Электроснабжение завода по переработке нефти : Курсовая работа (т) по Физика

Рубрикатор

Физика

Курсовые работы (т)

Электроснабжение завода по переработке нефти

Некоммерческое акционерное общество

Алматинский университет энергетики и связи

Кафедра Электроснабжения промышленных предприятий

Специальность 5В0718 - Электроэнергетика

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине «Проектирование систем электроснабжения»

На тему:

Электроснабжение завода по переработке нефти

Выполнил Фируз И.

Группа Эсн- 09-4

Руководитель: ст. преподаватель

Живаева О.П

Алматы 2013

Задание

Тема проекта Электроснабжение завода по переработке нефти

Исходные данные принять из сборника заданий в соответствии с номером заданий.

Содержание курсового проекта:

а) расчет электрических нагрузок по цехам и предприятиям в целом и составление картограммы нагрузок завода;

б) выбор числа и мощности трансформаторов, места расположения цеховых подстанций;

в) выбор напряжения и электрической схемы внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

г) компенсация реактивной мощности;

д) расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратуры, кабелей высокого напряжения;

е) релейная защита, автоматика и учет электроэнергии (без расчета);

ж) конструктивное выполнение проектируемой подстанции;

з) спецификация на основное электрооборудование проектируемой подстанции.

Перечень графического материала:

а) генплан завода с нанесением на него картограммы нагрузок, подстанций и внутризаводской сети высокого напряжения;

б) схема электроснабжения завода;

в) план и разрезы проектируемой подстанции.

Дата выдачи задания

Срок сдачи законченного проекта

Содержание

Введение

. Исходные данные на проектирование

. Расчет электрических нагрузок по заводу

.1 Расчет осветительной нагрузки

.2 Расчет низковольтных электрических нагрузок по предприятию

.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ

.4 Определение потерь мощности в ЦТП

.5 Определение высоковольтных расчетных нагрузок

.6 Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 6 кВ РП

.7 Расчет низковольтной и высоковольтной нагрузки по предприятию

. Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ

.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз с учетом подпитки от СД

.2 Выбор оборудования

.2.1 Выбор выключателей

.2.2 Выбор трансформаторов тока

.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

.2.4 Выбор выключателей нагрузки

.2.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий

.2.6 Выбор шин ГПП

.2.7 Выбор изоляторов

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной энергетики, создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий внедрение и рациональную эксплуатацию высоковольтного электрооборудования, снижения непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении, широкое внедрение устройств управления, распределения и потребления электроэнергии на базе современной вычислительной техники. Все это поднимает проблему подготовки высококвалифицированных специалистов.

И нефтеперерабатывающая отрасль является исключением. Где начинается мощность электрической нагрузки цехов различны от 40 до 3000 кВт, суммарная номинальная мощность составляет 16680 кВт. С учетом коэффициентов использования среднесменная и расчетные мощности будут меньше, т.к. оборудование не работает всею смену в полную мощность. Предприятие не имеет мощных потребителей работающих продолжительно и так как потребителей довольно много то нагрузку предприятие можно условно предсказать путем расчетов.

Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода производиться от подстанции системы от которой будет прокрадываться ЛЭП, на наиболее экономически выгодном напряжении.

В ходе выполнения дипломного проекта развиваются навыки самостоятельного решения задач и практического применения теоретических знаний. Дипломный проект имеет цель правильного решения и выбора уровня напряжения питающей сети воздушных и кабельных линий, электрооборудования.

