нагрузки, кВт.; kЗТ – коэффициент загрузки трансформатора, 0,7; (5.13) Пример расчета воздушной компрессорной: кВт. , (5.14) где tgφ– средневзвешенный 0,8; (5.15) кВар. кВт. Результаты расчета для других цехов в таблице 5.1 Таблица 5.1 – Количество трансформаторов в каждом цехе. № Р, кВт. Q, кВар. S, кВА. N, расч. N, реал. 1 63,55 50,84 81,4 0,12 - 2 294,3 235,4 376 0,54 1 3 218 174,4 279 0,43 - 4 279 223,2 357 0,52 1 5 1137 910 1456 2,26 2 6 22,5 18 27 0,05 - 7 24,1 19,3 30,8 0,17 - 8 556,9 445,5 713 1,07 1 9 811,1 648,9 1038,7 1,63 2 10 347,9 278,3 393,6 0,67 1 Как видно из таблицы 5.1 в цехах 1,3,6 и 7 можно обойтись без установки трансформаторов (NРАСЧ <0,5), т. е. Питание будет осуществлятся от других цехов. В результате расстановки трансформаторов получаем, что избыточная мощность, которую могут трансформировать трансформатор 2-го цеха будет передаваться по низшему (0,38 кВ) напряжению цеху 1; трансформаторы 4-го цеха 6- му;8-го – 3-му,от 4-го- 7-му. 6 Расчет токов короткого замыкания 6.1 Составление схемы замещения и расчет ее параметров Расчет токов короткого замыкания проводится для выбора высоковольтного оборудования и для проверки чувствительности и селективности защиты на характерном участке внутризаводской сети. Исходные данные для расчета параметров схемы замещения: Система С: Мощность трехфазного короткого замыкания на стороне высшего напряжения подстанции энергосистемы Sк (3) = 2000 MBA , kуд (3) =1,8 Трансформатор Т: ТДН 10000/110 ST . HOM = 10МВА, Uвн =115кВ, Uнн =6,3кВ, ∆ РК.3 = 58 кВт, uK = 10,5% Линия Л1: l = 2 км, ry д = 0,306Ом/км, xуд = 0,434 Ом/км. Технические данные цеховых трансформаторов и расчетные характеристики кабельных линий внутризаводских распределительных сетей приведены соответственно: ТМЗ 1000/6,3. ST . HOM = 1000кВА, Uвн =6,3кВ, Uнн =0,38кВ, ∆ РК.3 = 11кВт, uK = 5,5% Линия Л2: l = 900м, ry д = 0,443*10-3 Ом/м, xуд = 0,08*10-3 Ом/км Для расчета составляется схема замещения, в которую входят все сопротивления цепи КЗ. Рисунок 6.1 Схема замещения Определяются параметры схемы замещения в относительных единицах. Принимаем: MBA, кВ, кВ,Sк =2000 MBA,X0=0,4Ом/км Найдем силу базисных токов: (6.1) (6.2) Найдем базисные сопротивления: (6.3) (6.2) (6.3) Сила тока короткого замыкания до точки К1: (6.4) где, Iб1 – базисный ток,кА Xбк1 – полное базисное сопротивление Найдем ударный ток в точке К1 (6.5) где,Куд –ударный коэфициэнт, принимаем 1,8 Найдем мощность короткого замыкания в точке К1 (6.6) Относительное базисное сопротивление трансформатора (6.7) Результирующее сопротивление до точки К2 (6.6) Сила тока короткого замыкания до точки К2 (6.7) Ударный ток до точки К2 (6.8) Мощность короткого замыкания до точки К2 (6.9) Сопротивление трансформатора, в относительных еденицах (6.10) (6.11) Сопротивление трансформатора в мОм ; Сопротивление шин ; Суммарное активное сопротивление до точки К3 (6.12) где, rш – сопротивление шин rтт – сопротивление первичной обмотки трансформатора тока rр – сопротивление трехфазного рубильника Суммарное реактивное сопротивление до точки К3 (6.13) где, xт – реактивное сопротивление трансформатора xтт – реактивное сопротивление трансформатора тока xш – реактивное сопротивление шины Полное сопротивление до точки К3 (6.14) Сила тока короткого замыкания в точке К3 (6.15) Сила ударного тока короткого замыкания Мощность короткого замыкания в точке К3 (6.16) Результаты расчетов сведены в таблицу 6.1 Таблица 6.1– Сила токов короткого замыкания Точка К.