Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Электроснабжения химического завода

Министерство образования

Российской федерации

Ангарская государственная техническая академия

Кафедра ЭПП

Контрольная работа

Электроснабжения химического завода.

Вариант №7

Выполнил: студент

Группы ЭПП-07-2

Невидомский С.Н..

Проверил: доцент

Кафедры ЭПП Лисина. Л. Ф.

Ангарск 2011 г.

Введение.

Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей соединенных между собой и занятых общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.

Иркутская энергосистема была основана на базе ТЭЦ-1 города Ангарска и ТЭЦ-2 города Иркутска. На начало 1955 года установленная мощи энергосистемы составляла 215 тыс. кВт (200 тыс. кВт ТЭЦ-1 и 15 тыс. к Вт ТЭЦ-2). Протяженность воздушных линий всех напряжений равнялась 350 километров, что являлось мизером по сравнению с площадью Иркутской области, равной 7768 тыс. км², пролегающее с севера на юг на 11400 километров и с запада на восток на 1200 километров.

На сегодняшний день Иркутская энергосистема-это:

– тепловые электростанции - ТЭЦ-6, ТЭЦ-9, ТЭЦ 10, ТЭЦ 11 ТЭЦ 12, ТЭЦ 16, Новоиркутская ТЭЦ, Усть-Илимская ТЭЦ, Ново-Зиминская ТЭЦ;

– гидроэлектростанции - Иркутская ГЭС, Братская ГЭС, Усить-Илимская ГЭС;

– тепловые сетевые предприятия - Иркутские, Ангарские и Братские тепловые сети;

– сетевые электротехнические филиалы - Восточные, Западные, Северные, Южные, Центральные электрические сети;

– множество электрических подстанций;

– разветвленные сети линий электропередач, 232км (500кВ) 2660 км (220 кВ), 2942 км (110 кВ), 1035 км (35,20,10 кB), 7497 км (0,4 кВ) кабельные линии - 1091 км.

В настоящее время установленная электрическая мощность Иркутской энергосистемы составляет 12 млн. кВт (это 5% от выработки страны) полезный отпуск электроэнергии равен 48181 млн. кВтч. Доля гидроэнергетики составляет ¾ всего энергопроизводства области.

Основным системообразующим энергетическим предприятии Иркутской области является энергетическая компания ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго». В компании трудится большая часть населения Иркутской области. Коллектив компании состоит из квалифицированных рабочих и инженерно-технических работников, благодаря этому ежегодно снижается себестоимость производства тепловой и электрической энергии и потери при производстве энергии.

Сейчас стоимость энергии, вырабатываемой в Иркутской области значительно ниже, чем в соседних регионах. Это обусловлено географической близостью угольных разрезов, наличием мощных гидроэлектростанций в энергосистеме области и грамотной финансово-экономической политикой компании. Тепловые станции производят электроэнергию и тепловую энергию по комбинированному циклу и предназначены для покрытия нагрузок промышленности и городов Иркутской области.

Высокоэффективная топливно-энергетическая база и низкие тарифы на электроэнергию обеспечивают стабильное и эффективное функционирование энергоемкой промышленности, составляющей костяк экономики региона.

Иркутская энергосистема является избыточной. Ее установленной мощности достаточно для обеспечения собственного потребления Иркутской области и для передачи части энергии в другие регионы.

ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго» не стоит на месте и динамично развивается. Уже реализован ряд проектов. Например, построение сети на основе волоконно-оптической линии связи (ВОЛС). Стоимость проекта составила 24.4 миллиона долларов США. Сеть построена на основе ВОЛС Бирюсинок - Байкальск, протяженностью 950 километров. В подразделениях «Иркутскэнерго» установлены учрежденческие станции «Меридиан», выступающие в качестве диспетчерских пунктов компании и внутренних телефонных станций. Сеть объединила 26 предприятий «Иркутскэнерго» в единую телекоммуникационную систему. В производственный процесс широко внедряется компьютерная техника и новейшие достижения в области автоматизации технологических процессов. На предприятиях устанавливается новое технологическое оборудование, удовлетворяющее современным требованиям безопасности производства, уменьшения потерь и стоимости обслуживания, а также экологическим требованиям. В настоящее время ситуация сложилась таким образом, что энергопотребление по области, региону и в целом по стране невелико, и мощности электрических станций загружены не полностью. Поэтому руководство области и компании ищет выход на мировой рынок электрической энергии. Одним из самых больших и капиталоемких проектов является проект экспорта электрической энергии в Китай через территорию Монголии.

К ближайшим перспективам развития «Иркутскэнерго» можно отнести увеличение пропуска электроэнергии от мощных ГЭС, расположенных на севере области (Братск, Усть-Илимск) в Иркутско-Черемховский промышленный район, модернизация и реконструкция ТЭЦ; строительство «Тельмомаканская ГЭС» строительство ГРЭС на Тулунских углях для обеспечения мощностью при пиковых нагрузках реконструкция старых и строительство новых ЛЭП.

Акции «Иркутскэнерго» высоко котируются е только в области и стране, но и за рубежом. Например, на биржах Европы и внебиржевом рынке США акции признаны наравне с акциями крупнейших иностранных предприятий.

Сегодня региональная энергетическая компания ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго» проводит ценовую политику в интересах Иркутской области и местных производителей, удерживая самые низкие тарифы на энергию в стране, что дает возможность промышленности области не только выживать в рыночных условиях, но и развиваться и конкурировать с производителями из других регионов и стран.

1. Характеристика промышленного предприятия

В комплекс завода входит 5 цехов. Все цеха относятся по надежности ко 2 и 3 категории. Для электроприемников 2 категории допускаются перерывы в питании на время необходимое для включения резервного источника питания 1-2 часа действующим дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. При наличии центрального резерва допускается питание электро-приемников 2 категории одним трансформатором. Для электроприемников 3 категории допускаются перерывы электроснабжении на время необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы, но не более одних суток.

Так как цех №1 относится ко 2 категории, предусмотрена установка 2-х трансформаторной подстанции. Схема распределения в цехе принята радиальной. От шин подстанции магистральными кабельными линиями запитаны групповые щиты типа ЩСУ,РП. А от них по всем распределительным линиям получают питание все электроприемники. Между секциями шин правилами ПУЭ и ПТЭПП предусмотрено устройство АВР выполненное на секционном автомате

Устройство релейной защиты и автоматики обеспечивают бесперебойную работу электроприёмников, простоту в управлении рабочим режимом и надежно защищают от всех повреждений.

Управление электродвигателями ведется магнитными пускателями.

Цех №1 имеет следующее оборудование: основные насосы, вспомогательные насосы, маслонасосы, электрозадвижки, приточную вентиляцию, сварочные агрегаты, вытяжную вентиляцию, мостовой кран, станки и оборудование ремонтной мастерской, а так же в цехе предусмотрены рабочее и аварийное освещение.

Питание электрооборудования осуществляется переменным 3-х фазным током. Асинхронные двигатели насосов запитываются кабелем марки ААшВУ от шин РУ-6 кВ ГПП. Питанием электроприемников напряжением до 1000 В осуществляется от шин Цеховой подстанции на которой установлены трансформаторы типа ТМФ-630/6. Частота сетей 50 Гц.

Защита элекрооборудования напряжением до 1000В от токов КЗ и токов перегрузки осуществляется автоматами марки ВА. Так как среда в цехе нормальная поэтому все оборудование выбрано нормальном исполнении.
2. Расчёт электрических нагрузок и выбор трансформаторов.

2.1 Расчёт нагрузок насосной станции.

Расчёт электрических нагрузок цеха необходим для правильного выбора электрооборудования и токоведущих частей.

Расчёт ведём методом расчетного коэффициента. Для расчета составляем ведомость.

Ведомость электрических нагрузок цеха № 1 Таблица № 1

Группа электроприемников.	Наименование электроприёмника.	п, шт	U, кВ	Мощность, кВт	cos/tg	K_и
ЩСУ-1	Маслонасосы	2	0,38	7,5	0,8/0,75	0,65
	Вспомогательные насосы	4	0,38	55	0,8/0,75	0,65
	Вытяжная вентиляция	2	0,38	5,5	0,8/0,75	0,65
ЩСУ-2	Маслонасосы	2	0,38	7,5	0,8/0,75	0,65
	Вспомогательные насосы	4	0,38	55	0,8/0,75	0,65
	Вытяжная вентиляция	2	0,38	7,5	0,8/0,75	0,65
РП-1	Станки ремонтной мастерской	–	0,38	160	0,82/0,67	0,85
РП-2	Сварочные агрегаты	4	0,38	45	0,65/1,17	0,35
	Мостовой кран	1	0,38	22,2	0.45/1.98	0.6
	Прит. вентиляция	4	0,38	11	0.8/0.75	0.65
ЩРО	Рабочее освещение	–	0,38/0,22	37,8	0,95/0,33	0,9
ЩАО	Аварийное освещение	–	0,38/0,22	4,2	1/0	0,85
РУ-6 кВ	Основные насосы	4	6	630	0,8/0,75	0.65

Расчет нагрузок ЩСУ-1

1.Определяем средние нагрузки для каждого вида электроприемников:

Маслонасосы

где: – средняя за смену активная мощность, кВт;

– средняя за смену реактивная мощность, кВАр;

– номинальная мощность электродвигателя, кВт;

– количество электроприемников

К_и – коэффициент использование [2,стр.66, табл.3.5]

Вспомогательные насосы

Вытяжная вентиляция

2.Определяем суммарные нагрузки для всех электроприёмников группы:

3. Определяем средний коэффициент использования:

4. Определяем эффективное число электроприемников

5. По таблице определяем расчетный коэффициент:

[3,стр.90, табл.2.3].

6. Определяем расчетную мощность электроприемников:

7. Определяем расчетный ток:

Расчёт электрических нагрузок ЩСУ-2 выполняем аналогично и заносим в таблицу.

РП-2

1. Определяем средние нагрузки для каждой группы электроприемников:

Мостовой кран.

Сварочные аппараты

Приточная вентиляция.

2. Определяем суммарные мощности для всех электроприёмников группы:

3. Определяем средний коэффициент использования:

4. Определяем эффективное число электроприемников:

5. По таблице определяем расчетный коэффициент :

[3,стр.90, табл.2.3].

6. Определяем max мощность электроприемников в группе

Так как n_эф меньше 10, то

7. Определяем max расчетный ток:

РП-1

1. Определяем среднюю нагрузку:

2. Определяем полную мощность :

3. Определяем расчетный ток:

ЩРО

1. Определяем среднюю нагрузку:

2. Определяем полную мощность :

3. Определяем расчетный ток:

ЩАО

1. Определяем среднюю активную мощность:

2. Определяем расчетный ток:

Основные насосы (асинхронный двигатель)

1. Определяем среднюю нагрузку:

где: Р_н.дв. – номинальная мощность двигателя;

2. Определяем суммарную мощность:

3. Определяем средний коэффициент использования:

4. Определяем эффективное число электроприемников:

5. По таблице определяем расчетный коэффициент:

[3,стр.90, табл.2.3].

6. Определяем max мощность электроприемников:

Так как n_эф меньше 10, то

7. Определяем max расчетный ток:

2.2 Расчет и выбор компенсирующих устройств напряжением до 1000В.

Определяем экономически выгодную реактивную мощность.

(так как 2-х трансформаторная подстанция)

По этой расчётной мощности по справочнику выбираем КУ конденсаторная батарея УКБ-0,38-150У3.

Определяем действительный tgφ:

Нагрузка РУ-0,4 кВ после установки КУ:

Определяем средние активные и реактивные мощности:

Определяем расчетные активные, реактивные и полные мощности:

Расчетный ток:

Потери в трансформаторе:

Нагрузка РУ 0,4 кВ
Потери в трансформаторе	15,48	65,03
Нагрузка на ВН	611,9	232,23	654,48	59,97

Расчетный ток:

Результаты расчета сводим в таблицу № 2

Таблица № 2 Сводная таблица электрических нагрузок.

Наименование узлов и групп ЭП	Количество ЭП	Установленная мощность приведенная к ПВ=100%		К_и	cosφ/tgφ	Средняя нагрузка		n_эф,шт	К_р	Расчетная мощность			I_расч, А
Наименование узлов и групп ЭП	Количество ЭП	одного	общая	К_и	cosφ/tgφ	Р_с, кВт	Q_с, кВар	n_эф,шт	К_р	Р_расч, кВт	Q_расч, кВар	S_расч, кВА	I_расч, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
ЩСУ-1
Вентиляция	2	5,5	11	0,65	0,8/0,75	7,15	5,36	-	-	-	-	-	-
Маслонасосы	2	7,5	15	0,65	0,8/0,75	9,75	7,31	-	-	-	-	-	-
Вспомогательные насосы	4	55	220	0,65	0,8/0,75	143	107,25	-	-	-	-	-	-
Всего по ЩСУ-1	8	7,5÷55	246	0,65	0,8/0,75	159,9	119,92	8	1	159,9	131,94	207,31	314,5
ЩСУ-2
Вентиляция	2	5,5	11	0,65	0,8/0,75	7,15	5,36	-	-	-	-	-	-
Маслонасосы	2	7,5	15	0,65	0,8/0,75	9,75	7,31	-	-	-	-	-	-
Вспомогательные насосы	4	55	220	0,65	0,8/0,75	143	107,25	-	-	-	-	-	-
Всего по ЩСУ-2	8	7,5÷55	246	0,65	0,8/0,75	159,9	119,92	8	1	159,9	131,94	207,31	314,5
РП-1
Станки ремонтной мастерской	-	-	160	0,85	0,83/0,64	160	103,3	-	-	160	103,3	190,48	289,44
РП-2
Сварочные аппараты	4	28,46	113,84	0,35	0,65/1,178	39,84	46,93	-	-	-	-	-	-
Приточная вентиляция	4	11	44	0,65	0,8/0,75	28,6	21,45	-	-	-	-	-	-
Мостовой кран	1					6,49	12,85	-	-	-	-	-	-
механизм подъема ПВ%=25%	1	3,25	3,25	0,6	0,45/1,9	-	-	-	-	-	-	-	-
передвижение тележки ПВ%=15%	1	0,968	0,968	0,6	0,45/1,9	-	-	-	-	-	-	-	-
передвижение моста ПВ%=25%	1	6,6	6,6	0,6	0,45/1,9	-	-	-	-	-	-	-	-
Всего по РП-2	11	0,96÷28,4	168,65	0,44	0,63/1,3	74,93	81,23	9	1,08	80,92	89,35	120,54	183,14
ЩРО	-	-	37,8	0,85	0,95/0,33	32,13	10,6	-	-	32,13	10,6	33,83	51,408
ЩАО	-	-	4,2	0,85	1/0	3,57	0	-	-	3,57	0	3,57	5,42
Нагрузка РУ-0,4кВ до установки КУ	27	0,96÷55	862,65	-	-	590,43	494,97	-	-	596,42	467,2	757,62	1151,08
КУ (УКБ-0,38-150У3)	-	-	-	-	-	-	-300	-	-	-	-300	-	-
Нагрузка РУ-0,4кВ на НН	27	0,96÷55	862,65	-	-	590,43	194,97	-	-	596,42	167,2	619,41	941,07
Потери в трансформаторе	-	-	-	-	-	-	-	-	-	15,48	65,03	-	-
Нагрузка на ВН	-	-	-	-	-	-	-	-	-	611,9	232,23	654,48	59,97
Нагрузка РУ-6кВ Силовая нагрузка осн. Насосов 6кВ	4	630	2520	0,65		1638	1228,5	-	1,08	1769	1351,35	2226,12	204,2
Общая нагрузка цеха	31	0,96÷630	3382,65	-	-	2228,43	1423,47	-	-	2380,9	1583,58	2859	262

2.3 Расчет и выбор трансформаторов цеховой подстанции, КТП.

По вычисленным ранее мощностям выбираем двухобмоточные трансформаторы напряжением 6,3/0.4 кВ:

Выбираем два двухобмоточных трансформатора, коэффициент загрузки 0,7.

где: S_тр_. – расчетная мощность трансформатора;

К_з – коэффициент загрузки трансформатора.

Из полученных расчетов выбираем трансформаторы ТСЗ-400/6

Таблица № 3 Технические данные трансформатора:

Тип

S_ном.,

кВA

U_{ном.
обм}.,

кВ

Потери,

кВт

U_к.з.ном.,

I_хх, ном.,

ВН

НН

х.х

к.з.

ТСЗ

630

0,4

1,3

5,4

5,5

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Загрузка в аварийном режиме при отключении одного трансформаторов:

Загрузка трансформатора в нормальном и аварийном режимах находиться в допустимых пределах. .

Для выбранных трансформаторов выберем КТП.

Выбираем КТП-400 кВА.

Тип трансформатора – Т;

Мощность, кВА – 400 кВА;

Напряжение ВН/НН, кВ – 6/0.4;

Шкаф ввода ВН:

Тип шкафа – ВВ-1;

Тип коммутационного аппарата – глухой ввод;

Шкаф ввода НН (вводы):

Секционный – ШСН-1;

Линейный – ШНЛ-1;

Типы коммутационных аппаратов:

На вводах и на секцион. – ВА 52-39;

На отходящих линиях – ВА 51-35.

Выбор шин на РУ-0.4кВ.

Выбираются по условиям нагрева.

- берем из таблицы нагрузок:

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения сечением 60х8. .

Условие выполняется

2.4 Расчет электрических нагрузок завода

Определяем активную мощность:

Определяем расчетную мощность:

Определяем расчетный ток:

Таблица № 4 Сводная таблица электрических нагрузок заводов

Цех	Ррасч., кВт	cos	tg	Qрасч., квар	Sрасч., кВА	Tmax, час	Imax, А
1	2380.9	0,83		1583.58	2859	4500
2	1850	0,93	0,395	730.75	1989	5500	182
3	2700	0,9	0,484	1306	2999	7000	275
4	3200	0,92	0,426	1363	3478	6500	319
5	750	0,9	0,484	363	833	3500	76
Общ.	10881	–	–	5345	-	–	–

2.5 Проверка сети 6 кВ на установку компенсирующего устройства.

Определяем экономически выгодную реактивную мощность.

(так как 2-х трансформаторная подстанция)

По этой расчётной мощности по справочнику выбираем КУ конденсаторная батарея УКМ-6,3-400У1.

Определяем действительный tgφ:

2.6 Расчет и выбор трансформаторов заводской подстанции, с учетом потерь в трансформаторе

По вычисленным ранее мощностям выбираем двухобмоточные трансформаторы напряжением 110/6 кВ:

где: – потери активной мощности в трансформаторе;

– потери реактивной мощности в трансформаторе.

Выбираем два двухобмоточных трансформатора ТДН-10000/110, т.к. у нас среди потребителей есть I категория надежности, т.к. у нас нефтехимическое предприятие, то К_з принимаем равным 0.72.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Загрузка в аварийном режиме при отключении одного трансформаторов:

Загрузка трансформатора в нормальном и аварийном режимах находиться в допустимых пределах. .

Из полученных расчетов выбираем трансформаторы ТДН-10000/110.

Таблица № 5 Технические данные трансформатора:

Тип

S_ном.,

кВA

U_ном._обм.,

кВ

Потери,

кВт

U_кз.ном.,

I_хх,,_ном.,

ВН

НН

х.х

к.з

ТДН

10000

115

6,6

10,5

0,9

2.7 Определение центра электрических нагрузок. Построение картограммы электрических нагрузок.

Для построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия важное значение имеет правильность размещения трансформаторной подстанции. Подстанции всех мощностей и тока должны быть приближены к центрам подключения нагрузки. ЦЭН – обеспечивает наименьшие технико-экономические параметры показателей СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводных материалов, т.е. минимальных приведенных затрат.

При проектировании СЭС предприятий, разрабатывают генеральный план, на котором наносят все производственные объекты: и цеха, и отдельные крупные электроприемники. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия, для того чтобы найти наиболее выгодные варианты расположения понижающих подстанций и источников питания строят картограмму нагрузок. Картограмма нагрузок представляют собой размещение на генеральном плане площади ограниченной кругами, которые в выбранном масштабе соответствуют расчетным нагрузкам цехов. Центр каждого круга цеха должен совпадать с центром нагрузок этого цеха. ЦЭН – является символичным центром потребления энергии предприятия на генеральном плане производства.