1. Исходные данные

Тема «Электроснабжение завода по переработке нефти»

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/6.3 кВ (трансформаторы работают раздельно). Мощность к.з. на стороне 115 кВ трансформаторов равна 1400 МВА. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Электрические нагрузки по цехам

№ п/пНаименованиеКол-во ЭП nУстановленная мощность одного ЭП, Pн, кВтРн123451Установки прямой гонки601÷ 8525002Сырьевой парк №1321÷402803Установка термического крекинга568÷7518004Элоу551÷14016005Сырьевой парк №2221÷353106Установка каталитического крекинга5610-8530007Товарно-насосная1710-20017008Водозабор:А) 0.4 кВ201÷40300Б) СД 6 кВ463025209Электроремонтный цех455÷4030010Сырьевой цех251÷4080011Парк готовой продукции261÷4550012Нефтеловушка1810÷2018013Ремонтно- механический цех2410-2535014Заводоуправление481-1550015Склад105-1040

Освещение цехов и территории определить по площади.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет осветительной нагрузки

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формулам:

(2.1)

(2.2)

где Кco - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки,

tgо - коэффициент реактивной мощности, определяется по cosj,

Руо - установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности пола известной производственной площади;

F - площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, м2;

удельная расчетная мощность, кВт/м2.

Все расчетные данные заносятся в таблицу 2.1 - Расчет осветительной нагрузки.

2.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам предприятия производим также методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 2.2 - Расчет электрических нагрузок по цехам напряжением 0,4кВ.

2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Данные для расчета:

Рp0,4= 9447.08кВт;p0,4= 5902.7квар;p0,4= 11139.5 кВА.

Завод относится ко 2 категории потребителей, завод работает в две смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов Кзтр=0,8. Принимаем трансформатор мощностью Sнт=1600 кВА.

Таблица 2.1

Расчет осветительной нагрузки

№№ по плануНаименование производственного помещенияРазмеры помещения, длина (м) ´ширина (м)Площадь помещения, м2Удельная осветительная нагрузка ?о, кВт/м2Коэфф. спроса, КсУстановленная мощность освещения, Рyо, кВтРасчетная мощность осветительной нагрузкиcosj / tgjТип источника светаРро, кВтQро, квар12345678910111Установки прямой гонки31.5x94.52976.70,0140,841.6733.33160,9/0,48ДРЛ2Сырьевой парк №177x11991630,010,691.6354.9701/0ЛН3Установка термического крекинга98x119116620,0140,8163.26130.662.680.9/0.48ДРЛ4Элоу101.5x5656840,0140,879.57663.6530.680,9/0,48ДРЛ5Сырьевой парк №277x11286240,010,686.2451.7401/0ЛН6Установка каталитического крекинга91x112101920,0140,8142.68114.1454.780.9/0.48ДРЛ7Товарно-насосная38.5x94.53638.250,0130,747.2933.101/0ЛН8Водозабор:24.5x45.51114.750,0130,714.4910.14301/0ЛН9Электроремонтный цех49x2512250,0140,817.1513.736.580,9/0,48ДРЛ10Сырьевой цех255.5x115.5295100,0140,8413.14333.71160.180,9/0,48ДРЛ11Парк готовой продукции56x108.560760,010,660.7636.4501/0ЛН12Нефтеловушка28x5615680,0140,821.9517.568.420,9/0,48ДРЛ13Ремонтно- механический цех28x5615680,0140,821.9517.568.420.9/0.48ДРЛ14Заводоуправление42x14058800,020,9117.6105.8450.80,9/0,48ЛЛ15Склад21x11223520,010.623.5214.1101/0ЛН16Территория350x570.598386.050.0051491.93491.93236.1260,9/0,48ДРЛ

Таблица 2.2

Расчет электрических нагрузок по цехам, U = 0,4кВ

№ цеховНаименование цеховКол-во ЭП, nУстановленная мощность, кВтmKиcosj /tgjСредние нагрузкиnэKмРасчетные нагрузкиIр, АРн min¸ Рн maxåPнPсм, кВтQсм, кварPp, кВтQp, кварSp, кВА123456789101112131415161Установки прямой гонкиа) силовая601÷852500>30,50,75/0.8812501100591,111387.51100б) осветительная33.3316Итого1420.811161806.725812Сырьевой парк №1а) силовая321÷40280> 30,30,8/0.758463141,45121.863б) осветительная54.970Итого176.7763187726813Установка термического крекингаа) силовая568÷ 751800> 30.650,85/0,621170725.4481.081263.6725.4б) осветительная130.662.68Итого1394.2788.1160222894Элоуа) силовая551÷ 1401600> 30,50,8/0.75800600231,17936600б) осветительная63.6530.55Итого999.65630.55118216885Сырьевой парк №2а) силовая221÷ 35310> 30,30,8/0.759369.75181,37127.469.75б) осветительная51.740Итого179.1469.75192.2274.66Установка каталитического крекингаа) силовая5610÷ 853000< 30,50,8/0.7515001125561.1116651125б) осветительная114.1454.78Итого1779.141179.8213530507Товарно-насоснаяа) силовая1710÷2001700> 30,60,8/0,751020765171,161183.2765б) осветительная33.10Итого1216.37651436.872052.68Водозабор:а) силовая201÷ 40300> 30,60,8/0,75180135151.18212.4135б) осветительная10.140Итого222.5135260.28371.89Электроремонтный цеха) силовая455÷ 40300< 30,30,8/0,759067.5151.41126.967.5б) осветительная13.726.58Итого140.6274.08158.9227.0510Сырьевой цеха) силовая251÷ 40800> 30,30,8/0.75240180251.28307.2180б) осветительная333.71160.18Итого640.9340.18725.581036.511Парк готовой продукцииа) силовая261÷ 45500> 30,30,8/0,75150112.5221.28192112.5б) осветительная36.450Итого228.48112.5254.6363.7812Нефтеловушкаа) силовая1810÷20180> 30,30,7/1,025455181.3773.9855б) осветительная17.568.42Итого91.5463.42111.36363.7813Ремонтно-механический цеха) силовая2410÷ 25350> 30,30,7/1,02105107.1241,28134.4107.1б) осветительная17.568.42Итого151.96115.5190.88272.614Заводоуправлениеа) силовая481÷ 15500> 30,30,7/1,02150153481.16174153б) осветительная105.8450.8Итого279.84203.8346.2494.515Склада) силовая105÷ 1040> 30,30,8/0.7512981,619.29.9б) осветительная14.110Итого33.319.934.749.616Освещение территорииа) силовая8955.155666.58б) осветительная491.93236.13Итого9447.085902.711139.515913.6

Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле

где - суммарная расчетная активная нагрузка;

- коэффициент загрузки трансформатора;

- принятая номинальная мощность трансформатора;

- добавка до ближайшего целого числа

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле

где - дополнительное число трансформаторов;

- определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат.

Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m = 0, значит

трансформаторов.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q1, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле

Рисунок 2.1

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Qнбк ?

Отсюда

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор

Выбираем батареи конденсаторов типа УКМ-0,4-250-50 У3.

На основании расчетов, полученных в данном пункте, составляется таблица 4, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Таблица 4

Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП

№ТП, Sн.тр, QНБК№ цеховРР0,4, кВтQР0,4, кварSР0,4, кВAКз123456ТП 1(2х1600)кВА QНБК=2х250=500квар11420.811162176.7635179.1469.758222.51359140.6274.081291.5463.4313151.96115.51533.319.9QНБК-500Итого2416.571146.652674.810.84ТП 2(2х1600)кВА ТП 3(2х1600)кВА QНБК=4х250=1000квар QНБК31394.2788.161779.141179.871216.376514279.84203.8-1000Итого4669.481936.75055.1810.79ТП 4(2х1600)кВА4999.65630.55QНБК=2х250=500квар10640.9340.18Освещение территории11224.48112.5QНБК491.93236.126Итого2356.96819.3562495.3170.78

2.4 Определение потерь мощности в ЦТП

Фактические потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах равны

где активные потери холостого хода;

активные потери короткого замыкания;

ток холостого хода трансформатора, %;

напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

коэффициент загрузки трансформатора;

количество трансформаторов

Таблица 5

Технические характеристики трансформатора

Тип трансформатораНапряжение, кВПотери, ВтНапряжение кз, %Ток хх, %ВНННххКзТПС(З)-16006-100,42750135006,00,7

Трехфазные сухие трансформаторы с литой изоляцией типа ТПС З (с кожухом) мощностью 250-2500 кВА и класса напряжения до 10 кВ предназначены для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. Устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым предъявляют повышенные требованиям в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты.

Обмотки низшего напряжения изготавливаются из алюминиевой фольги с изоляцией из стеклотканевого препрега. Обмотки высшего напряжения заливаются эпоксидной смолой в вакуумзаливочной машине.

Трансформаторы выпускаются в исполнении со степенью защиты IP00 или IP21. Против перегрева трансформаторы защищены тепловой позисторной защитой, встроенной в обмотку низшего напряжения и выведенной на клеммы теплового реле. Регулирование напряжения до ±5% ступенями по 2,5%. ПБВ (переключение без возбуждения путем перестановки перемычек).

Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибрации, ударов, в химически активной, взрывоопасной, содержащей пыли окружающей среде.

Структура условного обозначения трансформатора: ТСЛ (З) - Х/Х УЗ

Т - трехфазный;

С - охлаждение естественное воздушное;

Л - тип изоляции;

(З) - исполнение защищенное;

- Х - типовая мощность в киловольт-амперах;

Х - класс напряжения обмотки ВН;

УЗ - климатическое исполнение и категория размещения.

ТП 1,

Кз=0,84; N=2.

ТП2,ТП 3

Кз=0,79; N=4.

ТП2; Кз=0,78; N=2.

Суммарные потери в трансформаторах

2.5 Определение высоковольтных расчетных нагрузок

Используем СД для компенсации реактивной мощности на стороне ВН.

Определение расчетных активных и реактивных мощностей для СД

Выбираем тип СДН-2-16-44-12

.6 Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 6 кВ РП

Рисунок 2.2

Составляется уравнение баланса реактивной мощности для шин 6 кВ ГПП:

где величина резерва реактивной мощности на предприятии, определяется по формуле

входная реактивная мощность задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы и определяется по формуле

Для индивидуальной компенсации реактивной мощности на шинах выбираем высоковольтные батареи конденсатора типа 2хУКЛ-6.3-450 У3.

2.7 Расчет низковольтной и высоковольтной нагрузки по предприятию

Расчет силовой нагрузки по предприятию, включая низковольтную и высоковольтную нагрузки, потери в трансформаторах ЦТП, приведены в таблице 6.

Таблица 6

Уточненный расчет мощности по промышленному предприятию

№№ ТП, Sнт, QБК ТП№ цехаnPn min -Pn maxSPнКиСредняя мощностьnэKмРасчетные мощностиKзРсм, кВтQcм, кварРр, кВтQр, кварSp, кВА1234567891011121314ТП1, (2х1600)кВА1601÷8525000.5125011002321÷402800.384635221÷353100.39369.758201÷403000.61801359455÷403000.39067.5121810÷201800,3545513241-155000.315015315105-10400.3129Силовая2311-8544100.419131652.25103.71.0820661652.25Осве-ная 213.13 78.84 QНБК -500 Итого 2279.13 1231.09 2590.3 0.81 ТП 2, ТП3. (4х1600) кВА Силовая ОсветительнQНБК3568÷7518000.651170725.465610÷8530000.51500112571710÷20017000.6102076514481÷155000.31291771÷20070000.537022624.4701.104072.22624.4383.68168.26-1000Итого4455.81792.64802.80.75ТП 44551-14016000.5800600(2х1600)кВА10251-408000.318018011261-455000.3112.5112.5Силовая1061-14029000.4892.5892.541.41.151368.5892.5Осветительн433.81190.73Освещ. терит491.93236.12QНБК-500Итого2294.24819.352436.160.76Итого по заводу 0,4кВ9029.173843.04?Ртр?, ?Qтр?91.17581.47Итого по заводу 10кВ9120.344424.510136.9Водозабор21421028.16QВБК-900Итого по заводу11262.34552.612147.67

3. Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

При решении задач оптимизации промышленного электроснабжения возникает необходимость сравнения большого количества вариантов.

Много вариантность задач промышленной энергетики обуславливает проведения технико-экономического расчета, целью которого является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта:

I вариант - ЛЭП 110 кВ;
II вариант - ЛЭП 35 кВ;
III вариант - ЛЭП 6 кВ.

Вариант 1

Рисунок 3.1 - Первый вариант схемы электроснабжения

Выбираем электрооборудование по I варианту.

Выбираем трансформаторы ГПП

Рассмотрим 2 трансформатора мощностью 10000 кВА:

Таблица 7

Технические характеристики трансформатора

Тип трансформатораНапряжение, кВПотери, кВтНапряжение кз,%Ток хх, %ВНННххкзТДН-10000/11011511105810,50,4

Трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ± 9х1,78% со стороны ВН. Автоматическое управление осуществляется от автоматического контроллера поставляемого вместе трансформатором. Применение трансформатора типа ТДН позволяет обеспечить потребителю надежное электроснабжение в течение всего срока эксплуатации.

Структура условного обозначения ТДН-Х/110-У1

Т- трансформатор трехфазный;

Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н - с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);

Х - номинальная мощность, кВА;

-класс напряжения, кВ;

У1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.

Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

где - число часов включения, для трехсменной работы

- число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки:

где - число часов использования максимума

Выбираем сечение проводов ЛЭП 110 кВ

Определим мощность, проходящую по ЛЭП

а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ)

где плотность тока для воздушных линий.

Принимаем стандартное ближайшее сечение Fэ=70мм2, Iдоп= 265А

б) по условию потерь на «корону»

Так как для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм2, то принимается провод марки АС -70, Iдоп=265 А.

в) на нагрев рабочим током

Iдоп .пров.> Iр, (265А > 29.4А)

г) по аварийному режиму

,3 ´ Iдоп .пров.> Iав., (345> 58.71А)

Окончательно принимаем провод марки АС-70, I доп = 265 А

Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ

где

- удельное активное сопротивление АС-70

Выбор оборудования на U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.2) и рассчитаем ток короткого замыкания.

Рисунок 3.2- Схема замещения

Определяем базисный ток

Определяем сопротивление системы

Определяем сопротивление ЛЭП

Определяем ток короткого замыкания в точке К-1

Определяем ток короткого замыкания в точке К-2

Определяем ударный ток в точке К-1

Определяем ударный ток в точке К-2

Мощность короткого замыкания

После расчета токов КЗ произведем выбор оборудования

выключатели В1, В2, В3, В4: LTB-145
разъединители: NSA123/1000
ограничители перенапряжения: PEXLIM 110кВ, Uн=110 кВ
Определим капитальные затраты на выбранное оборудование
1) Затраты на трансформаторы ГПП
Ктр.гпп=2?(73.3)= 146.4 млн.тг.
2) Затраты на ЛЭП-110 кВ
КЛЭП-110=l?Клэп=5,5?(3.6)= 19.8 млн.тг.
3) Затраты на выключатели В1-В4
КВ1-В4=4?(12)= 48 млн. тг.
4) Затраты на разъеденитель
Кразъед.= 4?(3)=12 млн.тг.
5) Затраты на ОПН
КОПН=4?(0.6) = 2.4млн.тг.
Суммарные затраты
SКI= Ктр.гпп + КЛЭП-110 +КВ1-В4+ Кразъед. + КОПН,
SКI=48 +19.8+12 +2.4 +146.4=228.6 млн.тг.
Суммарные издержки рассчитываются по формуле
SИI=Иа+Ипот+Иэксп,
Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К
Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028
Для распредустройств и подстанций Еа=0,063
Амортизационные отчисления на оборудование
Иа.обор.=Еа.обор?SКобор.=Еа.обор?( КВ1-В4+ Кразъед. + КОПН+Ктр.гпп),
Иа.обор =0,063?(48 +12 +2.4+146.4)=13.15 млн.тг.
Амортизационные отчисления на ЛЭП
Иа.лэп=Еа.лэп?Клэп=0,028?19.8=554 тыс. тг.
Суммарные амортизационные отчисления
Иа= Иа.обор +Иа.лэп=12+0,64 =12.64 млн.тг
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор. ?SКобор=0,03?208.8=6.26 млн. тг
Издержки на эксплуатацию ЛЭП
Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп= 0,028?19.8 =554 тыс. тг..
Стоимость потерь электроэнергии Со=12 тг./кВт.?ч
Определим издержки на потери электроэнергии:
Ипот=Со?(DWтр. гпп+DWЛЭП-110)=12?(262439.18+44742.5)=3.6 млн.тг.
Определим суммарные издержки
SИI=Иа+Иэксп+Ипот=(13.155+0.55)+(6.26+0.55)+3.68=24.21.тг.
Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению
ЗI = Е . (КI+ИI )=0,12?(228.61 +24.21)= 30.33млн.тг.
где Е = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений
Вариант 2

Рисунок 3.3 Второй вариант схемы электроснабжения
Выбираем электрооборудование по II варианту.
Выбираем трансформаторы ГПП
Принимаем 2 трансформатора 2?10000кВА, Кз=0,6 типа ТДНС-10000/35-У1
Таблица 9
Технические характеристики трансформатора

Тип трансформатораНапряжение, кВПотери, кВтНапряжение кз,%Ток хх, %ВНННХхкзТДНС-10000/3536,756.38.5608.00,3

Трансформатор силовой, трехфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ± 8х1,5% со стороны ВН. Автоматическое управление осуществляется от автоматического контроллера поставляемого вместе трансформатором. Предназначены для работы в электрических сетях собственных нужд электростанции. Применение трансформатора типа ТДНС позволяет обеспечить потребителю надежное электроснабжение в течение всего срока эксплуатации.
Структура условного обозначения ТДНС-Х/35-У1
Т- трансформатор трехфазный;
Д - с естественной циркуляция масла и принудительной циркуляцией воздуха;
Н- с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);
С - предназначен для работы в электрических сетях собственных нужд электростанции;
Х - номинальная мощность, кВА;
35 - класс напряжения, кВ;
У1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
Определим потери мощности в трансформаторах ГПП

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП

где - число часов включения, для трехсменной работы

- число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки()

Выбираем сечение проводов ЛЭП 35 кВ

Определим мощность, проходящую по ЛЭП

а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ)

где -плотность тока для воздушных линий.

Принимаем стандартное ближайшее сечение сечение Fэ= 95мм2, Iдоп= 330 А, АС-95

б) на нагрев рабочим током АС 95

Iдоп .пров.> Iр, (330А > 91.35А)

в) по аварийному режиму

,3 ´ Iдоп .пров.> Iав., (429А> 182.7 А)

Окончательно принимаем провод марки АС-95 ,I доп= 330А

Определим потери электрической энергии в ЛЭП 35 кВ

где

- удельное активное сопротивление АС-95

Выберем трансформаторы энергосистемы
Выбираем два трансформатора типа ТДТН-63000/110/35/6
Трансформатор силовой, трехфазный, трехобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ±9х1,78% со стороны ВН, с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ), с диапазоном регулирования ±2х2,5% со стороны СН. Автоматическое управление осуществляется от автоматического контролера поставляемого вместе с трансформатором. Применение трансформатора типа ТДТН - обеспечить потребителю надежное электроснабжение в течение всего срока эксплуатации.

Таблица 10

Паспортные данные

Тип трансформатораНапряжение, кВПотери, кВтНапряжение кз,%Ток хх, %ВНСНННххКзВН-СНВН-ННСН-ННТДТН-63 000/110/35/611538,56.65029010,518.07.00,3

Структура условного обозначения ТДТН-Х/110/35-У1
Т-трансформатор трехфазный;
Д - с естественной циркуляция масла и принудительной циркуляцией воздуха;
Т-трехобмоточный;
Н - с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);
Х - номинальная мощность, кВА; 110 -класс напряжения, кВ;
35 - класс напряжения, кВ;
У1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
Найдем g1-коэффициент долевого участия проектируемого завода в мощности трансформаторов энергосистемы:

Найдем потери электроэнергии в трансформаторах ГПП

Выбор оборудования на U=35 кВ

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.4) и рассчитаем ток короткого замыкания.

Рисунок 3.4

Sб =1000МВА; Uб = 35 кВ; хс= 0,71 о.е.
Определяем базисный ток

Определяем сопротивление трансформатора системы

Определяем сопротивление ЛЭП

Определяем ток короткого замыкания в точке К-1

Определяем ток короткого замыкания в точке К-2

Определяем ударный ток в точке К-1

Определяем ударный ток в точке К-2

Мощность короткого замыкания

После расчета токов КЗ произведем выбор

Выключатели В1, В2 выбираем по аварийному току трансформаторов системы. Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2

электроснабжение нефтеперабатывающий трансформатор силовой

Выбираем выключатели В1,В2 типа 38РМ31-12В

Таблица 11

Проверка выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн= 38 кВ Iн= 1200 А Iоткл= 31,5 кА Iдин=82 кАUр= 35 кВ Iав.В1,В2= 1009.26 А Iк1=2.5кА iуд1= 6.36кАUн³Uр Iн³ Iав.тр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Найдем ток, проходящий через выключатель В3

Выбираем выключатели В3 типа 38РМ31-12В

Таблица 12

Проверка выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн= 38 кВ Iн= 1200 А Iоткл= 31,5 кА Iдин= 82 кАUр= 35кВ IрВ3= 504.13 А Iк1= 2.5А iуд1= 6.36 кАUн³Uр Iн³ Iр.тр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Выключатели В4-В7 выбираем по аварийному току завода: Iав.= 182.7 А

Выбираем выключатели В4-В7 типа 38РМ31-12В.

Таблица 13

Проверка выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн=38 кВ Iн= 1200 А Iоткл= 31,5 кА Iдин= 82 кАUр= 35 кВ Iав= 182.7 А Iк1=2.5 кА iуд1= 6.36кАUн³Uр Iн³ Iртр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Выбираем разъединители типа NSA72.5/1250
Uн Uр; 35кВ 35кВ.
Iн Iав; 1600А 182.7А.
Iпред.сквоз.дин Iу; 79кА 5.18кА.
Iпред.терм.ст-ти Iкз; 31.5кА 2.036кА.

Выбираем ограничители перенапряжения: РEXLIM 35кВ, Uн=35 кВ.

Определим капитальные затраты на выбранное оборудование

)Затраты на трансформаторы ГПП

Ктр.гпп=2?(315 000?200)= 126 млн.тг.

)Затраты на ЛЭП-35 кВ

КЛЭП-35=l?Клэп=5,5?(30 000?150)= 24.75 млн.тг.

)Затраты на выключатели В4-В7

КВ4-В7=4?(40000?200)= 32 млн. тг.

)Затраты на разъеденитель

Кразъед.= 4?(10000?200)=8 млн.тг.

)Затраты на ОПН

КОПН=2?(3500?200) = 1.4 млн.тг.

) Затраты на трансформаторы системы

Ктр.сист=g1?2?Ктр.сист= 0,092 ?2? (360) = 662.4 млн.тг.

) Затраты на выключатели В1,В2

КВ1,В2=g2?2?КВ1,В2= 0,15 ?2?(8000000) = 2.4 млн.тг..

8) Затраты на выключатель В3

КВ3=g3?КВ3= 0,076? (8000000)= 0.6млн. тг.

Суммарные затраты

SКII= КВ4-В7+ КЛЭП-35+Кразъед.+ КОПН+ Ктр.гпп+Ктр.сист.+ КВ1-В2 + КВ3,

SКII=32+8+24.75+1.4+126+662.4+2.4+0.6=857.71млн.тг.

Суммарные издержки рассчитываются по формуле:

SИII=Иа+Ипот+Иэ.

Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К

Для ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028

Для распредустройств и подстанций Еа=0,063

Амортизационные отчисления на оборудование

Иа.обор.=Еа.обор×SКобор.=Еа.обор×( КВ4-В7+Кразъед+КОПН+Ктр.гпп+Ктр.сист.+КВ1-В2

+КВ3); Иа.обор.=0,063?832.96=52.47 млн.тг.

Амортизационные отчисления на ЛЭП

Иа.лэп=Еа.лэп?Клэп=0,028?24.75=0.693млн.тг.

Суммарные амортизационные отчисления

Иа= Иа.обор +Иа.лэп=52.47+0.693 =53 млн.тг

Издержки на эксплуатацию оборудования

Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор. ?S Кобор.=0,03?832.96=24.98 млн.тг.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП

Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп=0,028?24.75=0.693 млн.тг.

Суммарные издержки на эксплуатацию

Иэкспл= Иэкспл.обор.+ Иэкспл.лэп =24.98+0.693=25.68 млн. тг

Стоимость потерь электроэнергии Со=12 тг/кВт?ч

Определим издержки на потери электроэнергии

Ипот=Со(DWтр. гпп+DWЛЭП-35 +DWтр. сист)

Ипот =12?(249350.8+45376.9+616744.5)=10.9тыс.тг.

Определим суммарные издержки

SИII=Иа+Ипот+Иэксп=53+10.9+25.68=89.58 млн.тг.

Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению

ЗII=Е.( КII+ИII)=0,12?(857.71+89.58)=113.67 млн.тг.

где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений

Вариант 3

Рисунок 3.5 - Третий вариант схемы электроснабжения

Выбираем электрооборудование по III варианту.

) Выберем сечение ЛЭП-6 кВ

Определим мощность, проходящую по ЛЭП

Выбираем сечение проводов ЛЭП 6кВ

а) Определим сечение по экономической плотности тока

где плотность тока для воздушных линий.

Так как для ЛЭП 6 кВ максимальное сечение 120 мм2,то принимаем

F=5×120= 600мм2 > 485.2мм2

Количество проводов в одной цепи получилось 5, то дальнейший расчет не целесообразен с экономической и технической точки зрения невозможно и большие потери.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-6 кВ

где - удельное активное сопротивление АС-120

По конструктивному исполнению и по потерям электроэнергии рассмотрение этого варианта не целесообразно.

Таблица 17

ВариантыUн, кВКS, млн. тг.ИS, млн. тг.ЗS, млн. тг.I110228.624.20530.34II35857.7189.58113.67

Вывод: проходит I вариант по минимальным годовым потерям в трансформаторе и ЛЭП.

4. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз (U= 6 кВ) с учетом подпитки от СД

Рисунок 4.1 Схема замещения электроснабжения ГПП

Sб=1000МВА; хс= 0,71 ; Uб= 6.3кВ.

Определяем базисный ток

Токи КЗ в точке К-1, К-2 рассчитаны выше, то остается рассчитать токи в точках К-3.

Определяем ток короткого замыкания в точке К-3

Рассчитаем ток подпитки от СД

В цехе установлено 4 синхронных двигателя типа СДН-2-16-36-10 со следующими характеристиками:

Таблица 18

ТипРном,кВтUном,кВf,об/минx//d,%xl,%TaсрадСДНЗ-2-16-36-10630660021.421.40,05617.5

Находим полную мощность СД

Определяем расчетный ток СД

Выбираем марку и сечения кабеля к СД

а) по экономической плотности тока

б) по минимальному сечению

Принимаем кабель маркой ААШв-6-(3х120) , Iдоп= 265>54.6 А.

Данные кабеля: r0= 0,27 Ом/км; х0=0,323 Ом/км.

Тогда ток короткого замыкания от двигателей будет равен

Суммарный ток КЗ в точке К-3 на шинах 6 кВ с учетом подпитки от двигателей компрессорной будет равен

Ударный ток в точке К-3

Мощность КЗ

4.2 Выбор оборудования

4.2.1 Выбор выключателей

Расчетный ток

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-6-20/1600У2

Секционный выключатель

Принимаем выключатель типа ВВ/TEL-6-20/1600У2

Таблица 19

Вводные выключателиСекционный выключательРасчетныеПаспортныеРасчетныеПаспортныеUн , кВ6666Iн , А1067.8816001067.881600Iотк , кА13.372013.3720

Выбор выключателей отходящих линий

Магистраль ГПП - (ТП1):