З IК1 (3) , (кА) IК (2) , (кА) iуд , (кА) Sк, (мВА) К1 6,25 5,3 15,9 1243 К2 13,5 11,6 34,5 140 К3 23,4 20,1 42,9 15,4 7 Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров 7.1 Выбор схемы межцеховой сети. Схемы электрических сетей могут выполняться радиальными и магистральными. Схема межцеховой сети должна обеспечивать надежность питания потребителей ЭЭ, быть удобной в эксплуатации. Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются главным образом в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания, а также для питания крупных электроприемников с напряжением выше 1 кВ. Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при близком к линейному расположению подстанций на территории предприятия, благоприятствующем возможно более прямому прохождению магистралей от ГПП до ТП. Расчет нагрузок трансформаторов. Результаты в таблице 7.1. Таблица 7.1 – Нагрузки трансформаторных подстанций №ТП Рс, кВт Qс, кВар Sс, кВА Кз.норм Кз.п/ав 1 2 3 4 5 6 ТП 1 294,3 141,3 326 0,5 1 ТП 2 279,09 133,9 309,5 0,5 1 ТП 3 568,5 455 728 0,6 1,2 ТП 4 568,5 455 728 0,6 1,2 ТП 5 581 445,5 713 0,6 1,2 ТП 6 405,5 648 519,4 0,4 0,8 ТП 7 405,5 648 519,4 0,4 0,8 ТП 8 347,9 278,3 393,6 0,4 0,8 7.2 Выбор сечений жил кабелей распределительной сети для обоих вариантов схем При проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока jЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки ТНБ и региона прокладки. Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии IРАС.НОРМ нормального режима и экономической плотности тока: (7.1) Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного. Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ. Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию Iрас ≤ Iдоп. факт, где Iрас – расчетный ток для проверки кабелей по нагреву; Iдоп. факт – фактическая допустимая токовая нагрузка. Расчетный ток линии определяется как , (7.2) где Sкаб – мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; Uном – номинальное напряжение сети. Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению , (7.3) где Iдоп.табл – допустимая длительная токовая нагрузка, при FСТ =50мм2 ÷ IДОП =165А; FСТ =70мм2 ÷ IДОП =210А; FСТ =95мм2 ÷ IДОП =255А; Кt – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды, нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С; Кпр – коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее; Кпер – коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки. Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля: , (7.4) где - суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: tп =0,7 - приведенное расчетное время КЗ; С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм2; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас2 /мм2 , бумажная изоляция - 83 Ас2 /мм2 [4] Из четырех полученных по расчетам сечений - по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ - принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям. Пример расчета: Экономическая плотность тока jЭК , необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям. а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=6200 ч/год. б) в зависимости от вида изоляции КЛ – изоляция из сшитого полиэтилена. в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля – медные. г) в зависимости от района прокладки – европейская часть России. В результате получаем: Для КЛ №1: Sкаб = 4703,2 кВА. (7.5) А (7.6) мм2 Таким образом, изFст = 300 мм2 Аналогично рассчитываются сечения для остальных кабелей. Результаты - в таблице 7.2. Проверка кабелей по допустимому нагреву в нормальном и послеаварийном режимах работы. В нормальном режиме: Kt = 1 KПР = 1 KПЕР = 0,8 IДЛ.ДОП = 570 А IДОП.ФАКТ =510 А Iрасч = 453,1 А Iрасч < Iдоп, поэтому данное сечение удовлетворяет требованиям. В послеаварийном режиме фактический длительный допустимый ток: Kt = 1 KПР = 1 KПЕР = 1.25 IДЛ.ДОП = 570 А IДОП.ФАКТ =712,5 А Iрасч = 390,5 А Условие Iрас.пав < Iдоп.пав выполняется. Результаты расчета для других линий в таблице 7.2 Проверка кабелей на термическую стойкость. Расчетное значения тока короткого замыкания в точке 2 равно 13,5 кА. IΣ = 13500 А tП - приведенное расчетное время КЗ, tП =0,7. Для кабелей, отходящих от ГПП, tП =1.25с. С - термический коэффициент кабелей 6 кВ с медными жилам для Изоляции из сшитого полиэтилена С=65 Ас2 /мм2 .[12] Для кабеля №1: мм2 Таким образом, минимальное допустимое сечение кабельной линии составляет 185 мм2 . Таблица 7.2 – Результаты расчетных токов, для кабельных линий № КЛ НОРМАЛЬНЫЙ ПОСЛЕАВАР.РЕЖИМ КЗ НА ШИНАХ ГПП Iрас,А Fст,мм2 Iрас,А Fст.мм2 Iкз,кА Fтер, мм2 1 453,1 266,5≈300 453,1 300 13,5 185 2 31,4 18,5≈50 31,4 50 13,5 185 3 38 38≈50 38 50 13,5 185 4 70,1 41,3≈50 70,1 50 13,5 185 5 50 29,4≈50 50 50 13,5 185 6 29,8 17,5≈50 29,8 50 13,5 185 7 70,1 42,3≈50 70,1 50 13,5 185 8 68,7 40,4≈50 68,7 50 13,5 185 9 50 29,4≈50 50 50 13,5 185 10 240 140≈150 240 150 13,5 185 В системе электроснабжения завода применяются всего три вида сечений КЛ, поэтому требуется производить унификацию. Таким образом для прокладки внутризаводской сети используем кабели следующих сечений: ВВГ 3*50,ВВГ 3*300,ВВГ 3*150. 7.3 Выбор оборудования электрической сети напряжением до 1 кВ 7.3.1 Подбор совокупности приемников, питаемых от ТП Подбор совокупности электроприемников выполняем для насосной № 2. План цеха представлен в графической части проекта. Нагрузка этогоцеха питается от ТП 3,ТП 4 Распределение нагрузки показано в таблице 7.6 Таблица 7.6 – электрооборудование насосной №2 № НА ПЛАНЕ n НАИМЕНОВАНИЕ ЭО РС ,кВт QС. кВар SC, кВА 1…15 15 Насосы 843.7 472 966,7 16…26 10 Двигатели электрозадвижек 120 144 187 27….37 10 Вентиляторы 147 82.5 168,5 Итого 1110,7 533,5 1321,5 8 Выбор оборудования 8.1 Выбор ограничителей перенапряжения Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряженийОПН-110. 8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока Условия выбора и проверки: Uном ³ Uном.сети ; Iном ³ Imax.расч ; ; (8.1) (8.2) Результаты выбора измерительных трансформаторов тока сведены в таблицу 7.1 Таблица 8.1 – Результаты выбора трансформаторов тока условия выбора расчетные данные ТФЗМ-110Б-У1 Uном ³ Uном.сети Uном.сети =110 кВ Uном =110 кВ Iном ³ Imax.расч Imax.расч =50 А Iном =150 А iУ £ 1.41∙ кд ∙ Iном iуд =6,25кА 1.41∙ кд ∙ Iном =58кА 8.3 Выбор разъединителей Условия выбора и проверки: Uном ³ Uном.сети ; (8.3) Iном ³ Imax.расч ; (8.4) iдин ³iуд ; (8.5) (8.6) Результаты выбора разъединителей сведены в таблицу 8.2. 8.4 Выбор заземлителей Условия выбора и проверки: Uном ³ Uном.сети ; (8.7) iдин ³ iуд ; (8.8) (8.9) Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 7.3. Таблица 8.3 Результаты выбора заземлителей условия выбора расчетные данные ЗОН-110М-(I)УХЛ1 Uном ³ Uном.сети Uном.сети =110 кВ Uном =110 кВ iдин ³ iуд iуд =5.5 кА iдин =16 кА Bк =0.89 кА2 · с I2 т · t т =160 кА2 · с 8.5 Выбор трансформатора напряжения Для выработки сигналоизмерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1. 8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6,3 кВ. На 1 секции 5 потребителей А Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000 Uном =6 кВ, Iном =1000 А. Iном. откл =20кА. Iтор/ I кр =40/4 кА. iдин =128 кА. Iдин =40 кА. tсв =0,075 cек. Цена=190 тыс.руб На 2 секции 5 потребителей Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000 Uном =6 кВ, Iном =1000А. Iном. откл =20кА. Iтор/ I кр =40/4 кА. iдин =128 кА. Iдин =40 кА. tсв =0,075 cек. Цена=190 тыс.руб 8.7. Выбор выключателей на отходящих линиях Параметры трансформаторов цеховых ТП (ТМЗ -1000/10): Sном =1000 кВА. Uk =5,5% , ΔPx =2,45 кВт. U=6.3кВ. Цена=1000 тыс.руб Выбираю ВВЭ – 6 – 20/630 Uном =6 кВ, Iном =630А. Iном. откл = 20кА. Цена=190 тыс. руб Выключатель нагрузки ВНПу – 6/400 – 10У3 Цена=50 тыс. руб 9 Расчет основных технико – экономических показателей спроектированной сети В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудование, необходимое для сооружения и эксплуатации сети. Капиталовложения на сооружение спроектированной сети: КS =Ккл +Квыкл +Ктп +Кгпп +Кбк (9.1) Ккл =К0 ∙L , (9.2) гдеК0 – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии. Ккл =330 тыс.руб. Квыкл – капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями. Ктп – стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат. КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ. Кбк – стоимость конденсаторных батарей. Ккл – капиталовложения на сооружения линии. Капиталовложения для схемы 1: КВЫКЛ б =3∙190=570 тыс.руб. КВЫКЛ в =10∙190=1900 тыс.руб. Ктп =8∙1000=8000 тыс. руб. Трансформаторная подстанция 110/6 кВ выполнена по схеме мостик с разъединителями в перемычке и в цепях трансформаторов,Кору =2000 тыс.руб, Ктр =8000 тыс.руб. , Кпост =3500 тыс.руб. Кгпп =Кору +Ктр +Кпост (9.3) Кгпп =2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб. К∑ =33200 тыс.руб Эксплуатационные издержки aвк =0,028 aкл =0,063 aпст =0,094 aтп =0,104 Икл = aкл ∙Ккл (9.4) Икл =0,063∙330=20,8тыс.руб./год. Игпп =aпст ∙(Кгпп +Квыкл ) (9.5) Игпп =0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год. Итп =aтп ∙(Кгпп +Квыкл ) Итп =0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год. Иå =Икл +Игпп +Итп (9.6) Иå =20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год. Годовые потери в сети: ∆Р∑ =24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт. ∆Р` ∑ =100∙∆Р∑ / Рн∑ ∆Р` ∑ =633,55 / 24673,8∙100%=2,56 % Потери холостого хода: ∆Рх =к∙∆Рхтр1 +к∙∆Рхтр2 , (9.7) где: к – количество трансформаторов. ∆Рхтр1 и ∆Рхтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА. ∆Рх =8∙2,45+2∙10=39,6 кВт. Нагрузочные потери: ∆Рн∑ =633,55-39,6=593,4 кВт. Время наибольших потерь: τ=3200 ч ∆WΣ =ΔPнΣ ∙τ+ΔPх ∙Тгод (9.8) ∆WΣ =593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год. ∆W`Σ =100∙∆WΣ / РнΣ ∙Т (9.9) З`э i =2,2 коп/кВт ч; З``э i =1,7 коп/кВт ч. Ипот =(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5 =55,64 тыс.руб./год. Суммарные издержки спроектированной заводской сети. ИΣпп =ИΣ +Ипот (9.10) ИΣпп =316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год. Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как: С=ИΣпп / ∆WΣ коп /кВт ч. Эксплуатационные издержки для схемы 2: Икл =817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год. Игпп =0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год. Итп =0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год. Иå =51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год. Годовые потери в сети: ∆Р∑ =24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт. ∆Р` ∑ =100∙∆Р∑ / Рн∑ ∆Р` ∑ =633,55 / 24673,8∙100%=2,56 % Потери холостого хода: ∆Рх =37∙2,45+2∙25=140,65 кВт. Нагрузочные потери: ∆Рн∑ =633,55-140,65=492,85 кВт. Время наибольших потерь: τ=3200 ч. ∆WΣ =ΔPнΣ ∙τ+ΔPх ∙Тгод (9.11) ∆WΣ =492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год. ∆W`Σ =100∙∆WΣ / РнΣ ∙Т (9.12) З`э i =2,2 коп/кВт ч; З``э i =1,7 коп/кВт ч. Ипот =(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5 =55,64 тыс.руб./год. Суммарные издержки спроектированной заводской сети. ИΣпп =ИΣ +Ипот (9.13) ИΣпп =285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год. Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как: С=ИΣпп / ∆WΣ коп /кВт ч. Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1 Суммарные потери активной мощности и энергии составляют: ΔР`Σ =2,56 % , ΔW`Σ =2,42 % Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети Тип оборудования количество 1 2 ТрансформаторТДН 10000/110 2 шт. Трансформатор ТСЗ – 1000/6.3 8 шт. Кабель АПвП-3Х150 мм2 2956 м. Кабель АПвП-3Х95 мм2 23778 м. Выключатели ВВЭ – 6 - 20/1000 3шт Выключатели 10 шт Выключатели нагрузки ВНПу-6/400/10УЗ 8 шт 10 Релейная защита и автоматика Защита трансформаторов. Повреждения и ненормальные режимы работы: Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны. При витковых замыканиях токи, идущие к местам повреждения от источников питания, могут быть небольшими. Чем меньше число замкнувшихся витков wa , тем меньше будет ток, приходящий из сети. Виды ненормальных режимов. Наиболее частым ненормальным режимом работы трансформаторов является появление в них сверхтоков, т. е. токов, превышающих номинальный ток обмоток трансформатора. Сверхтоки в трансформаторе возникают при внешних КЗ, качаниях и перегрузках. Последние возникло вследствие самозапуска электродвигателей, увеличения нагрузки в результате отключения параллельно работающего трансформатора, автоматического подключения нагрузки при действии АВР и т. п. Внешние КЗ. При внешнем КЗ, вызванном повреждением на шинах трансформатора или не отключившимся повреждением на отходящем от шин присоединении, по трансформатору проходят токи КЗ JK > /Н ом> которые нагревают его обмотки сверх допустимого значения, что может привести к повреждению трансформатора. В связи с этим трансформаторы должны иметь РЗ от внешних КЗ, отключающую трансформатор. Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ, МТЗ с блокировкой минимального напряжения, дистанционной РЗ, токовых РЗ нулевой и обратной последовательностей. В зону действия РЗ от внешних КЗ должны входить шины подстанций (I участок) и присоединения, отходящие от этих шин (II участок). Эти РЗ являются также резервными от повреждений в трансформаторе. Перегрузка. Время действия РЗ от перегрузки определяется только нагревом изоляции обмоток. Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку на 5%. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка в следующих пределах: Кратность перегрузки............ ……….. 1,3 1,6 1,75 2 3 Допустимое время перегрузки, мин . . 120 45 20 10 1,5 Из этих данных видно, что перегрузку порядка (1,5-2)Iном можно допускать в течение значительного времени, измеряемого десятками минут. Наиболее часто возникают кратковременные, само ликвидирующиеся перегрузки, неопасные для трансформатора ввиду их непродолжительности, напримерперегрузки, вызванные самозапуском электродвигателей или толчкообразной нагрузкой (электропоезда, подъемники и т. п.). Отключения трансформатора при таких перегрузках не требуется. Более длительные перегрузки, вызванные, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора и др., могут быть ликвидированы обслуживающим персоналом, который располагает для этого достаточным временем. На подстанциях без дежурного персонала ликвидация длительной перегрузки должна производиться автоматически от РЗ отключением менее ответственных потребителей или перегрузившегося Таким образом, РЗ трансформатора от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом или автоматически. Токовая отсечка: