Электроснабжение цеха

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение 4

1. Общая характеристика промышленного предприятия 11

1.1 Географическое положение предприятия 11

1.2 Краткая характеристика района 11

1.3 Краткая характеристика объекта 12

2. Электроснабжение цеха № 25 ОАО “Саянскхимпласт” 19

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок цеха № 25 19

2.2 Построение картограммы электрических нагрузок и определение их центра 27

2.3 Выбор трансформаторов ГПП 29

2.4 Выбор цеховых трансформаторов 32

2.5 Выбор схемы внутризаводского электроснабжения 38

2.6 Выбор сечений кабельных и воздушных линий 39

2.7 Расчет токов КЗ 46

2.8 Выбор оборудования 59

2.9 Механический расчет ВЛ 70

2.10 Расчет заземления ГПП 78

2.11 Защита ГПП от атмосферных перенапряжений 83

2.12 Расчет электрического освещения 85

2.13 Автоматика 94

3. Электроснабжение корпуса 100 цеха № 25 99

3.1 Исходные данные 99

3.2 Расчет электрических нагрузок корпуса 100 99

3.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 102

3.4 Схема электроснабжения корпуса 104

3.5 Выбор сечения КЛ и шин 105

3.6 Расчет токов КЗ в сетях 0,4 кВ 112

3.7 Выбор оборудования до 1 кВ 137

3.8 Расчет заземляющего устройства ТП 1 корпуса 100 143

4. Релейная защита 148

4.1 Характеристика объекта 148

4.2 Защита системы сборных шин РУ-0,4 кВ 150

4.3 Расчёт уставок РЗиА блок линия-трансформатор 164

4.4 Защита АД с короткозамкнутым ротором Рном=132 кВт 171

4.5 АВР РУ - 0,4 кВ 174

5. Специальная часть. Наладка блоков питания серии БПТ, БПН, БПНС 185

5.1 Общие положения 185

5.2 Контроль изоляции цепей оперативного тока 186

5.3 Выбор блоков питания и конденсаторов 188

5.4 Наладка блоков питания 195

5.5. Схемы включения блоков питания 211

6. Эксплуатация системы электроснабжения 213

6.1 Организационная структура энергохозяйства предприятия 213

6.2 Состав электротехнического персонала 214

6.3 Диспетчеризация предприятия 216

6.4 Оперативное ведение и управление оборудованием 218

6.5 Организация технического обслуживания и ремонта 219

6.6 Особенности технической эксплуатации эл. оборудования 221

6.7 Вывод оборудования в ремонт 231

6.8 Измерения в электроустановках 234

7. Экономическая часть 242

7.1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ 242

7.2 Расчет з/п, затрат на материалы и прочие расходы 242

7.3 Определение годовых амортизационных отчислений 248

7.4 Смета годовых эксплуатационных расходов 250

7.5 Расчет платы за потребляемую эл. энергию 250

7.6 Расчёт затрат на 1 кВтч потребляемой энергии 251

8. Безопасность жизнедеятельности 252

8.1 Краткая характеристика объекта 253

8.2 Общая характеристика опасных и вредных факторов 255

8.3 Пожарная безопасность 260

8.4 Электробезопасность 263

8.5 Политика в области экологической безопасности ”Саянскхимпласт” 265

Список литературы 267

Введение

Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние. Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения. Начавшийся экономический рост, неизбежно повлечёт за собой существенное увеличение спроса на энергетические ресурсы внутри страны, что требует решения унаследованных и накопившихся за годы реформ экономических проблем в условиях глобализации и ужесточения общемировой конкуренции, обострения борьбы за энергетические ресурсы, рынки и др. Соответствовать требованиям нового времени может только качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами. Для стабильного долгосрочного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии необходима научно обоснованная и воспринятая обществом и институтами государственной власти долгосрочная энергетическая политика. Целью энергетической политики является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (далее именуется - Энергетическая стратегия) является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной энергетической политики государства на соответствующий период с учетом складывающейся внутренней и внешней ситуации в энергетическом секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской Федерации, а также политического, макроэкономического и научно-технологического развития страны.

Главной задачей настоящего документа является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учетом прогнозируемых результатов ее реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи,переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании рыночной инфраструктуры как регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования в ТЭК);

повышение эффективности управления государственной собственностью;

введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;

стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах.

Представленные в настоящем документе количественные параметры развития экономики и энергетики являются ориентировочными, подлежащими уточнению в процессе реализации предусмотренных им мер.

Топливно-энергетический комплекс России всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики его роль еще более возросла.

В течение прошедшего десятилетия ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив тем самым энергетическую независимость России. В настоящее время преодолена тенденция спада и начался рост добычи газа, нефти и угля, производства электроэнергии, объема и глубины переработки нефти. Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате проведенных работ по реструктуризации угольной промышленности повысилась ее экономическая эффективность, ликвидируются убыточные неперспективные предприятия. Начались реформы электроэнергетики и жилищно-коммунальной сферы. Сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе экономики, включая вопросы недропользования, налогообложения и ценообразования.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около 1/4 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений. Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются: высокая (более 50 процентов) степень износа основных фондов; ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз; практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе; сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в них внешних инвестиций составляет менее 13 процентов общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95 процентов указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста; деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоресурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и структуре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля. Политика поддержания относительно низких цен на газ и электроэнергию в перспективе может иметь следствием нарастание дефицита соответствующих энергоресурсов в результате отсутствия экономических предпосылок для инвестирования в их производство и опережающего роста спроса; несоответствие производственного потенциала ТЭК мировому научно-техническому уровню. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по технологиям, повышающим качество продукции, низка.

Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело, недостаточно используется потенциал атомной энергетики; отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли; отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Несмотря на произошедшее за последнее десятилетие снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким; высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, доходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка. Наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России; отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

Основными факторами, которые будут определять развитие ТЭК в первой четверти XXI века, являются:

динамика спроса на топливно-энергетические ресурсы и углеводородное сырье внутри страны, обусловленная темпами роста национальной экономики и ее удельной энергоемкостью, а также ценами на энергоносители;

масштабы реализации ресурсо- и энергосберегающих технологий как в энергетическом секторе, так и в других секторах экономики;

состояние мировой экономической и энергетической конъюнктуры, степень интеграции в мировое энергетическое пространство;

устойчивое развитие минерально-сырьевой базы;

формирование благоприятного инвестиционного климата с учетом совершенствования налогового, ценового и таможенного регулирования;

создание экономических стимулов для уменьшения воздействия энергетики на окружающую природную среду;

масштабы использования научно-технических достижений в ТЭК и подготовка перехода к энергетике будущего.

Поставленная задача достижения качественно нового состояния ТЭК диктует жесткие требования к выбору мер государственного регулирования и взаимной ответственности всех участников процесса.

1. Общая характеристика промышленного предприяти

1.1 Географическое положение предприятия

ОАО «Саянскхимпласт» является градообразующим предприятием и обладает определяющим влиянием на экономику и жизнедеятельность города Саянска. Правительственное решение о строительстве Зиминского химического завода было принято в 1968 году. В этом же году был организован трест «Зимахимстрой».

Первым комплектовалось ремонтно-механическое производство, автотранспортный цех и база оборудования.

Территория промплощадки предприятия расположена в пределах междуречья Оки Кимельтея в 12 километрах к северу от города Зима. По характеру расчленения рельефа Описываемый район относится к типу приподнятой волнисто-холмистой равнины эрозионного происхождения, переходящей на западной окраине в зону мелкогорья.

Абсолютные отметки поверхности варьирируют в пределах 435-521,6 м. Гидрографическая сеть района представлена рекой Окой (левый приток реки Ангары).

1.2 Краткая характеристика района

Климат района резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким жарким летом. По качеству осадков район относится к умеренно-влажному. Из среднегодового количества осадков, 65-70% выпадает за период, с июня по сентябрь. Максимальное суточное количество осадков достигает 65 мм. В холодный период, с ноября по март выпадает 70 мм.

Максимальное годовое количество осадков составляет 405.1 мм.

Среднегодовая температура воздуха по многолетним наблюдениям метеорологической станции г. Зимы имеет отрицательное значение.

Среднемесячная температура января составляет -23.6?С при абсолютном минимуме -55?С.

Наиболее теплый месяц - июль, со средней температурой +17?С, при абсолютном максимуме +36?С. Средняя дата образования устойчивого снежного покрова - 30 октября. Средняя дата его разрушения - 10 апреля. Наибольшая высота снежного покрова составляет 48 см.

Самая низкая абсолютная влажность воздуха наблюдается зимой с ноября по февраль. Весной абсолютная влажность резко возрастает. Среднегодовая относительная влажность воздуха в различные часы суток составляет: в 7 часов - 81%, в 13 часов - 60%, и в 21 час - 76%.

В районе господствуют ветра западного и северо-западного направления. Наибольшее количество ветровых дней приходится на весенние месяцы - апрель, май.

1.3 Краткая характеристика объекта

В 1979 году была введена в действие 1 очередь производства хлора и каустической соды мощностью 220 тысяч тонн в год. В октябре 1982 года заработало производство винилхлорида, а в декабре 1983 года - производство поливинилхлорида.

Производство поливинилхлорида создано на основе комплексных поставок оборудования и технологий западногерманской фирмы КХД Придчард. Планируемая мощность - 250 тысяч тонн смолы в год. Это единственное в стране крупномасштабное производство, не имеющее аналогов, несмотря на то, что на сегодняшний день введена в строй и освоена лишь первая очередь из трех намечавшихся.

ОАО «Саянскхимпласт» - химическое предприятие с непрерывным циклом производства, обладающее большим экспортным потенциалом. Характеризуется высокой долей сырья и материалов, энергии в структуре себестоимости продукции, связано технологической цепочкой с Ангарской нефтехимической компанией. Всего на предприятии работает 6500 человек, в том числе 4960 - промышленно-производственный персонал.

Географическое положение предприятия обуславливает сочетание ряда факторов: практически неограниченные запасы поваренной соли, являющиеся одним из видов сырья, расположенные в 1 км от промплощадки; благоприятные топливно-энергетические возможности региона; непосредственная близость промплощадки к транссибирской магистрали; возможность поставки этилена от АНХК по специальному этиленопроводу.

Основными видами деятельности ОАО «Саянскхимпласт» являются:

производство химической продукции;

производство товаров народного потребления (белизна, линолеум);

производство продукции производственно-технического значения;

разведка и добыча полезных ископаемых;

внешнеэкономическая деятельность.

В состав предприятия ОАО «Саянскхимпласт» входят:

производство хлора и каустической соды методом ртутного электролиза мощностью 80 тыс. тонн по каустику;

производство винилхлорида из хлора и этилена мощностью 270 тыс. тонн;

производство суспензионного поливинилхлорида мощностью 250 тыс. тонн;

ремонтно-механический завод.

В последние годы в регионе обнаружены промышленные запасы нефти и газа. Ведутся работы по освоению Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Перспективной программой развития предусматривается газификация « Саянскхимпласта» и использование природного газа в качестве углеводородного сырья.

Каустическую соду называют “хлебом промышленности”. Ее используют практически все отрасли промышленности. По объемам потребления каустической соды судят об уровне развития экономики государства. Это важнейший макроэкономический показатель.

Объемы производства поливинилхлоридной смолы (ПВХ) в мире по тоннажу уступают только полиэтилену. Это самая универсальная из пластмасс, которая перерабатывается в готовые изделия всеми известными методами. Универсальность ПВХ позволяет использовать его во многих изделиях вместо цветных и черных металлов, древесины, кожи, стекла, резины и многих других видов сырья.

Изделия из ПВХ широко примеряются в строительстве, медицине, легкой, пищевой и электротехнической промышленности, сельском хозяйстве, авиастроении и т.д.

По своим производственным мощностям (50 тыс. тонн ПВХ в год) ОАО Саянскхимпласт » входит в число 20 самых крупных предприятий в мире. Технологический процесс на ОАО « Саянскхимпласт» ведется на оборудовании уникальной единичной мощности, которое не имеет аналогов в мире. Предприятие обеспечивает выработку до 40% ПВХ в России и реализует свою продукцию на всей территории страны. В 1996-1999гг. промышленность России перерабатывала в изделия всего 98-173 тыс. тонн ПВХ в год. Такой рынок слишком мал для мощностей ОАО « Саянскхимпласт». Поэтому предприятие было вынуждено до 80% произведенного ПВХ реализовывать на внешнем рынке, преимущественно в Китае. Качество продукции соответствует самым жестким требованиям мировых стандартов и ПВХ под торговой аркой «СИБВИНИЛ» пользуется хорошим спросом.

В данном дипломном проекте рассматривается проектирование электроснабжения цеха № 22, входящего в структуру Производства хлора и каустической соды.

Цех 25, очистки рассола и переработки продуктов электролиза ртутным методом состоит из восьми производственных корпусов, предназначенных для:

- обесхлоривания анолита под вакуумметрическим давлением;

- очистки рассола от ионов Са⁺², Mg⁺², Fe⁺³ по содово-каустическому методу с последующей фильтрацией;

- компримирования и очистки водорода от ртути адсорбцией на химическом поглотителе ХПР-ЗП в две стадии;

- получения соляной кислоты сжиганием водорода в хлоре с последующей изотермической абсорбцией хлористого водорода водой;

- фильтрации едкого натра;

- утилизации абгазного хлора с последующим разрушением полученного раствора гипохлорита натрия.

- вакуумного выпаривания соли;

Год ввода цеха в эксплуатацию - 1979.

Проектная мощность цеха по:

Очищенному рассолу - 1100 м³/ч или 9504 тм³ в год

Соляной кислоте - 1,8 т/ч или 15570 т в год;

Очищенному водороду - 0,64 т/ч или 5500 т в год.

Достигнутая мощность на 01.12. 1998 года по:

Очищенному рассолу - 865 м³/ч или 7479,6 тм³ в год;

Соляной кислоте - 3,0 т/ч или 26000 т в год;

Очищенному водороду - 0,5 т/ч или 4320 т в год;

Фильтрации едкого натра

на фильтрах ЛВАЖ-125К2 - 8 т/ч или 69120 т в год.

Цех включает в себя следующие отделения:

Обесхлоривания анолита, состоящего из трех параллельно работающих технологических линий обесхлоривания анолита, одной технологической линии двухступенчатой фильтрации рассола, а также установки фильтрации едкого натра на фильтрах ЛВАЖ-125К2.

Получения кислоты соляной синтетической технической концентрацией не менее 31,5% на одной технологической линии.

Компримирования и двухступенчатой очистки водорода от ртути.

Абсорбции абгазов хлора со стадии сжижения хлора, из воздушек аппаратов узла обесхлоривания анолита, вентвыбросов аварийной вентиляции из отсеков танков жидкого хлора корпуса 116, сброса из гидрозатворапоз.825 зала электролиза, от продувок компрессоров nos.818_1-4, фильтров поз.816_1-3 отделения осушки хлора цеха № 21. Абсорбция хлора осуществляется l8?22-процентным раствором едкого натра с последующим каталитическим или химическим разрушением полученного раствора гипохлорита натрия. Процесс абсорбции и разрушения выполнен в одну технологическую линию.

Проект и комплектная поставка оборудования технологических линий выполнены фирмой «Инвест-Экпорт», ГДР. Генеральный проектировщик - ГОСНИИхлорпроект.

Корректировка проекта выполнена ГОСНИИхлорпроектом и Зиминским ОКП ВСФ ГОСНИИхлорпроекта.

Проектирование строительной части выполнено институтом ГОСНИИхлорпроект.

Категория производства по его технико-экономическому уровню - первая.

В1980 году, в связи с необеспечением мощности фильтрации рассола на фильтрах «Келли», была проведена реконструкция узла фильтрации рассола по проекту Зиминского OKП ВСФ ГОСНИИхлорпроекта.

В 1981 году была проведена реконструкция узла очистки водорода от ртути, в 1984 году - установки получения соляной кислоты, проекты выполнены ПКО СПО «Химпром».

В 1985 году проведен монтаж узла фильтрации едкого натра на фильтрах ЛГ-50, проект выполнен ПКО СПО «Химпром».

В 1989 году произведен монтаж узла абсорбции хлора на наружной установке корпуса 103, проект выполнен ПКО СПО «Химпром», в 1990 году произведен перенос узла разрушения гипохлорита натрия из корпуса 101 в корпус 103, проект выполнен ПКО СПО «Химпром».

В 1992 году произведен монтаж узла фильтрации рассола на фильтрах ЛВАЖ-250Т и демонтаж фильтров «Келли», проект выполнен ПКО АО «Саянскхимпром».

В 1995 году произведен монтаж узла фильтрации едкого натра на фильтрах ЛВАЖ-125К2 и демонтаж фильтров ЛГ-50, проект выполнен ПКО АО «Саянскхимпром».

В настоящий момент на производстве «ХиК» ведётся разработка перспективы конверсии ртутного электролиза на мембранный.

Модернизация действующих технологических процессов и линий осуществляется на ряду с требованиями программ, направленных на энерго и ресурсосбережение.

На ОАО « Саянскхимпласт » действует перспективная экологическая программа, обеспеченная необходимыми ресурсами. В районе расположения предприятия нормируется, показатели выбросов в атмосферу и сброса сточных вод не превышают предельно-допустимых концентраций.

В период 1991-1999гг. ОАО « Саянскхимпласт » за счет собственных средств создал производства линолеума, отбеливателя “ Белизна “, пластикатов для изготовления кабелей и пластикатов для производства обуви.

Предприятие продолжает работу по строительству новых установок по переработке ПВХ в готовые изделия, прежде всего строительной тематики.

Данное производство относится к I категории по надежности электроснабжения. Электроснабжение «ПХиК» АО «Саянскхимпласт» осуществляется от двух независимых источников питания:

1. ЛЭП - 110 кВ Ново-Зиминская ТЭЦ: 3,7 км;

2. ЛЭП - 110 кВ Ново-Зиминская подстанция: 6 км.

На Ново-Зиминской ТЭЦ установлены три турбогенератора типа ТВФ - 120 - 2У3 с номинальным напряжением U_ном = 10,5 кВ, cos??= 0,8;два трансформатора типа ТРДЦН-125000/110/10,5 трансформаторТРД-80000/110 и один трансформатор ТРДН-40000/110/10,5. Питание завода осуществляется от трансформатора?ТРДН-40000/110/10,5. На Ново-Зиминской подстанции установлены два трансформатора типа ТД-40000/110/10,5

2. Электроснабжение цеха № 25 ОАО «Саянскхимпласт»

2.1 Определение расчётных электрических нагрузок цеха № 25

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют в для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчёта потерь и колебаний напряжения и выбора защиты. Под максимальной (расчётной) нагрузкой понимают условную нагрузку, которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжёлому тепловому действию (максимальной температуре или тепловому износу изоляции проводников, электрических обмоток трансформаторов и электрических машин).

В данном расчёте в целях определения расчётных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов или шин цеховых трансформаторных подстанций и кончая линиями, питающими предприятие) следует применять методы расчёта, основанные на использовании средней мощности и расчётного коэффициента.

Расчёт электрических нагрузок проектируемого цеха (с постоянным графиком нагрузки) производим только с учётом установленных мощностей рабочих электротехнологических механизмов (без учёта резервных). Коэффициент использования К_и и коэффициент мощности cos ? определяем по справочным материалам. Справочные значения названных коэффициентов приведены по характерным (однородным) категориям электроприёмников. К одной характерной категории относятся электроприёмники, имеющие одинаковое технологическое назначение, а также одинаковые верхние границы возможных значений К_и и коэффициентов реактивной мощности tg ?.

Определение расчётных максимальных нагрузок производится в два этапа. На первом этапе определяется нагрузка отдельных электроприёмников, отдельных цехов и производственных участков, а также всего предприятия. На данном этапе расчёта предполагают отсутствие источников реактивной мощности. Результаты первого этапа расчёта электрических нагрузок используются, как исходные данные для выбора числа и мощности силовых трансформаторов с одновременным определением мощности и мест подключения компенсирующих устройств. На втором этапе рассчитывают электрические нагрузки всей сети с учётом мощности и мест подключения компенсирующих устройств.

Выполним расчёт электрических нагрузок на примере корпуса № 100:

Первоначальные данные, необходимые для расчётов, согласно задания технологов, сведены в таблицу 2.1 с учётом соответствующих коэффициентов использования и мощности, характерных для соответствующих групп электроприёмников размещаемых в к. № 100.

Таблица 2.1

По заданию технологов	По справочным данным
характеристика категорий ЭП	Количество ЭП раб/рез.	Номинальная мощность, кВт	Коэффициент использования Ки	Cos?/tg?
		Одного ЭП Рн. мин/Рн. макс	Общая, Рн раб / рез
насосы	15 / 9	30 / 132	1205 / 625	0,8	0,8 / 0,75
Вентиляторы	5 / 4	22 / 75	187 / 187	0,7	0,8 / 0,75
гидросмыв	1	25	25	0,2	0,5 / 1,73
кип	1	100	100	0,35	0,6 / 1,33
Итого:	22 / 15	22 / 132	1517	0,74	0,67 / 1,1

На основании имеющихся данных, выполним расчёт электрических нагрузок на примере насосного электрооборудования корпуса 100 цеха № 25.

Для начала, определим активные средние Р_с и реактивные мощности Q_c, названной группы электроприёмников за наиболее загруженную смену:

Р_с = Р_{н *} К_и = 1205 _* 0,8 = 964 кВт; (2-36) [25]

где, Р_н - номинальная мощность электроприёмников, состоящих из группы электронасосного оборудования проектируемого объекта;

К_и - коэффициент использования активной мощности группы электроприёмников, выбираемый по справочным данным для характерных групп электроприёмников (определяемый также отношением активной средней мощности группы к её номинальному значению); (2-1) [25]

Q_c = P_{c *} tg ? = 964 _* 0,75 = 723 квар; (2-37) [25]

где, tg ? - соответствует групповому коэффициенту мощности cos ?, определяемому по справочным данным для характерных групп электроприёмников;

Определим эффективное число n_э группы электронасосных электроприёмников - однородных по режиму работы электроприёмников одинаковой мощности, которое обуславливает те же значения расчётной нагрузки, что и группа различны по мощности электроприёмников. Величина n_э определяется из выражения:

n_э =; (шт.) (2-10) [7]

где, Рн.мах - номинальная мощность наиболее мощного электроприёмника группы;

- суммарная номинальная мощность группы электроприёмников, состоящих из электронасосного оборудования проектируемого корпуса;

n_э = = 18 шт.

но, так, как фактическое число электроприёмников в данной группе составляет 15 штук, то соблюдая условие n_э ? n _{факт. ,} n_э принимаем равным фактическому значению15 шт.

Следовательно, определив эффективное число электроприёмников рассматриваемой группы, найдём по табличным значениям зависимости расчётного коэффициента активной мощности от приведённого числа электроприёмников при различных коэффициентах использования по активной мощности [16], то К_р принимаем равным 1.

Далее, подставив полученные значения, выполним расчёты расчётных мощностей рассматриваемой группы электроприёмников по ранее указанным выражениям:

Р_р = Р_{с *} К_р = 964 _* 1 = 964 кВт; (2-71) [25]

Соблюдая условие Q_p= Q_c , при К_р ? 1 и n_э > 10; получим: [4]

Q_р = Q_с = 723 квар;

Тогда, полная расчётная мощность, рассматриваемой группы ЭП будет:

кВА; (2-70 б) [25]

И так, как оговаривалось ранее, результаты полученных расчетов по электронасосному оборудованию и остальным потребителям электроэнергии U_ном = 0,4 кВ корпуса 100 цеха № 25, сведём в таблицу 2.2

Таблица 2.2

Характеристика электроприёмников	Рр, кВт	Qp, кВАР	Sp, кВА
Насосы	964	723	1205
Вентиляторы	134,8	107,9	172,6
Гидросмыв	5	8,65	10
КИП	35	46,5	58,2
Итого по к.100	1153,7	886	1445,8

Имея расчётные нагрузки силовой части электропоребителей по корпусу 100, выполним расчёт осветительной нагрузки с последующим их суммированием.

Расчёт осветительной нагрузки при определении общей электрической нагрузки корпуса (цеха) производим по удельной плотности осветительной нагрузки на один М² производственной площади и коэффициенту спроса. По данному методу расчётная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формуле:

Р_р = Р_{у *} К_с; (4-1) [5]

где, Р_у - удельная мощность для рассматриваемого помещения, определяемая выражением:

Р_у = S _*?_{у *}k; (4-2) [5]

где, S - площадь помещения;

?_у - удельная плотность осветительной нагрузки на единицу производственной площади, определяемая по справочным данным в зависимости от характеристики объекта и намечаемого типа светильников, предполагаемых к установке;

k - коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА;

К_с - коэффициент спроса, определяемый по справочным данным, зависящий от характеристики строительной части здания.

Выполним расчёт осветительной нагрузки корпуса 100:

Площадь корпуса:

S = 136 _*48 = 6528 м ²;

Так, как к установке намечаем светильники с лампами ДРЛ - 700, в производственном здании, состоящем из отдельных крупных пролетов, то соответственно принимаем следующие значения:

k = 1,1; (4-1) [5]

?_у = 10,7 Вт/м²; (5-40) [6]

К_с = 0,95; (4-4) [5]

Найдём удельную мощность осветительной нагрузки:

Р_у = S _* ?_{у *} k = 6528 _* 10,7 _* 1,1 = 69,8 кВт;

Вычислив удельную мощность осветительной нагрузки корпуса 100, определим расчётные активную и реактивную мощности осветительной части корпуса:

Р_р = Р_{у *} К_с = 69,8 _* 0,95 = 66,3 кВт;

Таким образом, имея полученное значение активной расчетной нагрузки, определим расчётную реактивную мощность осветительной нагрузки из выражения:

Q_p = Р_{р *} tg ? ; (4-5) [5]

где, tg ? - соответствующее значение cos ?, намечаемой пускорегулирующей аппаратуры для светильников с лампами ДРЛ, согласно табличных значений. Следовательно, для соответствующих ПРА, принимаем

cos ? = 0,53; (6.1) [17]

в таком случае, очевидно, что значение:

tg ? = 1,6 ;

тогда, расчётная реактивная мощность осветительной части корпуса 100 равна:

Q_p = P_{p *} tg ? = 66,3 _* 1,6 = 106 квар;

полная расчётная мощность осветительной нагрузки корпуса 100:

кВА;

И, так, имея полученные значения расчётных мощностей силовой и осветительной части корпуса 100, найдём общую суммарную нагрузку объекта, путём их сложения:

?Р_р = Р_{р ( с )} + Р_{р ( о )} = 1153,7 + 66,3 = 1220 кВт ;

?Q_р = Q_p(c)+ Q_{p ( o )} = 886 + 106 = 992 квар;

кВА;

Расчёты электрических нагрузок объектов цеха выполняются аналогично корпусу № 100 , результаты сведены в таблицу 2.3

Таблица 2.3

Корпус	Силовая нагрузка цеха	Осветительная нагрузка цеха	Суммарная Нагрузка цеха
	Рн , кВт	Рс , кВт	Qc . кВАР	Рр, кВт	Qр, кВАР	S м2	?у Вт/ м2	Ру, кВт	К с,	Рр, кВт	Qp, кВАР	Рр, кВт	Qp. кВАР	Sp. кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
100	1517	1134,9	876,2	1153,9	886	6528	10,7	69,8	0,95	66,3	106	1220	992	1570,8
101	1271,2	998,4	753,7	1063,4	766,9	7488	4,5	40,44	0,95	38,4	66,53	1101,8	833,4	1389,2
102	1384	1032,9	796	1056,1	946	2592	13,6	35,2	0,95	33,36	-	1089,5	946	1302,1
103	1318	1042,9	782,1	1049,3	854,3	6048	4,9	29,6	0,95	28,1	45	1077,4	899,3	1381,4
104	1335	1054,5	793,1	1054,5	793,1	8640	4,9	46,5	0,95	44,2	70,72	1098,7	863,8	1402,1
105	1131	848,7	659	848,7	659	8640	4,9	46,57	0,95	44,2	70,72	893	729,8	990
106	1293	1030,8	774,2	1039,8	781,7	1728	4,9	10,16	0,95	9,6	15,44	1049,4	797,1	1318,2
107	387,7	305,5	229,3	307,7	252,1	864	7,5	6,5	0,85	5,5	9,5	313,2	261,6	408,8
ИТОГ						42528						7843	6323	9763,1
Итого с учётом освещения	7717,6	6047,5
Суммарная нагрузка по цеху с учётом потерь в трансформаторах	7999	6955	10600

Для корректировки расчётных нагрузок производится расчёт потерь мощности в трансформаторах. Ввиду их малости по сравнению с электрическими нагрузками определяем упрощенным приближенным методом. Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах определяются по формулам:

?Р=k_{p *} S₂; ( активной) (4-110) [10]

?Q=k_{q *} S₂; (реактивной) (4-110) [10]

где, k_p и k_q - коэффициенты потерь, S₂ - полная расчётная нагрузка.

Коэффициенты потерь для всех силовых трансформаторов, независимо от их номинальных мощностей, напряжений и КПД принимаем равными:

k_p= 0,02 Вт /(В _* А); (4-110) [10]

k_q = 0,1 вар /(В _* А); (4-110) [10]

Определим потери мощности в цеховых трансформаторах:

?Р = 0,02 _* 7843 = 156 кВт;

?Q = 0,1 _* 6323 = 632 кВт;

2.2 Построение картограммы электрических нагрузок и определение их центра

Для определения местоположения цеховых трансформаторных подстанций и главной понизительной подстанции, на генплане предприятия строится картограмма электрических нагрузок.

Построение картограммы выполняется на основании результатов по определению расчётных нагрузок, выполненных ранее и внесённых в таблицу 2.3

Выполним расчёты по определению центра электрических нагрузок по активной мощности для определения его координат из выражений: (4-66); (4-66) [7]

По оси Х:

По оси Y:

Определение радиусов электрических нагрузок для построения соответствующих картограмм, определяем из выражения:

; (4-53) [7]

где, - расчётная нагрузка i-го корпуса;

= 3,14;

- масштаб электрической нагрузки, = 5, кВт/ мм²;

вычисления покажем на примере корпуса 100:

см;

Определив радиусы электрических нагрузок, предоставим результаты расчётов в таблице 2.4.

Таблица 2.4

№ Корпуса	Координаты, см	Ррi , кВт	Радиус окружности, см
	Xi	Yi
100	34.5	31.7	1220	8.81
101	60.8	45.8	1101.8	8.37
102	57	11.3	1089.5	8.33
103	65	32.3	1077.4	8.28
104	30	11.3	1098.7	8.36
106	71.2	13.6	1049.4	8.17
105	30	48	893	7.54
107	56.6	54.1	313.2	4.46

При построении картограмм электрических нагрузок видно, что реальное местоположение ГПП не соответствует расчётным координатам центра электрических нагрузок. Данные обстоятельства обусловлены следующими причинами (2.2) [3]:

при размещении ГПП учитывается роза ветров, так как предприятие является химическим и относится к пожаровзрывоопасному, необходимо снизить вероятность воздействия химическиактивных сред на оборудование подстанции, а так же отнести на относительно безопасное расстояние от эпицентра возможных взрывообразований;

местоположение ГПП смещено в сторону источника питания, а так же по технологическим причинам (наличие трубопроводов, автомобильных дорог) и в целях безопасности работников.

изменение отдельными приёмниками предприятия потребляемой мощности в соответствии с графиком нагрузок, который претерпевает постоянные изменения в связи с реконструкцией технологических процессов производства и изменением удельных норм потребления электроэнергии на единицу продукта.

2.3 Выбор трансформаторов ГПП

Основными требованием при выборе числа и мощности силовых трансформаторов ГПП являются:

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчётной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учётом послеаварийных режимов и режимов энергоснабжающей организации по реактивной мощности.

Мощность силовых трансформаторов определяем из выражения:



где, -принимаемое число силовых трансформаторов;

-коэффициент загрузки, для двухтрансформаторной подстанции при преобладании нагрузок I категории, как правило, принимается 0,7;

-полная расчётная мощность предприятия;

От проектируемой ГПП, кроме цеха 25, будут получать питание и другие потребители, суммарная расчетная мощность которых равна:

Р^/_р = 23185 кВт; Q^/_р = 12341 квар; S^/_р = 26265 кВА;

Следовательно, суммарная расчётная мощность всего предприятия с учётом расчётных нагрузок цеха 25 будет равна:

?Р_р = Р_р + Р^/_р = 7999 + 23185 = 31184 кВт;

?Q_p = Q_p + Q^/_p = 6955 + 12341 = 19296 кВт;

Определим реактивную мощность, поступающую от энергосистемы в часы максимума из выражения:

Q_э1 = а _* ?Р_р = 0,29 _* 31184 = 9043 квар; (11.2) [14]

Где, а - коэффициент, зависящий от региона и внешнего напряжения подстанции (для Сибири при внешнем электроснабжением с U_ном = 110 кВ, принимается значение а = 0,29)

Определяем мощность компенсирующих устройств по формуле:

Q_ку = ?Q_p - Q_э1 = 19296 - 9043 = 10253 квар; (11.4) [14]

Тогда полная расчётная мощность всего предприятия равна:

 кВА;

Для определения намечаемой мощности силовых трансформаторов ГПП предприятия, подставим полученное значение в выражение:

(6-8) [25]

где, n - намечаемое количество силовых трансформаторов, принимаемое в количестве двух, так, как электроприёмники предприятия к первой категории по надёжности электроснабжения;

?_е - намечаемый коэффициент загрузки трансформатора ГПП с учётом условия работы в послеаварийном режиме, следовательно, подставив намеченные значения, рассчитаем мощность силового трансформатора:

кВА;

Учитывая, что на предприятии существуют электроприёмники напряжением шесть и десять киловольт, то к установке принимаем силовые трансформаторы ТРДН-25000/110 вколичестве двух штук, ближайшей по мощности ступени с первичным напряжением 110 кВ и вторичными 6,3; 10,5 кВ и полной мощностью 25 МВ^.А.

Т-трансформатор;

Р-наличие расщеплённой обмотки требуемого низшего напряжения;

Д-охолождение принудительнымдутьём;

Н-наличие РПН (регулирование под нагрузкой);

Паспортные данные приведены в таблице 2.5

Таблица 2.5

Sном , МВА	Напряжение обмотки,кВ	Потери, кВт	Uк , %	I хх , %
	ВН	НН	Рх	Рк	В-Н	С-Н
25	115	6,3-10,5	25	120	10,5	30	0,65

2.4 Выбор цеховых трансформаторов

Мощность цеховых трансформаторных подстанций следует определять по средней потребляемой мощности за наиболее загруженную смену. При применении высшего напряжения 10 кВ, а низшего 0,4 кВ при удельной плотности нагрузки проектируемого объекта, до 0,2 кВА/м² производственной площади целесообразно применять силовые трансформаторы до 1000 кВА, при плотности 0,2-0,3 кВА/м² - мощностью 1600 кВА, а при плотности более 0,3 кВА/м² целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600 кВА или 2500 кВА должна определяться технико-экономическим расчётом.

Определим удельную плотность нагрузок по цеху 25:

кВА/м²; [8]

где, S_p - полная расчётная мощность цеха;

F - площадь производственных помещений цеха;

Из выполненных расчётов видно, что рациональней всего применить трансформаторы мощностью 1600 кВА с U_ном=10/0,4 кВ;

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок, определяем из следующего выражения:

шт; (2.241) [9]

где, Р_{ср. м} - активная средняя суммарная расчетная мощность потребляемая цехом за наиболее загруженную смену;

_m- коэффициент загрузки трансформатора;

S_m- принимаемая, исходя из расчётной удельной плотности нагрузки, мощность трансформатора;

?N-добавочное значение до ближайшего целого числа.

Определяем экономически оптимальное число трансформаторов:

N_т.э = N_min + m = 7 + 0 = 7 шт; (2.242) [9]

где, m - дополнительное число трансформаторов;

Так, как по графикам зоны для определения дополнительного числа трансформаторов, для _т = 0,7; при ?N = 0,11; следует, что m = 0; (2.242) [9]

Но, учитывая наличие потребителей I категории (составляют 60 %), следует использовать двухтрансформаторные подстанции, следовательно, оптимальное число трансформаторов принимаем равным:

N_т.э = 8 шт;

Очевидно, что на основании выполненных расчётов, согласно соответствующих рекомендаций инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий, необходимо соблюдать условия обеспечения электропитанием различных технологических линий от индивидуальных трансформаторных подстанций, с целью обеспечения безопасных условий ведения, несвязанных между собой процессов производства. Таким образом, в случае отключения одной из цеховой трансформаторной подстанций, остановится лишь один процесс, а не несколько. Следовательно, учитывая пожаровзрывоопасность объектов цеха 25 и обособленности технологических процессов, принимаем к проектированию семь двухтрансформаторных подстанций для каждого корпуса в отдельности. Нагрузки корпуса 105 и 107 условно объеденены, так, как к. 107 является насосной станцией к. 105. Исходя из вышеизложенного, выполним расчёт мощности цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности индивидуально для каждой подстанции корпуса цеха 25.

На первом этапе данного расчёта определяем мощность цеховых трансформаторов, при их намеченном количестве, равном числу технологических корпусов:

кВА; (6-8) [25]

где, - активная средняя суммарная расчётная мощность по цеху;

- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме принимаем 0,7;

- намечаемое количество цеховых трансформаторов, равное 14 шт, при семи ТП. следовательно, принимаемая мощность цеховых трансформаторов 1000 кВА с общим количеством 14 штук.

Выполним проверку минимального числа требуемых трансформаторов мощностью 1000 кВА из выражения:

шт;

Из выполненных расчётов видно, что требуемое число трансформаторов не более двенадцати штук при, их намеченной мощности, но, руководствуясь уже названными обстоятельствами окончательно принимаем к установке на цеховых подстанциях силовые трансформаторы мощностью 1000кВА в количестве 14 штук.

Выбрав число и мощность цеховых трансформаторов, определим наибольшую реактивную мощность, которую необходимо передать через них в сеть напряжением до 1 кВ:

квар; (2.244) [9]

Определим суммарную мощность конденсаторных батарей на стороне низшего напряжения (0,4 кВ):

квар; (2.245) [9]

где, - реактивная расчётная средняя суммарная мощность потребителей цеха на стороне до 0,4 кВ;

Определим дополнительную мощность НБК для данной группы трансформаторов в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах:

квар;

где, для радиальной схемы электроснабжения с U_ном = 10 кВ и протяжённостью кабельных линий до 0,5 км, значения:

= 0,67; рис. 2.132 [9]

при к₁ = 15; таб. 2.190 [9] расчётные коэффициенты.

к₂ = 2; таб. 2.191 [9]

так, как значение Q_нк.2 = - 3504 < 0; то дополнительная мощность Q_нк.2 = 0; суммарная мощность НБК определяется выражением:

 квар; (2.248) [9]

следовательно, расчётная мощность НБК по цеху 25 составляет 447 квар.

Определив намеченное количество и мощность проектируемых к установке силовых трансформаторов, а так же наибольшую реактивную мощность, которую необходимо передать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ, приступим к расчётам в аналогичной последовательности для каждой трансформаторной подстанции цеха 25. Последовательность хода расчётов покажем на примере корпуса 100:

Определим мощность трансформаторов по условию послеаварийного режима:

кВА; (6-9) [25]

выполним проверку на соблюдение условия: S_ном.т ? S_н.т;

871 кВА ? 1000 кВА;

данное условие соблюдено, следовательно, принимаем по корпусу 100 двухтрансформаторную подстанцию с силовыми трансформаторами мощностью 1000 кВА каждый с U_вн = 10 кВ; U_нн = 0,4 кВ;

Выполним контрольную проверку минимального числа трансформаторов на рассматриваемой ТП корпуса 100:

2 шт.; (6-8) [25]

Следовательно, руководствуясь тем, что преимущественное количество электроприёмников корпуса 100 относится к I категории электроснабжения, то число размещаемых трансформаторов на данной подстанции принимаем равным двум.

Определяем мощность источников реактивной мощности по рассматриваемой подстанции:

квар; (2.244) [9]

квар; (2.247) [9]

квар;

так, как Q_нк2 имеет отрицательное значение, то принимается равным нулю, тогда общая мощность конденсаторных батарей на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции корпуса 100, будет равна:

квар;

Выполнив данный расчет, определим полную расчётную максимальную мощность после компенсации реактивной мощности на трансформаторной подстанции корпуса 100:

кВА;

Исходя из выполненных расчётов требуемого числа и мощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ с учётом наличия потребителей I категории, а так же принимая во внимание коэффициент загрузки трансформаторов, принимаем к установке НБК с требуемой суммарной мощностью 625 квар. Таким образом, планируем к размещению на каждой трансформаторной подстанции цеха конденсаторные установки мощностью 2 _* 100 кВАР.

На основании контрольной проверки определим соответствие предварительного выбора трансформаторов цеха на ранее приведенном примере ТП корпуса 100:

S_т = Р_р / ?_{т *} N = 1248 / 0,7 _* 2 = 891 кВА; (6-9) [25]

Паспортные данные выбираемого трансформатора приведены в таблице 2.6

Таблица 2.6

ВН, кВ	НН, кВ	?Рхх, кВт	?Рк, кВт	Uк, %	Iк, %
10	0,4	3,3	11,6	5,5	0,4

2.5 Выбор схемы внутризаводского электроснабжения

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Руководствуясь ниженазванными обстоятельствами, в данном проекте принимаем: