Электроснабжение завода технического углерода

Содержание Введение

1. Технологический процесс

1.1 Общая характеристика производства

1.2 Производство технического углерода (сажи)

1.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода

1.4 Производство электроэнергии

2. Выбор напряжения электрической сети

3. Определение расчетных электрических нагрузок

3.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

3.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

3.3 Расчетная нагрузка всего завода

4. Определение количества и мощности трансформаторов

4.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

4.2 Определение мощности КУ напряжения до и выше 1 кВ

4.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

4.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

4.5 Картограмма нагрузок

4.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

4.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчетная схема

5.2 Схема замещения и его параметры

5.3 Определение токов короткого замыкания

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

6.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

6.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем

7. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

7.1 Выбор ограничителей перенапряжения

7.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ

7.3 Выбор и проверка разъединителей

7.4 Выбор трансформаторов тока

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

7.6 Выбор шин и изоляторов

7.7 Выбор заземлителей

7.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ

8. Определение расчетных электрических нагрузок

8.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

8.2 Расчет электрических нагрузок

8.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

8.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

9. Релейная защита и автоматика

9.1 Общие вопросы релейной защиты

9.2 Параметры релейной защиты

9.3 Выбор источника оперативного тока

9.4 Защита цеховых трансформаторов

9.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

10.2 Мероприятия по обеспечению безопасности оборудования. Электробезопасность

10.3 Пожарная безопасность

10.4 Охрана окружающей среды

10.5 Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

11. Расчет защитного заземления насосной оборотного водоснабжения

11.1 Выбор системы освещения и освещенности насосной оборотного водоснабжения

11.2 Светотехнические характеристики проектируемого освещения

11.3 Расчет и выбор схемы питания

12. Экономическая часть

12.1 Определение КПД системы электроснабжения

12.2 Капитальные затраты проектируемой сети

12.3 Затраты на организацию обслуживания

12.4 Определение технико-экономических показателей

13. Энергоэффективность

13.1 Энергоэффективность предприятия

13.2 Энергосберегающие технологии в электроосвещении

13.3 Энергосберегающие технологии в электроприводе Заключение Список использованной литературы электроснабжение завод трансформатор изолятор

Введение

Дипломное проектирование является заключительным этапом обучения студента в вузе. Оно позволяет наряду с систематизацией и закреплением теоретических знаний, полученных в процессе обучения, всесторонне расширить и углубить их в процессе проектирования системы электроснабжения предприятия, соответствующего специальности будущего инженера-электрика.

Темой дипломного проекта является «Электроснабжение завода технического углерода» .

Данный дипломный проект содержит как описательную, так и расчетные и графические части, связанную с выбором системы электроснабжения и соответствующим выбором электрооборудования, КЛ, схем и аппаратов РЗиА как элементов этой системы.

Несмотря, на то, что методика проектирования еще осталось со времен СССР и проект сам является учебным, сама тематика и цель проектирования заставляют применять современное оборудование, составлять варианты схем электроснабжения, а также анализировать возможности применения энергосберегающих технологий и делать робкие шаги анализа технологических процессов в целях снижения энергоемкости производства технического углерода.

Целью данного дипломного проекта является разработка схемы электроснабжения предприятия, выбор его параметров, оборудования. На основании расчетов выполнения требуемой части графических работ, а также произвести анализ возможности снижения энергоемкости производства технического углерода, разработать и рекомендовать на применение методы снижения энергопотребления на проектируемом предприятии.

В системе цехового распределения электроэнергии настоящим проектом предусмотрено широкое использование комплектных распределительных устройств и подстанций, что обеспечивает гибкую, экономичную и надежную систему распределения электроэнергии. При этом широко используются современные системы автоматики, микропроцессорные и надежные устройства защиты элементов системы электроснабжения и источников питания.

С учетом этого вопроса, рационального ведения технологических процессов на проектируемом предприятии, основным мероприятием следует считать повсеместную, строго контролируемую экономию тепловой и электрической энергии.

Потребление электрической энергии на проектируемом предприятии зависит от целого ряда факторов технологического и производственного характера, к которым можно отнести совокупность способов и средств осуществления производственного процесса, техническое состояние механического и электрического оборудования, степень его использования.

Основными технологическими причинами, влияющими на удельный расход электрической энергии, являются уровень совершенства технологической схемы и технологического оборудования и удельные нагрузки на основное оборудование.

Значительное влияние на удельный расход электрической энергии оказывают также и другие, не менее важные факторы, обусловленные состоянием вспомогательного производственного оборудования. Сюда относятся, прежде всего, техническое состояние электрооборудования и применяемые транспортные средства на предприятии, а также степень загрузки электрического оборудования (электродвигателей, трансформаторов и др.).

В условиях современного производства должны предприниматься меры по рациональному использованию электрической энергии. Последнее должно обеспечиваться методологически обоснованным нормированием потребления электрической энергии на участках, в цехах и на предприятиях в целом, осуществлением целого ряда мероприятий по экономному расходу электрической энергии.

Основу энергосбережения в электроэнергетике химических и нефтехимических производств должно составлять планомерная реализация комплекса технических и технологических мер, которым должна предшествовать оптимизация электропотребления инфраструктуры на системном уровне. Ее целью является упорядочение электропотребления объектами инфраструктуры, экономия направленных на оплату за потребленную электроэнергию средств, полученная за счет организационных мероприятий, а также создание научно обоснованных предпосылок для проведения целенаправленных энергетических обследований с последующей реализацией технических и технологических мер по энергосбережению.

Вопросы снижения энергоемкости и энергосбережения актуальны не только проектируемом предприятии, но и в масштабах всей страны.

Суммарная установленная мощность энергетического оборудования в стране велика, поэтому борьба за повышение коэффициента полезного действия и коэффициента использования энергетического оборудования, энергетических и топливных ресурсов в современных условиях приобретает особо важное значение. Снижение потребления топлива только на 1% эквивалентно мощности крупной современной электростанции (2−3 млн кВт), что вместе с тем приводит к экономии многих миллионов тонн топлива, способствует сохранению окружающей среды.

Борьба за высокую рентабельность и рациональное использование электрической энергии в современных условиях идет по пути создания мощных высокоэкономических и высокоэффективных энергетических установок, реализации экономически оправданных методов проектирования и эксплуатации электроприводов, рационального использования электроэнергии. Особо необходимо подчеркнуть, что в вопросах экономии электроэнергии, повышения ее качества наиболее ощутимые результаты могут быть достигнуты в процессе реализации современных рациональных методов выбора электрооборудования и электрического привода при разработке того или иного технологического процесса, с компенсацией, при необходимости, избытка потребляемой реактивной мощности. Если для потребителя электрической энергии энергоэффективность становится актуальной и главной задачей поставленной временем, то для производителей электрической энергии на ряду с энергоэффективностью производств по выработке электрической энергии (особенно ТЭС) встает вопрос резкого увеличения производственных мощностей. Так как электроэнергетика является базовой и прорывной отраслью Российской экономики по пути к модернизации страны. Электроэнергетика предназначена для удовлетворения потребностей народного хозяйства и населения страны в электроэнергии в теплоэнергии, а также обеспечения экспорта электроэнергии страны СНГ и Дальнего зарубежья от устойчивой и надежной работы отрасли во многом зависит энергетическая безопасность страны.

Перспективы развития электроэнергетики определены Электроэнергетической стратегией России на период до 2020 г., которая была утверждена Правительством РФ 28 августа 2003 г.

Как и в настоящее время, в перспективе структуру вводов генерирующих мощностей будут определять особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов:

· новые атомные электростанции должны сооружаться в европейских районах страны и частично на Урале и Дальнем Востоке;

· гидроэлектростанции целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке;

· тепловые электростанции на угле придется вводить не только в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в европейских районах страны;

· при модернизации газомазутных ТЭС основным направлением станет замена паровых турбин на парогазовые установки в новых корпусах тех же площадках, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.

Энергетической стратегией России намечается при благоприятном варианте развития увеличить производство электроэнергии на АЭС до 195 млрд. кВт•ч в 2010 г., а в 2020 г., до 300 млрд. кВт•ч, для чего необходимо ввести на АЭС до указанного последнего срока 34−36 млн. кВт мощностей.

В условиях неравномерного размещения топливных ресурсов большое значение имеет программа развития гидроэнергетики. Так, до 2010 г. должно быть завершено сооружение Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагской, Зеленчукских и касакада Нижне-Черекских ГЭС на Северном Кавказе, начат ввод мощностей на строящихся гидроэлектростанциях, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе.

После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом на ГЭС по 3−4 млн. кВт мощностей в пятилетку. В соответствии с этим в 2011;2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке. Необходимо также приблизить начало сооружения Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и строительства каскада ГЭС на Нижней Ангаре, чтобы ввести первые агрегаты головных ГЭС до 2020 г.

Кроме того, в Минэнерго РФ изучается возможности привлечения инвестиций на сооружение Туруханской ГЭС с установленной мощностью 12 млн. кВт и ежегодной выработкой 46 млрд. кВт ч электроэнергии. Осуществление этого проекта сделало бы Туруханскую ГЭС крупнейшей электростанцией в России, поставив её в один ряд с такими грандами мировой гидроэнергетики, как ГЭС «Итайпу» в Бразилии и ГЭС «Три ущелья» в Китае.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 62−65%. Выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 г., как намечается, возрастет в 1,4−1,5 раза по сравнению с 2001 г. и может составить в год 655−690 млрд. кВт•ч к 2020 г, как за счет введения новых мощностей, так и за счет модернизации старых станций.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейских районах и ужесточение экологических требований обуславливают потребность скорейшего внедрения новых технологий в теплоэнергетике. Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями, прежде всего, являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твердое топливо, — это экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже — газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установок до 50%, а в перспективе — до 60% и более.

Исходя из требований времени и современного состояния электроэнергетики, данный дипломный проект предназначен для решения конкретных задач в области энергоэффективности, энергосбережения и бережливого производства в проектируемом предприятии.

Актуальность данного дипломного проектирования продиктовано проблемами уменьшения издержек за счет повышения надежности внутризаводской системы электроснабжения и уменьшения потерь электроэнергии, а также уменьшение электроэнергетической доли в себестоимости производства технического углерода.

Задачи данного дипломного проекта исходят от поставленных целей, т. е. разработка схемы электроснабжения завода технического углерода:

· определение расчетных нагрузок предприятия;

· построение картограммы нагрузок на генеральном плане предприятия и определение центра энергетических нагрузок;

· определение оптимальной схемы электроснабжения завода, путем сравнения вариантов схем электроснабжения;

· выбор оборудования для принятого варианта схемы электроснабжения;

· разработка вопроса повышения энергоэффективности предприятия и рассмотрение вопросов энергосбережения на проектируемом предприятии.

1. Технологический процесс

1.1 Общая характеристика производства В настоящее время предприятие химической и нефтехимической промышленности, которому относится проектируемое предприятие, потребляет значительное количество электрической энергии. Внедрение новых энергоемких технологических процессов и повышение общего технологического уровня производства технического углерода вызывает необходимость значительного повышения уровня надежности электрооборудования и экономичного использования электрической энергии.

Проектируемое предприятие (ОАО «НКТУ») снабжается электрической энергией от подстанции «Нижнекамская» по двухцепной ВЛ-110кВ. По условиям бесперебойности электроснабжения данное предприятие относится к потребителям 2-ой категории, но имеются потребители 1-ой категории.

Потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные (АД) и синхронные (СД) электродвигатели технологического оборудования (компрессоры, нагнетатели, насосы, турбогазодувки, вентиляторы, мешалки и др.). По условиям окружающей среды помещения в основном относятся к нормальным, поэтому в качестве основных приводных АД приняты электродвигатели серии 4А и 5А.

На предприятии по условиям окружающей среды имеются взрывоопасные зоны, где применяются электродвигатели серии ВАО и ВАО2. На заводе имеется технологическая электрическая станция оснащенная двумя турбогенераторами — мощностью 2×6 МВт, типа Т6−2 У3.

Основной технологический процесс на проектируемом предприятии, это производство технического углерода, а вспомогательный технологический процесс, это производство электрической энергии.

1.2 Производство технического углерода (сажи) Технический углерод (сажа) находит применение в шинной, резинотехнической, полиграфической, лакокрасочной и других отраслях промышленности. Производство технического углерода основано на разложении углеводородов под действием высокой температуры в одних случаях с недостатком воздуха, в других — при термическом разложении сырья без доступа воздуха.

По способу производства технический углерод подразделяется на: печной из масел, печной из газа, канальный из газа, канальный из масел, печной из масел и газа. В качестве сырья для получения технического углерода используют продукты переработки нефти — зеленое масло, термогазойли, экстракты каталитического риформинга, а также — природный газ.

Основные компоненты сырья для получения технического углерода:

· коксохимическое сырье для производства технического углерода; антраценовая фракция, антраценовое масло и пековые дистилянты, получаемые при разработке каменноугольной смолы, ГОСТ 11 126–88;

· тяжелая пиролизная смола (нефтехимическое сырье), получаемая на этиленовых производствах нефтехимических заводов, марок, А ОКП 24 5126/3410 и Б ОКП 24 5126/3420, ТУ 38.1 020 256−89.

Особенностью производства технического углерода по разным технологическим схемам является выход низкокалорийных отходящих газов, которые являются горючими вторичными энергетическими ресурсами (ВЭР). Эти газы используются в качестве топлива для выработки пара в утилизационных котельных, а также в топках сушильных барабанов для сушки гранул. Характеристика отходящих газов производства технического углерода и удельные нормы расхода энергоресурсов приводится в таблице 1.

Таблица1. Удельные нормы на производство технического углерода

1.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода Печной активный технический углерод марок П-245, П-514, N-660 получают в реакторах циклонного типа.

На рис. 1.1 приведена схема получения технического углерода. Сырье со склада поступает в теплообменник, где подогревается до температуры t=100, далее насосом подается в беспламенный подогреватель, где подогревается до температуры t=300, и через фильтр подается в форсунки реактора 1. Для создания необходимой температуры в реакторе (до 1400) в камере сгорания сжигается природный газ, воздух среднего давления для горения газа подогревается в воздухоподогревателе среднего давления 2. Сырье, поступающее в реактор, распыливается воздухом высокого давления, предварительно подогретое в воздухоподогревателе высокого давления 2А. Для снижения температуры в зоне реакции впрыскивается химически очищенная вода. Охлажденная газовая смесь технического углерода с температурой t=700 из реактора поступает в холодильник-ороситель, где охлаждается за счет впрыска химически очищенной воды до температуры 200.

После холодильника-оросителя сажегазовая смесь поступает в циклон, где улавливается большая часть технического углерода, далее в рукавные фильтры.

Рис. 1.1 Принципиальная схема получения технического углерода (сажи).

Элементы принципиальной технологической схемы:

1 — реактор РС-50/3500; 2, 2А — воздухоподогреватель; 3 — холодильник-ороситель; 4 — циклон Ф3600 мм; 5 — рукавный фильтр ФР-5000; 6 — антициклон; 7 — микроизмельчитель МГС-40М; 8-циклон уплотнитель ЦУС-40; 9, 10 — циклоны; 11 — смеситель гранулятор СГС-50М; 12 — барабан сушильный БСК-40; 13 — емкость под ЛСТ; 14 — печь дожига; 15 — мельничный вентилятор; 16 — ковшовый элеватор; 17 — шнеки; 18 — бункер готовый продукции;19 — фильтр ФР-650; 20 — котел-утилизатор.

Образовавшийся технический углерод из циклона пневмотранспортом направляется (вентилятор пневмотранспорта ТВ13) на грануляцию.

Полученная готовая продукция «Углерод технический для производства РТИ», ГОСТ 7885–86.

Основная доля производства, более 78% приходится на марки П245 и П514, а также выпускается марки N-330; N-660; N-635, более 11 марок.

П 245 — печной, высокоактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.

П 514 — печной, среднеактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья со средним показателем дисперсности и средним показателем структурности.

N 660 — печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.

N 330 — печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и низким показателем структурности.

Отходящий газ технического углерода из циклона 4 и рукавных фильтров 5 мельничным вентилятором направляется на сжигание в топке утилизационной котельной сушильного барабана и УДГ 14 (установка дожига отходящих газов). Затраты энергетических ресурсов на производство технического углерода различных марок различны.

Основными направлениями по экономии электроэнергии в производстве технического углерода следует считать: повышение уровня загрузки технологического оборудования и увеличение производительности отделения улавливания за счет разработки методов снижения температуры газовой смеси технического углерода перед циклонами и рукавными фильтрами и сокращения подачи химически очищенной воды в холодильник-ороситель. Внедрение этого мероприятия позволит резко сократить процентное содержание влаги в газовой смеси, снизит нагрузку на мельничные вентиляторы, улучшит условия утилизации отходящего газа технического углерода; снизит потери воздуха высокого и низкого давления (расход электроэнергии на сжатый воздух составляет 23% общего расхода).

1.4 Производство электроэнергии В процессе получения технического углерода образуются технологические отбросные низкокалорийные газы. Эти отбросные газы на заводе используются как вторичные энергетические ресурсы. Отходящие газы сжигаются в утилизационных котельных установках. Полученный пар применяется, как технологический пар для нужд технологического процесса, так и энергетический для обогрева помещений и получения электрической энергии.

На рис. 1.2 показан структурная схема получения электрической энергии.

Рис. 1.2 Технологическая схема получения тепловой и электрической энергии.

1 — котел ПКК70−35; 2 — пароподогреватель; 3 — запорная арматура для регулирования подачи пара; 4 — РОУ (редукционно-охладительная установка); 5 — турбина; 6 — генератор Т6−2У3; 7 — подпитывающий насос; 8 — питательный насос; 9 — деаэратор; 10, 11 — конденсатные насосы; 12 — конденсатор турбогенератора.

2. Выбор напряжения электрической сети

Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой от источника питания, напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи и др.).

При получении электроэнергии от источника питания при двух и более напряжениях напряжение следует выбирать на основе технико-экономического сравнения вариантов.

При равенстве приведенных затрат или при небольших экономических преимуществах (5−10%) по приведенным затратам варианта с низшим из сравниваемых напряжений предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением. В технико-экономических расчетах необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций (РПС).

Основные рекомендации по выбору напряжения.

Напряжение 110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности 10−150 МВ•А, даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.

Значение первичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнее значение напряжения, на которое производится трансформация.

Напряжения 10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий при применении глубоких вводов на первой ступени электроснабжения, при этом следует применять напряжение 10 кВ, как более экономичное, чем 6 кВ;

Напряжение 6кВ может применяться в исключительных случаях, например:

1) при преобладании на проектируемом предприятии электроприемников 6кВ (в частности, электродвигателей), а также исходя из условий их поставки (в соответствии с требованиями технологии или при комплектной поставке с производственным оборудованием);

2) при напряжении генераторов заводской ТЭЦ 6 кВ, особенно когда от нее питается значительная часть электроприемников предприятия.

Цеховые электрические сети до 1000 В выполняются на следующие стандартные напряжения трехфазного переменного тока:

Использование напряжений 127 и 220 В для питания электродвигателей экономически не оправдано ввиду больших потерь электроэнергии

Таблица 2. Стандартные величины напряжений электроустановок до 1000В

и большего расхода цветного металла. Напряжение 127 В иногда применяется для питания однофазных электродвигателей малой мощности или осветительных сетей в особых помещениях, например в подземных установках. Напряжение 220 В как фазное напряжение в сетях 380−220 В применяется для целей освещения, питания мелких однофазных электродвигателей и нагревательных приборов. Самое широкое распространение для питания электродвигателей в системах электроснабжения промышленных предприятий получило напряжении 380 В, которое используется также в системах с заземленным нулевым проводом для питания осветительных установок.

Система 380−220 В удовлетворяет основным условиям питания потребителей:

а) возможности совместного питания осветительных приборов и электродвигателей;

б) относительно низкому напряжению между «землей» и «проводом» (220В).

Для уменьшения потерь электроэнергии в цеховых сетях следует применять напряжения не ниже 380 В. Напряжение 500 В из стандартных величин исключено, так как его применение связано с рядом трудностей, которые обусловлены тем, что напряжение 500 В не является следующей ступенью по отношению к напряжению 380 В (380= 660).

Исходя из вышеизложенного для внешнего электроснабжения завода принимаем напряжение 110 кВ, т.к. потребляемая мощность предприятия превышает 10 МВ•А и учитывая удаленность от РПС «Нижнекамская» составляет всего 5 км.

Учитывая то, что все приемники электроэнергии среднего напряжения на напряжение 6 кВ и учитывая наличие источников выработки электроэнергии, т. е. технологической электростанции потребителя на напряжение 6 кВ, для сети внутризаводского электроснабжения выбираем напряжение 6 кВ.

Основными потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные электродвигатели технологического оборудования на напряжение 0,4 кВ, то выбираем стандартную величину напряжения 380 В.

3. Определение расчетных электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Определение электрических нагрузок производятся в связи с необходимостью выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потере напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Результаты расчетов нагрузок являются исходными для всего последующего проектирования. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей) всех электроприемников группы и характер технологического процесса.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы электроприемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее количество агрегатов (дневная).

3.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

Расчет производится по коэффициенту спроса kс и установленной мощности (Pу).

Пример расчета для цеха № 1 по производству технического углерода.

Определяем расчетную нагрузку на стороне низкого напряжения (НН) 0,4кВ.

Потребитель электроэнергии — турбогазопродувка ТГ-150 с электродвигателем 2В280L2У3 Ру =75 кВт. Количество работающих — 24шт,

k?—=—_, 75;—cos?=—_, 8;—tg?=_, 75—[7]—.

Количество резервных 12шт, kс = 0,1; cos?=—_, 5;—tg?= 1,8

Рр = n•Ру•kс, (кВт) (3.1)

Qр = Рр•tg?, (кВ•Ар) (3.2)

(3.4)

Согласно 3.2 расчетная реактивная мощность ТГ:

.

Расчетная нагрузка потребителей электроэнергии напряжением 6кВ:

наименование потребителя — вентилятор мельничный ВМН-17 с электродвигателем ВАО2−450L4-У3 Ру = 400 кВт;

?os?=—_, 8;—k?—=—_, 75;—???—3.4—tg?=_, 75.

.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1

Расчетная нагрузка цеха № 1 по производству ТУ по стороне НН

Рр1 =Ру1 kс1, (кВт)(3.5)

Рр1 =5660•0,64 =3620 кВт.

Qр1 =Рр1•tg?, (кВ•Ар)(3.6)

Qр1 =13 620•0,82 =2970 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка цеха № 1 по производству ТУ для потребителей электроэнергии ВН (6кВ):

Ррвн = Рувн•kсвн, (кВт);(3.7)

Ррвн =1600•0,75 =1200 кВт.

Qрвн = Ррвн•tg?(кВ•А);(3.8)

Qрвн =1200•0,75 = 900 кВ•Ар.

Расчет для других цехов аналогичен.

Результаты расчетов сведены в таблице 3.2

Расчетная нагрузка силового оборудования на низшем напряжении (0,4кВ):

?Рр.нн =18 420 кВт; ?Qр.нн =14 584 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования на высшем напряжении (6кВ) по предприятию:

?Рр.внп = 9025 кВт; ?Qр.внп =5850 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка силового оборудования на ВН (6кВ) по внешней нагрузки:

?Рр.внв =2680 кВт; ?Qр.внв =1122 кВ•Ар;

?Рр.вн =11 705 кВт; ?Qр.вн = 6980 кВ•Ар.

3.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

В качество источника электрического освещения на предприятиях используются газоразрядные лампы и лампы накаливания.

Пример расчета для цеха № 1 по производству техуглерода.

Расчет осветительной нагрузки производим методом удельной мощности (W, Вт/м²) и коэффициентом спроса kс.

Производственные помещения цеха № 1.

W =17Вт/м² при kз=1,5, т.к. производственные помещения цеха относятся к помещениям с воздушной средой, содержанием в рабочей зоне пыли, дыма, копоти до 5 м²/м³, то k =1,8, тогда коэффициент перечета kп =1,15 kос =0,85 [1;7]

Для участков цеха расположенных вне помещений (участок реакторов):

W =7 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,6.

Для участков расположенных под навесами:

W =12 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,8.

Общая площадь производственных помещений:

Fп = 3541,48 м².

Общая площадь открытых установок:

Fо = 502,5 м².

Общая площадь под навесами:

Fн=5040 м².

=W, (кВт) (3.9)

. (3.10)

Расчетная нагрузка электрического освещения территории предприятия:

kс = 0,65; Wуд = 0,20 Вт/м²; Fтер = 290 000 ^м2 [1;7].

Wуд = 0,20 Вт/м² при k3 =1,3, при k3 = 1,5 вводом kп =1,15,

тогда,

Рр.о.тер =Wуд•kс•kп•Fтер, (Вт) (3.11)

Рр.о.тер = 0,20•0,65•1,15•290 000 = 43,500 Вт = 43,5 кВт.

Результаты расчетов сводим в таблице 3.3

3.3 Расчетная нагрузка всего завода

Расчетная нагрузка на низшем напряжении (НН):

Рр.?нн = ?Рр.нн + ?Рр.о; (3.12)

Рр.?нн =18 420+810 =19 230 кВт.

Qр.?нн = ?Qр.нн + ?Qр.о; (3.13)

Qр.?нн =14 584+610 =15 194 кВ•Ар,

где Рр.?нн и Qр.?нн — расчетная активная и реактивная мощность суммарной нагрузки НН.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях до 1кВ принимаем 3 и 10% полной транспортируемой мощности:

?Qц = 0,1•Sр.?нн; (кВ•Ар) (3.16)

?Qц = 0,1•24 500=2450 кВ•Ар,

где и? Qцсуммарные потери активной и реактивной мощности.

Расчетная полная активная и реактивная мощности завода на стороне высшего напряжения (ВН):

Рр.п = kом•?Рр.нн+?Рр.о+?Рц, (кВт). (3.17)

Рр.п = 0,85•18 420+840+740 =17 200 кВт.

Qр.п = kом•?Qр.нн+?Qр.о+?Qц ,(кВ•Ар) (3.18)

Qр.п = 0,85•14 584+610+2450 =15 500 кВ•Ар.

Ррп.п = kом•Р?вн+Ррп, (кВт) (3.19)

Ррп.п = 0,85•11 705+17200 =27 250 кВт.

Qр.пп = kом•Q?вн+Qр.п, (кВ•Ар) (3.20)

Qр.пп = 0,85• 6980+15 500 =21 450 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка, по которой определяется мощность трансформаторов

ГПП:

где Qс, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего (6кВ) напряжения ГПП, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной выше расчетной активной мощности (Рр.пп).

Qc = Рр. пп •tg?с, кВ•Ар (3.23)

где tg? с определяем из заданного значения cos? с=0,927, тогда? с=220

= (3.24)

tg?с =0,4;

Qc =27 250•0,4=10 900 кВ•Ар.

Расчетная мощность, для определения мощности трансформаторов на ГПП

Sр.гпп ==29 350 кВ•А.

Мощность компенсирующих устройств без учета естественной компенсации:

= Qр. пп — Qс, (кВ•Ар). (3.25)

= 21 450−10 900 = 10 550 кВ•Ар.

Вводим коэффициент kнс. в, учитывающий, несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия, kнс. в = 0,9−0,95 (для предприятий нефтехимической промышленности). [12; 20].

•Qр.пп — Qс — Qз. с, (кВ•Ар); (3.26)

Qз.с = U2•b0•l (3.27)

где, b0 =2,84•10−6 См/км, l — длина ВЛ с учетом отпайки.

Qз.с = 1152•2,84•14•10−6 = 0,5 МВар.

или Qз. с = q•l (3.28)

где q=3,6•10−2 МВ•Ар/км

Qз.с = 0,5 Мвар.

0,92•21 450−0,5−10 900 = 8400 кВ.

4. Определение количества и мощности трансформаторов

4.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

Ориентировочно выбор единичный мощности трансформаторов цеховых подстанций (ТП) производится по удельной плотности нагрузок, пп, кВ•А/м² и полной расчетной нагрузки предприятия.

При удельной плотности 0,2−0,3 кВ•А/м² и суммарной нагрузке более 3000 кВ•А целесообразно применять цеховые трансформаторы мощность 1600 и 2500 кВ•А. При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономично применение трансформаторов мощностью 400−1000 кВ•А.

Исходя из выше изложенного определяем удельную плотность нагрузки предприятия:

Исходя из условия удельной плотности, где пп превышает значение 0,2 рассмотрим три типоразмера трансформаторов с

Sн.т = 1000кВ•А; Sн. т = 1600кВ•А; Sн. т = 2500кВ•А

Предварительный выбор числа цеховых трансформаторов производим из допущения отсутствия компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения (0,4кВ) ТП;

Коэффициент загрузки трансформаторов принимаем: kз. т = 0,7.

Для типоразмера с Sн. т = 1000 кВ•А:

Nт1,0 = Nmax = = 35 шт;

Для типоразмера с Sн. т = 1600 кВ•А:

Nт1,6 = Nmax = = 22 шт;

Для типоразмера с Sн. т = 2500 кВ•А:

Nт2,5 = Nmax = = 14 шт.

где Nт — число трансформаторов, определяет наибольшую реактивную мощность, которая может быть передана со стороны 6кВ в сеть низшего напряжения.

4.2 Определение мощности КУ напряжением до и выше 1 кВ

Компенсацию реактивной энергии на стороне низшего напряжения на проектируемом предприятии на данном этапе не планируем, но после окончательного выбора числа, типоразмеров цеховых трансформаторов и исходя с технико-экономических показателей каждой ТП допускаем возможность применения КУ на стороне низшего напряжения.

Компенсацию реактивной мощности предварительно планируем только на стороне 6кВ в системе электроснабжения предприятия.

Qкувн = Qр? вн, (кВ•Ар) (4.3)

тогда согласно (3.3) с учетом Qс = 10 900 кВ•Ар;

Qку = 8400 кВ•Ар.

Принимаем такое решение исходя из того что:

— компенсации на стороне ВН в два раза дешевле, чем на стороне НН;

— есть возможность автоматического контроля и регулирования cosц, tgц;

— наличия синхронных электродвигателей с Руст = 8 МВт;

— наличия собственных источников производства электроэнергии,

Р =12 МВт и Q = 9 МВар.

4.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

Количество и типоразмер трансформаторов выбираем исходя из стоимости капитальных вложений на основное оборудование.

Стоимость трансформаторов:

Кт1,0 = 880тыс. руб; (ТМЗ 1000/6)

Кт1,6 = 1040тыс. руб; (ТМЗ 1600/6)

Кт2,5 = 1380тыс. руб; (ТМ 2500/6).

Стоимость коммутационного аппарата (ячейки) на стороне 6кВ:

Ячейка MCset с выключателем Evolis на 630А

Кк.А = 584 тыс. руб.

Затраты на основное оборудование:

Зт1,0 = 35•(880+584) = 51 240 тыс. руб.

Зт1,6 = 22•(1040+584) = 35 728 тыс. руб.

Зт2,5 = 14•(1380+584) = 27 496 тыс. руб.

Самым экономичным по стоимости основного оборудования является вариант 14 трансформаторов с Sн. т = 2500кВ•А.

Изменение потерь электроэнергии при изменении типоразмера и числа трансформаторов в данном расчете не учитываются так же, как и изменение внутрицеховой сети.

При окончательном выборе схемы сети и типоразмера цеховых трансформаторов принимаются во внимание следующие требования:

— необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжении;

— длина кабельных линий системы электроснабжения цеха до 1кВ не должна

превышать 200 м;

— технология производства;

— совместимость производства планово-предупредительных ремонт электрического, электротехнологического, механического и технологического оборудования;

— учет взаимного расположения РУ 6кВ, ТП и питающих линий напряжением 6кВ;

— использование схем электроснабжения с не более двумя трансформаторами.

4.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

Местоположение, тип, мощность и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещение их на генеральном плане, а также производственными, архитектурно-строительными эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилась, возможно, ближе к центру питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.

Перед определением положения центра нагрузок (координаты по Х и У — на генплане) определяем центры нагрузок цехов. Для этого объединяем технологический связанные объекты (например цех № 1 и упаковку № 1) и объекты с малыми установленными мощностями с более крупными (например прачку с цехом № 7) и т. д.

Группирование потребителей рассмотрим на примере цеха № 1(объекты на генплане 25; 26; 27;28) центр нагрузки объект № 26.

Ррнн = 3770 кВт; Ррвн = 1200 кВт; Ррон = 143 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования с учетом потерь в трансформаторах и в линиях до 1кВ приведенная на сторону ВН:

Рр нн. п = ?Р+Рр.нн, (кВт) (4.4)

Рр ннп = 0,03•3770+3770 = 3880 кВт

Рронп = 0,03•143+143 = 148 кВт

Ррвн =1200+3880 = 5080 кВт

Рровн = 148 кВт

Рр1 = 5228 кВт

Координаты центра нагрузок (ЦН) цеха № 1

Хцн = 27,55 см; Уцн =18,4 см

Для остальных цехов определение координат центра нагрузок (ЦН) аналогичен. Результаты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Расчетные нагрузки и центры нагрузок цехов

Картограмма показана на графической части (лист 2).

Определяем положения центра энергетических нагрузок (ЦЭН) (координаты Х и У — в сантиметрах на генплане) предприятия.

Хцэн = 26,5 см = 265 мм

Уцэн = 14,12 см = 141,2 мм.

Центр нагрузок попадает на территорию, занимаемую производственными помещениями, поэтому расположение ГПП смещаю в сторону внешнего источника питания. Поскольку в данном случае глубокий ввод невозможен, то новое место расположения ГПП определяю условиями минимальной длины кабельных линий, питающих цеховые РУ, минимального расстояния до питающей ЛЭП и условиями электробезопасности, то есть выбираю расположение ГПП на западной стороне проектируемого предприятия.

Выбираем трансформатор на ГПП с коэффициентом загрузки трансформатора kз. т = 1,4

Выбираем трансформатор ТРДН 25 000/110 ?Рк.з = 120кВт; Uк = 10,5%;

Sн = 25 МВ•А

Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3 кВ [5]

4.5 Картограмма нагрузок

Для определения месторасположения ГПП на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

Площадь окружности в определенном масштабе равна:

Ri = (4.8)

где, Ri радиусе окружности; m — масштаб; Рi расчетная нагрузка и площадь круга. Масштаб определяем из выражения:

m' =, (4.9)

Радиус круга:

Ri = m, (см) (4.10)

Расчетная нагрузка:

Ppi = Ppвнi + Pровн, (кВт) (4.11)

где Ppвнi — силовая нагрузка цеха приведенная на сторону ВН

Рровн — осветительная нагрузка цеха приведены на сторону ВН.

Определяем масштабный коэффициент m, на примере цехов с Ррmax и Ррmin.

Ррmax = Рр5 = 9715 кВт;

Ррmin = Рр7 = 475 кВт.

Определяем коэффициент масштаба на Ррmin, т. е. по Рр7. Принимаем R7 = 1 см или R7 = 10 мм

m' = = 0,046;

m'' = = 1,511.

Проверяем на Ррmax, т. е. на Рр5

R5 = 0,046• = 4,5 см;

R5 = = 45 мм.

Определяем угол сектора осветительной нагрузки:

7 = • 36 030;

5 = • 360 3.

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.2

Таблица 4.2

4.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

Для обеспечения цехов электроэнергией в зависимости от нагрузки, технологической особенности и технико-экономической целесообразности будем применять трансформаторы с Sнт = 1600кВ•А и Sнт = 2500 кВ•А.

Определяем значение Qт для каждого типоразмера трансформатора:

Qт1,6 = = 690 кВ•Ар.

Qт2,5 = = 1085 кВ•Ар.

Nт2,5 = = 2,8 шт .

Nт1,6 = = 4,4 шт.

С учетом технологической особенностью цеха № 1, т. е. 4 технологических потока, выбираем номинальную мощность трансформатора:

Sнт =1600 кВ•А в количестве 4 штук, тип трансформатора ТМЗ 1600/6;

kт = 6000/400=15; сosцт = 0,8; Д/Ун — 11; вид, диапазон регулирования ПБВ, 22,5%, ГОСТ 11 920;85.

Суммарная мощность трансформаторов:

S?н.т = 4•1600 = 6400 кВ•А;

Р?н.т = 0,8 • 6400 = 5120 кВт .

Трансформируемая реактивная мощность:

Q?н.т = 3840 кВ•Ар.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности kз. т =0,75.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности в послеаварийном режиме kз. т =1,5.

Для обеспечения параллельной работы трансформаторов в послеаварийном режиме применяем конденсаторные установки

УКМ 58−0,4−402−67УЗ с Qку = 402 кВ•Ар с количеством ступеней регулирования 6; с автоматическим регулированием процесса компенсации реактивной мощности.

Uнку =0,4кВ; мощность ступеней Qку = 6×67 кВ•Ар. Коэффициент загрузки трансформаторов после установки компенсирующих конденсаторных установок kз =1,33.

Расчет количества и типоразмера трансформаторов для других цехов аналогичен. Расчеты сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3

Как видим из таблицы 4.3, нагрузка АК распределена между цехами № 7 и № 9, т.к. в АК нет возможности установки ТП.

4.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне низшего напряжения (0,4кВ) Qбн

Qбн = 3800 кВ•Ар

Для компенсации данной реактивной мощности окончательно выбираем конденсаторные установки УКМ-0,4−402−67 УХЛ в количестве 10 единиц, суммарной мощностью Qку = 4020 кВ•Ар.

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне 6кВ для обеспечения условий проектирования, т. е. tg? = 0,4.

Qбв = 8400 — 4020 = 4380 кВ•Ар.

Компенсацию реактивной мощности на стороне ВН, т. е. 6кВ планируем компенсировать без применения дополнительных КУ, т.к. на проектируемом предприятии имеются источники реактивной мощности в виде синхронных электродвигателей (СД) с установленной мощностью Руст = 8 МВт; с cos? = 0,8 и возможностью выработки реактивной мощности (Qсд) равной: Qсд = 4800 кВ•Ар; а также турбогенераторов (ТГ) — с установленной мощностью 2×6 МВт с коэффициентом мощности cos? = 0,8.

При работе СД с потребляемой мощностью 6400 кВт путем регулирования cos? в пределах 0,8 0,95 можно компенсировать необходимую реактивную энергию, при этом на 438 кВт (10 Вт/кВ•Ар) вырастают потери активной мощности, но это значение достаточно маленькая величина. При работе ТГ вопрос компенсации реактивной мощности становится не актуальным.

5. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки. Ниже перечислены основные виды коротких замыканий в электрических системах. [17]

1. Трехфазное КЗ, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке. Точка трехфазного КЗ обозначается К (3). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к трехфазному КЗ, обозначаются I (3), U (3), S (3) и т. д.

2. Двухфазное КЗ, при котором происходит замыкание двух фаз между собой. Точка двухфазного КЗ обозначается К (2). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ, обозначаются I (2), U (2), S (2) и т. д.

3. Двухфазное КЗ на землю. При котором замыкание двух фаз между собой сопровождаются замыканием точки повреждения на землю (в системах с заземленными нейтралями). Точки двухфазного КЗ на землю обозначается К (1,1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ на землю, обозначаются I (1,1), U (1,1), S (1,1) и т. д.

4. Однофазное КЗ, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю. Точка однофазного КЗ обозначается К (1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к однофазному КЗ, обозначаются I (1), U (1), S (1) и т. д.

Встречаются и другие виды КЗ, связанных с обрывом проводов и одновременными замыканиями проводов различных фаз. Различают КЗ на зажимах генераторов и КЗ в сети, отделенные от генератора сопротивлениями сети.

Трехфазное КЗ является симметричным, поскольку при нем все три фазы оказываются в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются нессиметричными, поскольку фазы не остаются в одинаковых условиях, а системы токов и напряжений получаются искаженными.

Наиболее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю приходится до 65% от общего числа КЗ. Трехфазные КЗ возникают сравнительно редко — в 5% от общего числа КЗ.

5.1 Расчетная схема

Составляем расчетную схему для определения токов КЗ от энергосистемы до стороны низшего напряжения 0,4кВ цеховой подстанции.

Расчетная схема с указанием всех элементов сети представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1 Расчетная схема в сети

5.2 Схема замещения и его параметры

Исходные данные для расчета параметров схемы замещения:

Система С: Мощность трехфазного короткого замыкания на стороне высшего напряжения подстанции энергосистемы Sк (3) =3500 МВ•А, kуд (3) = 1,8.

Трансформатор 1Т: ТРДН 25 000/110 Sт. ном = 25МВ•А, Uвн = 115кВ,

Uнн = 6,3кВ, ?Рк.з = 120кВт, uк = 10,5%. [5]

Линия Л1: ВЛ-110кВ, l = 5 км, z0 = х0 = 0,4Ом/км.

Технические данные цеховых трансформаторов и расчетные характеристики кабельных линий внутризаводских распределительных сетей приведены соответственно:

ТМЗ 1600/6,3. Sт. ном = 1600кВ•А, Uвн = 6,3кВ, Uнн = 0,4кВ, ?Рк.з = 18,0кВт, uк = 6,5%.

Линия Л2: КЛ-6кВ, l = 0,1 км, rо = 0,258 Ом/км; хо = 0,076 Ом/км.

Линия Л3: КЛ-6кВ, l = 0,8 км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Линия Л4: КЛ-6кВ, l = 0,8 км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Для расчета составляется схема замещения, в которую входят все сопротивления цепи КЗ.

Определяется параметры схемы замещения в именованных единицах.

Значения сопротивления схемы замещения приводятся к основной ступени (6кВ), коэффициенты приведения:

k1 =; k2 =; k3 = .

Sк (3) = Uср Iк (3), (МВ•А)(5.1)

где, Uср — среднее расчетное значение напряжения

Uср1 = 115 кВ; Uср2 = Uб = 6,3 кВ; Uср3 = 0,4 кВ.

Ток короткого замыкания в системе электроснабжения согласно (5.1):

Iк (3) =, (кА)(5.2)

Iк (3) = = 17,6кА.

Сопротивление хс по заданному Iк (3):

хс = (Ом)(5.3)

хс = = 3,78 Ом.

Сопротивление хс по заданному (Sк (3)):

хс =, (Ом)(5.4)

хс = =3,78 Ом.

хп = zп = хd''·; (Ом) (5,11)

В качестве базовой ступени выбираем напряжение на ступени СН, т. е.

Uб = 6,3кВ

Задаем порядковые номера элементам схемы замещения рис. 5.2 и находим их параметры.

Рис. 5.2 Схема замещения сети.

Энергосистема. В соответствии (5.2):

Iк (3) = = 17,6 кА.

Согласно (5.3) и (5.8)

z1 = = 0,0114 Ом.

ВЛ-110кВ. На основании (5.8):

z2 = 5•0,4 ()2 = 0,0025 Ом.

Трансформатор ТРДН 25 МВ•А:

Zт = =0,167 Ом.

Генератор 6 МВт:

Z5? = =0,662 Ом.

Синхронные электродвигатели согласно (5.11):

Z??5 = =1,6 Ом;

Трансформатор ТМЗ 1600/6:

Rт = = 0,003 Ом.

хт = = 1,612 Ом.

Z?4 = 0,0308 Ом;

Z??4 = 0,05 Ом.

5.3 Определение токов короткого замыкания

Iп (3) = •k, (кА) (5.14)

где — результирующее сопротивление цепи КЗ.

Для точки К1:

= 0,0114 + 0,0025 = 0,0139 Ом.

Ток КЗ без учета подпитки

= · = 14,35 кА.

Ток подпитки со стороны 6,3кВ:

= = 1,1 кА; = = 0,85 кА.

Суммарный ток КЗ в точке К1:

= 14,6кА.

Ток КЗ для точки К2:

= = 20,119 кА 20,12кА;

= = 2,4 кА; = = 5,3 кА.

= 20,12 + 2,4 + 5,3 28 кА.

Ток КЗ для точки К3:

= 31кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ:

= ·, (кА) (5.15)

Для точки короткого замыкания К1:

= · 16,3 14 кА.

Для точки короткого замыкания К2:

24 кА.

Для точки короткого замыкания К3:

28 кА.

Ударный ток на месте короткого замыкания:

iуд = · kуд ·, (кА) (5.16)

где kуд — ударный коэффициент

kуд1 = 1+; (5.17)

kуд1 = 1,714; kуд2 = 1,4; kуд3 =1,38;

iудк1 = · 16,3 • 1,714 40 кА;

iудк2 55 кА;

iудк3 59 кА.

Расчеты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

6.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

Основные принципы построения схем электроснабжения объектов:

· максимальное приближение напряжения 6 кВ к потребителям электроэнергии напряжением 6 кВ и цеховым подстанциям;

· резервирование питания. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства в нормальном режиме должны нести постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых перегрузок;

· секционирование шин всех звеньев системы распределения электрической энергии, т.к. преобладание во всех цехах потребителей I и II категории и установки на них устройств автоматического ввода резерва (АВР).

Схему строим по уровневому принципу.

Первый уровень — ГПП РП;

Второй уровень — РП ТП;

Третий уровень — ТП потребители электрической энергии.

Для потребителей электрической энергии цехов № 1; № 2; № 3 по производству технического углерода, а также для потребителей цеха № 5 (энергоцех) выбираем 3х уровневую радиальную схему с резервированием питания во всех уровнях системы электроснабжения.

Для потребителей электрической энергии участка № 4 (сырьевой участок), цеха ВиК (цех № 6) и НОВС выбираем 2х уровневую радиальную схему с резервированием питания во всех уровнях системы электроснабжения.

Для потребителей электрической энергии цехов № 7; № 9 и АК:

I вариант — магистральная 2х уровневая с односторонним питанием (рис. 6.1)

II вариант — радиальная 2х уровневая в резервированием на стороне 0,4кВ подстанций. (рис. 6.2)

Для сравнения вариантов схем электроснабжения ТП-4, ТП-5 определяем стоимость капитальных вложений на основное оборудование.

Стоимость основного оборудования.

Выключатель нагрузки (QW на рис. 5.1): типа MCset DI;

КQW = 238 тыс. руб.

Ячейка MCset с выключателем Evolis на 630А (Q на рис. 5.1):

КQ = 584 тыс. руб.

Рис. 6.1. Магистральная схема ЭС ТП-4, ТП-5

Рис. 6.2. Радиальная схема ЭС ТП-4, ТП-5

Кабельная линия с конструкцией, напряжением до 10 кВ на 1 км (с учетом СМР).

Ккл = 304 тыс. руб.

Затраты на основное оборудование:

Зк1 = 2 • 238+584+0,806 • 304 = 1305 тыс. руб.;

Зк2 = 2 • 584+0,91 • 304 = 1445 тыс. руб.

Разница затрат составляет около 10%.

Надежность магистральной схемой электроснабжения в разы уступает радиальной схеме электроснабжения.

Эффективность работы РЗиА в радиальных схемах более выше, чем в магистральных схемах электроснабжения.

Исходя из вышеизложенного и учитывая не большую разницу в стоимости предварительно выбираем схему с более высокой степенью надежности, т. е. радиальную схемы электроснабжения показанную на рисунке 6.2.

Для составления электрической схемы электроснабжения (внутризаводских сетей) напряжением 6кВ производим группирование потребителей.

Результаты группирования сводим в таблицу 6.1.

Расшифровка маркировки кабеля ААБн 2л Шп — 6000 3×240

6.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

Критерием для выбора сечения кабельных линий служит минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным расчетам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока jЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки ТНБ и региона, характеризующегося стоимостью топлива.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии IР. нормального режима и экономической плотности тока.

Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного сечения. Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию I рас? I доп. факт, где I рас — расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

I доп. факт — фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как

Iр =, (А) (6.2)

где Sр — мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; Uн — номинальное напряжение сети;

— количество кабелей в КЛ.

Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению

Iд.ф. = Iд.т. • Кt • Кпр • Кпер. (А), (6.3)

где: Iдоп. табл — допустимая длительная токовая нагрузка;

Кt — коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды табл.; нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С;

Кпр — коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

Кпер — коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

Fкз =/С, (6.4)

где: — суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: tп=0,7 — приведенное расчетное время КЗ; С — термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм²; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас2/мм², бумажная изоляция — 83 Ас2/мм².

Линии систем электроснабжения длиной менее 1 км по потере напряжения не проверяются. Из четырех полученных по расчетам сечений по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ — принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям.

Пример расчета для 1-го варианта:

Экономическая плотность тока jЭК, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям.

а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=4700 ч/год.

б) в зависимости от вида изоляции КЛ — бумажно-масляная пропитанная изоляция.

в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля — алюминиевые.

г) в зависимости от района прокладки — европейская часть России.

В результате получаем:

Jэк = 1,4.

Определяем сечение жил кабелей для трансформаторных подстанции с учетом работы ТП в послеаварийном режиме.

Кабельная линия РП-1 ТП-5:

Sн.т. = 1600 кВ•А; количество трансформаторов 2шт, суммарная расчетная мощность без учета компенсации

Sр? = 1570+1586 = 3156.

Расчетный ток КЛ при магистральной схеме электроснабжения:

Iр =, (А)(6.5)

Iр = = 290 А.

Fэк =, (мм2) (6.6)

Fэк = = 207 мм².

Кабельная линия РП-1 — ТП-1/1:

Iр = = 235 А

Fэк = =168 мм².

Кабельная линия РП-2 ТП-2/1:

=2500 кВ•А,

kз.па = 1,38

Iр = = 316А

Fэк = = 225 мм².

Определяем сечение жил кабелей для РУ-6кВ с учетом работы в послеаварийном режиме.

Кабельная линия ГПП РП-1:

Расчетная мощность секций согласно (табл.6.1А):

Sр = 6505 + 3350 = 9855 кВ•А

Iр = = 904 А.

Fэк = = 646 мм²

Кабельная линия ГПП РП-4:

Расчетная мощность секции согласно (табл. 6.1Б)

Sр =15 632 кВ•А;

Iр = = 1410 А;

Fэк = = 1007 мм².

Исходя из вышеизложенных расчетов выбираем:

а) для питания трансформаторов подстанции Sн. т =1600 кВ•А с учетом компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения на примере самой загруженной подстанции ТП-5:

Iр = = 214 А.

Fэк = = 150 мм², т. е. Fэк = 150 мм².

б) для подстанции Sн. т =2500 кВ•А:

Iр = = 316,6 А;

Fэк = = 226 мм², т. е. Fэк = 240 мм².

в) для питания РУ-6кВ:

Iр =. (А)(6.9)

где n — количество кабелей в КЛ.

Iр = = 303 А;

Fэк = = 216,6 мм², т. е. Fэк = 240 мм².

г) для РП-2, РП-3:

Iр = = 202 А

Fэк = = 145 мм², т. е. Fэк = 150 мм²

д) для РП-4:

Iр = = 245 А, т. е. Fэк = 240 мм².

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.2.

В системе внутризаводского электроснабжения применяем два вида сечения кабелей:

ААБн 2л Шп 6000 — 3×240

ААБн 2л Шп 6000 — 3×150

Все кабельные линии проложены по кабельным конструкциям, т. е. открыто. Так, как все кабельные линии по отдельности не превышают по длине

1 км, то кабельные линии на потерю (падение) напряжения от проходящего тока в нормальном и послеаварийных режимах не требуется.

Фактическая допустимая токовая нагрузка кабелей в нормальном и послеаварийном режимах работы определяется по выражению

Iд.ф. = Iд.т. • kt • kп • kпер., (А) (6.10)

где, Iд.ф. — допустимая длительная фактическая токовая нагрузка, А;

Iд.т. — допустимая длительная нагрузка, определяемая по справочнику для выбранного способа прокладки кабеля в зависимости от марки кабеля; А;

kt — коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

kп — коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

kпер — коэффициент, систематической нагрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки, а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Исходя из способа прокладки кабелей, т. е. по кабельным конструкциям (открыто) принимаем kt = 1; kп = 1, тогда

Iд.ф. = kпер. • Iд.т., А (6.11)

Проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах должен соответствовать условно:

Iр Iд.ф., (6.12)

Расчетный ток линии Iр определяем:

Iр =, (А) (6.13)

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп, количество кабелей n=3; сечение 3×240; мощность передаваемая с ГПП по КЛ 1.1 к нормальном режиме Sк.н. = 6506 кВ•А в послеаварийном режиме Sк. п/а = 9856 кВ•А; максимальный ток КЗ на шинках ЗРУ ГПП = 28 кА; длина кабельной линии

L = 440 км; r0 = 0,129 Ом/км; х0 = 0,071 Ом/км; С — термический коэффициент (функция) для кабеля марки ААБн 2л Шп • 6000 3×240 С = 78 Ас2/мм²; tп — приведенное расчетное время КЗ для отходящих линий ГПП tп = 1,4с.

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

Iр.нор. =, (А) (6.15)

Iр.нор. = = 199 А.

Iд.т. = 290 А; коэффициент предварительной нагрузки kз =0,68; длительность допустимой перегрузки tд.п. = 2ч.; kпер. = 1,2.

Iд.ф. = 1,2•290 = 348 А.

Проверка по допустимой токовой нагрузке в нормальном режиме

Iр.нор. Iд.ф.; 199 А 348 А.

По данному требованию кабельная линия КЛ 1.1 соответствует требованиям:

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в послеаварийном режиме.

Iр.п/а = = 302 А

kпре.п/а = 1,3; Iд.ф. = 377 А

Iр.п/а = 301 А Iд.ф. = 377 А.

Проверяем выбранную кабельную линию на термическую стойкость:

=; (кВ•А) (6.16)

= 6,3 • 28 = 305 кВ•А.

Zгпп = = 0,13 Ом.

Zл = Rл + jхL (6.18)

Rл = = = 0,02 Ом Хл = 0,01 Ом

Zл = 0,023; Z? = 0,13 + 0,023 = 0,153 Ом.

Ток короткого замыкания на шинах РП-1

=, (кА) (6.19)

= = 23,8 кА.

Проверка выбранных сечений жил кабелей по термической стойкости:

Fк.з. = = 120 мм²

Выбранные кабеля должны быть не ниже 120 мм².

Fст.ф Fк.з., условия выполняются.

Расчеты для варианта 2.

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп 6000 — 4(3×150),

Sк.нор. = 4936 кВ•А; Sк. п/а = 8286 кВ•А; = 28 кА; L = 440 м; r0 = 0,206 Ом/км;

х0 = 0,074 Ом/км; С = 83 Ас2/мм²; tп = 1,4с.

Iр.нор. = = 113 А;

Iр.п/а = = 189 А;

Iд.т = 225А; kз = 0,5; kпер.н. = 1,3; kпер. п/а = 1,4.

Iд.ф.н. = 292 А; Iд.ф.п/а = 315 А.

= = 23,5 кА

Fк.з. = 90 мм²

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах:

Iр.норм. = 113 А Iд.ф.н. = 292

Iр.п/а = 189 А Iд.ф.п/а = 315 А.

Выбранные кабеля соответствуют требованиям в обоих режимах.

Кабельные линии второго варианта должны быть не ниже 90 мм².

Fсm Fк.з., 150 мм² 90 мм²;

условие выполняется.

Остальные расчеты аналогичны. Расчетные данные сводим в таблицу 6.3.

6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатаций сети.

Капиталовложения на сооружения спроектированной сети:

К=Ккл+Крп1+Крп2+Крп3+Крп4+Ктп+Кгпп+Кбк,(тыс. руб.) (6.20)

Ккл=К0L тыс. руб., (6.21)

где: К0 — укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии;

Ккрукапиталовложения в ячейки КРУ с выключателями Кксо — стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат.

КГПП — капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.

Кбк — стоимость конденсаторных батарей.

Ккл — капиталовложения на сооружения линии.

Капиталовложения в кабельные линии для 1-го варианта указаны в таб. 6.4

Таблица 6.4 а

Для второго варианта составляем аналогичную таблицу 6.4 б Таблица 6.4 б

Расчет по РУ проводим на примере РП-1:

Крп1 = Ктсн+Ктн+Ккру+Квв+Ксв+Кст+Кшот+Квн, (тыс.руб.) (6.22)

Ктсн = 2•427=854 тыс. руб.;

Ктн =2•216= 432 тыс. руб.;

Ккру=10•584 = 5840 тыс. руб.;

Квв=2•852 = 1704 тыс. руб.;

Ксв=1•650 = 650 тыс. руб.;

Кст= 1•184=184 тыс. руб.;

Кшот=1•534=534 тыс. руб.;

Крп1=10 198 тыс. руб.;

Крп2=7164 тыс. руб., Крп3= 7164 тыс. руб., Крп4=27 475 тыс. руб.

Кгпп=46 768 тыс. руб.;

Кктп=Ктр+Крунн, (тыс.руб.) (6.23)

Кктп=4•1380+2•1410+16•1040+8•1260=35 060 руб.

Кбк=10•456=4560 тыс. руб.;

Квн=2•238=476 тыс. руб.

Эксплуатационные издержки:

брп = 0,028; бкл = 0,063; бгпп = 0,094; бктп = 0,104; ббк = 0,026;

бвн = 0,028.

Иi = бi • Ki, (тыс.руб./год) (6.24)

Кабельные линии:

вариант 1

Икл1 = 0,636 181,2 = 389,6 тыс. руб./год.

вариант 2

Икл2 = 0,063•5802,7 = 365,6 тыс. руб./год.

Эксплуатационные издержки РУ-6кВ; ТП; ГПП; компенсирующих устройств, выключателей нагрузок:

Игпп = 0,028•27 475+0,094•46 768 = 5165,5 тыс. руб./год;

Ирп = 0,028(7164+7164+10 198+27475) = 1465 тыс. руб./год;

Иктп = 0,104•35 060 = 3646 тыс. руб./год;

Ивн = 0,028•476 = 13,4 тыс. руб./год;

Суммарные издержки от капиталовложений:

И? = Икл + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.25)

И?1 = Икл1 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.26)

И?2 = Икл2 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк (тыс.руб./год) (6.27)

И?1 = 389,6+5165,5+1456+3646+119+13,4 = 10 789,5 тыс. руб./год И?2 = 365,6+5165,5+1456+3646+119 =10 752,1 тыс. руб./год Годовые потери в сети без учета источников выработки энергии:

?Р? = ?Рц + ?Рку + ?Рт, (кВт) (6.28)

где ?Рц — потери согласно (3.15);

?Рку — потери СД на компенсацию реактивной мощности, 10Вт/1кВ•Ар;

?Рт — потери на трансформаторах ГПП.

?Р? = 740+438+1000= 2178 кВт.

?Р% = • 100 (6.29)

Потерь холостого хода

?Рх = nт1•?Рхтр1+ nт2 •?Рхтр2 + nт3 •?Рхтр3, (кВт) (6.30)

где, ni — количество однотипных трансформаторов.

?Рхтр1; ?Рхтр2; ?Рхтр3 — потери ХХ трансформаторов 1600кВ•А; 2500кВ•А и 25 000кВ•А.

?Рх = 16•2,75 + 4•3,85 + 2•25 = 109,4 кВт.

Нагрузочные потери:

?Рнг? = 2178−109,4 = 2068,6 кВт Время наибольших потерь, ф = 3200 ч.

?W? = ?Рнг • ф + ?Рх • Тгод (кВт •ч./год) (6.31)

?W? = 2068,6 • 3200 + 109,4 • 8760 = 1 587 476 кВт•ч./год

?W% = 100; (6.32)

?W% = • 100 = 1,28%.

З’эi = 1,5 руб/кВт•ч.

Ипот = (1,3•2068,6•3200 + 1,2•109,4•8760)•10−3 =1108 тыс. руб./год.

Суммарные издержки спроектированной сети:

И?пп = И? + Ипот, (тыс.руб./год). (6.33)

И?пп1 = 10 789,5 + 1108 = 11 897,5 тыс. руб./год;

И?пп2 = 10 752,1 + 1108 = 11 806,1 тыс. руб./год.

Удельная стоимость электроэнергии без учета собственных источников электроэнергии:

С1 = •100% = 9,63 руб./кВт•ч;

С2 = •100% = 9,59 руб./кВт•ч.

Разница между удельной стоимостями электроэнергии:

?С= • 100% = 0,4%.

Для определения экономически выгодного варианта, определяем приведенные затраты для обоих вариантов схем.

Приведенные затраты:

Зi = Ен •К?i + И? i, (тыс.руб./год) (6.35)

где Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12, К?1 = 166 340; К?2 = 165 864.

З1 = 0,12•166 340 + 11 897,5 = 31 858,3 тыс. руб./год;

З2 = 0,12•165 864 + 11 860,1 = 31 763,8 тыс. руб./год.

Разница (?З) между приведенными затратами 1-го и 2-го вариантов схем:

?З = • 100% = 0,3%.

Так, как разница между двумя вариантами схем электроснабжения по? С и? S составляет 0,4% и 0,3% соответственно, то второй вариант в итоге получается экономически выгодным, чем первый вариант схемы.

Суммарные капитальные вложения на реализацию проекта выбранного варианта:

Кз = 0,1К? + К?, тыс.руб. (6.36)

где, К? — суммарные капиталовложения на оборудование, кабельные линии выбранного варианта.

0,1К? — капиталовложения на СМР выбранного варианта.

К? = 164 864 тыс. руб.

Кз=0,1•164 864 + 164 864 = 182 450 тыс. руб.

В системе электроснабжения завода применяются всего два вида сечений кабелей 240 мм² и 150 мм². Для цеховых подстанций используем два типоразмера трансформаторов:

Sн.т = 1600 кВ•А и Sн. т = 2500 кВ•А.

Для распредустройства (РУ) 6кВ КРУ MCset фирмы Schneider Eleсtriс.

7. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

Оборудования и аппараты первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:

· соответствию окружающей среды и роду установки;

· необходимой прочности изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях;

· допустимому нагреву токами длительных режимов;

· стойкости в режиме короткого замыкания;

· технико-экономической целесообразности;

· достаточной механической прочности;

· допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

7.1 Выбор ограничителей перенапряжения Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110 ХЛ1 [11], исходя из условия:

· номинальное напряжение Uн ограничителя перенапряжения равно номинальному напряжению сети Uс.н.

7.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ 687–78 по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

Uн.в? Uн.у. (7.1)

· по току продолжительного режима

Iн.в? Iп/а (7.2)

в качестве расчетного тока продолжительного режима принимаем ток послеаварийного режима Iп/а.

· по отключающей способности

Iн.откл? Inф (7.3)

где, Inф — действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент ф расхождения контактов выключателя;

· по термической стойкости

I2терм.вtтерм? Вк (7.4)

где, Вк — расчетный тепловой импульс тока КЗ;

I2терм.в — предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;

tтерм =3с, при Uн. в? 110кВ.

· по электродинамической стойкости

iдин? iуд.(7.5)

где, iдин — значение тока динамической стойкости; iуд. — ударный ток трехфазного короткого замыкания.

Расчетный тепловой импульс тока КЗ:

Вк = I2к (tк + Та), (кА2•с) (7.6)

Iк — расчетный ток КЗ в точке К1 (табл. 5.1), = 16,3 кА;

tк = tзащ + tс. в;

т.е. сумма времени действия защиты и собственное время отключения tк? 0,7, принимаем tк = 0,7 сек.

Та = - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, обычно равная 0,005−0,2 с, принимаем равной Та = 0,2 сек, тогда согласно (7.5).

Вк = 16,32 (0,7+0,2) = 240 кА2•с.

Таблица 7.1 Выбор выключателей на стороне ВН ГПП

7.3 Выбор и проверка разъединителей Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

Uн.р? Uн.у. (7.7)

· по току продолжительного режима

Iн.р? Iп/а (7.8)

· по термической стойкости

(Iтерм.р)2• tтерм? Вк (7.9)

Iтерм = 4 с при Uн. в? 35кВ;

Iтерм = 3 с при Uн. в? 110кВ;

· по электродинамической стойкости iдин? iуд (7.10)

Таблица 7.2 Выбор разъединителей

7.4 Выбор трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока проводим исходя из следующих условий:

· напряжению электроустановки Ин. та? Ис.н.;

· конструкции и классу точности;

· току

Iн.та? Iн. п/а;

· электродинамической стойкости

iдин = kд • Iтер. н? iуд;

· термической стойкости

I2терм.вtтерм? Вк, Iтерм = kт•Нн.т;

· вторичной нагрузке

Z2 ном.? Z2 расч.

Электродинамическая стойкость задается отношением амплитуды ударного тока КЗ iуд к амплитуде номинального тока • Iтер. н

kд? , (7.11)

Между токами электродинамической и термической стойкости выдерживаем соотношение [11]:

iдин? 1,8 • • Iтер. н (7.12)

Для трансформаторов 1 Т и 2 Т, выключатель 1 В и 2 В выбираем трансформаторы тока ТВТ-110; с вариантом исполнения 300/5; КЛ.0,5; 1; 10Р, Ин. та = 110кВ; tтер = 3с, Iтер = 25кА,

Тогда согласно ((7.12):

iдин? 1,8••25 = 65кА.

Таблица 7.3а. Выбор трансформаторов тока встроенных в трансформатор ТРДН-25 000/110

Таблица 7.3 б Выбор трансформаторов тока встроенных в выключатель ВЭБ-110-II-40/2500-УХЛ1

Выбор трансформаторов тока для выключателей на стороне 6кВ.

Для ячеек на стороне 6кВ выбираем трансформаторы тока ARJP 3/N2F

Ячейка MCset «Evolis» HD II, Iн = 2500А:

Iн=3000А; kт = 3000/5; номинальная вторичная мощность Sиз = 30В•А, кл.0,5; Sзащ=30 В•А, кл.10Р; Iтер =30кА; iдин =80.

Ячейка MCset «Evolis» HD II, Iн = 1250А:

Iн=1500А; kт =1500/5; Sиз = 30В•А, кл.0,5; Sзащ=30В•А, кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

Ячейка MCset «Evolis» HD II, Iн = 630А:

Iн=600А; kт =600/5; Sиз= 20В•А; кл.0,5; Sзащ=20В•А; кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

7.5 Выбор трансформаторов напряжения Для питания электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформаторы напряжения.

Условия выбора:

· Ин. тн = Ин. с;

· Sн. тн? ?Sн.наг.;

· Наличие класса точности 0,5 для цепей учета;

· Падение напряжения 0,5% Ин.нн.

На стороне высшего напряжения выбираем трансформаторы НКФ-110−58У1, U1н= 110 000/; U2н = 100/ В; 100В; S2н1= 400В•А, кл.0,5; S2н2= 600В•А, кл.1,0; S2н3 = 1200В•А, кл.3,0.

Трансформаторы напряжения для секции шин 6кВ VRQ 2-n/S2:

· Максимальное рабочее напряжение Umax. раб = 7,2кВ;

· Номинальное напряжение U1н=6000/ В;

· U2н =100/ В; 100 В.

7.6 Выбор шин и изоляторов Шины и токопроводы выбирают по номинальным параметрам (току и напряжению) в соответствии с максимальными расчетными нагрузками и проверяют по режиму КЗ. Наибольшие напряжения в металле при ударном КЗ не должны превосходить 70% допустимого по ГОСТ, что составляет: для меди марки МТ удоп =1400 кгс/см² при хш = 2500С, для алюминия марки АТ удоп =700 кгс/см² при хш = 2000С. Сборные шины распределительных устройств не проверяют на экономическую плотность тока.

Изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току (проходные и линейные изоляторы), проверяются на разрушающее воздействие тока трехфазного КЗ на шинах и термическое действие тока КЗ.

Наихудшим видом силовой нагрузки для изоляторов является та, которая создает наибольший изгибающий момент.

Допустимое усилие Fдоп = 0,6 Fразр, определяемое из разрушающего усилия Fразр = (375−2000 кг) с учетом коэффициента запаса прочности, равного 0,6.

Исходя из вышеизложенных условий и с учетом плоского расположения шин действующие на шину средней фазы сила равна:

F (3)max = 2,04 • 10−7; (7.13)

где d-расстояние между осями проводников, м;

Lдлина пролета шин, м;

iуд — ударное значение тока короткого замыкания.

Условия выбора:

F?доп? Fразр (7.14)

F??доп? F (3)max (7.15)

Iдин? Iпф (7.16)

От внутренней стороны стены РУ-6кВ ГПП до вводных выключателей выбираем шины АТ2х (10×120). От внешней стороны здания РУ-6кВ ГПП до трансформатора 1 Т и 2 Т выбираем гибкий токопровод смонтированный с проводов АС240/56, АС4х (1×240).

7.7 Выбор заземлителей Условия выбора и проверки [13]:

Uн.? Uн. сети;

iдин? iуд;

I2терм.в • tтерм? Вк.

Таблица 7.4 Результаты выбора заземлителей

7.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ Выбор вводных и секционных выключателей 6,3кВ на РУ-6кВ ГПП:

Iн.в = = 1606 А.

Выключатель «Evolis» HD- 7,2−50/2500:

Uн = 7,2кВ;

Iн = 50кА;

Iдин = 128кА;

Iдин = 50кА;

Tсв = 0,070 сек.

Все выбранное оборудование сводим в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Технические характеристики выбранных аппаратов и оборудования

8. Определение расчетных электрических нагрузок

8.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей промышленного предприятия.

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и заводом в целом. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий основными три вида нагрузок: активная мощность Р, кВт; реактивная мощность Q, кВ•Ар; ток I, А.

Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей всех электроприемников (ЭП) группы) и характер технологического процесса.

Технологический процесс НОВ непрерывный. Насосы НОТ и НОК относятся к потребителям I (1ЦН5ЦН и 6ЦН-7ЦН), а насосы оборотной системы технологических потоков НОВ-1 и НОВ-2 (1ЦН и 9ЦН) являются потребителями II категории.

Схема электроснабжения НОВ радиальная, с АВР на каждой ступени системы электроснабжения.

Схема электроснабжения показана на рис. 8.1 и 8.2.

Рисунок 8.2 а. Схема ЭСН ЦН-1, РТЗО и ЩО.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы ЭП, цехом или предприятием в целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее количество агрегатов (дневная).

8.2 Расчет электрических нагрузок

Расчет производим по установленной мощности (Ру) и коэффициенту спроса (kс).

Рр = kс • Руст, (кВт)(8.1)

где kс — коэффициент спроса активной мощности; Руст — установленная мощность электроприемника;

Qр = Ру • tgц, (кВ•Ар)(8.2)

где tgц — соответствует cosц данного электроприемника.

Полная мощность

Sр =, (кВ•А)(8.3)

Ведомость электроприемников НОВ приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Ведомость электроприемников НОВ

Пример расчета производим на ЦН-1, технологическая позиция НОТ-1 на плане (1), схема ЭСН ЦН-1 на рисунке 8.2а.

Рр = 0,75 •225 = 168,75кВт.

Согласно технологического регламента в работе 4 насоса, т. е.НОТ 1 тогда

Рр = 4•168,75 = 675 кВт

Резервный насос ЦН-5, НОТ-5 всегда в режиме АВР, т. е. в случае отказа любого насоса ЦН 1 4, а также в случае падения давления в системе циркуляции оборотной системы, насос ЦН-5 включается автоматический, тогда:

Рр.нц5 = kс • Ру, (кВт) (8.4)

Рр.нц5 = 0,15•225 = 33,75 кВт.

Коэффициент мощности электропривода ЦН:

cos ц = 0,8; tgц = 0,75.

Q?р = 168,75•0,75=125 кВ•Ар;

Qр = 4•125=500 кВ•Ар;

Qр.цн5 =25 кВ•Ар.

Для остальных электроприемников расчет аналогичен. Расчетные данные сводим в таблицу 8.2.

8.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

Выбор кабеля производим на примере насоса НОТ1:

Sр=210 кВ•А;

Выбираем стандартное сечение жил кабелей

Fст = 120 мм²; Iд. т = 200А.

Выбираем кабель марки АВВГнг-1 2х (5×120).

Для остальных электроприемников расчет аналогичен.

8.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

Выбор пуско-защитной аппаратуры производим по номинальным данным электродвигателя.

Sн = 280 кВ•А;

Iн.д =, (А) (8.7)

Iн.д =425 А.

Тип автоматического выключателя Compaсt NS630N+STR43; Iнав =630 А.

Номинальный ток расцепителя по отсечке:

Iн.т.о =10• Iр (8.8)

Iн.т.о = 10•320 = 3200 А.

Номинальный ток расцепителя по тепловой защите:

Iн.тр = 1,4 •Iр (8.9)

Iн.тр = 1,4•320 = 448 А.

Управление электродвигателем через блок управления с устройством плавного пуска и встроенной защитой.

Кратность пускового тока Iп = 2• Iн;

Уставка защиты по перегрузу Iн. п = 1,25• Iр

Встраиваемые блоки в цепи защиты

БМ-К5150−4674S УХЛ4

в блок управления

БМ-К5150−4674SME УХЛ4

Расчет для остальных насосов аналогичен.

Защита трансформаторов со стороны низшего напряжения по номинальным параметрам трансформатора и сборных шин РУНН, данные расчетов отражены в таблице 8.3 и показана на рисунке 8.2б.

Данные расчетов по РУ 0,4кВ ЩСУ НОТ; ЩСУ НОК и вспомогательной нагрузки показаны на рисунках 8.1 и 8.2.

Расположение оборудования и размещение кабельных линий показаны в разделе «Графическая часть лист 5» .

Защиту трансформаторов и электродвигателей 6кВ рассмотрим в разделе РЗиА.

Рисунок 8.2б Схема электроснабжения насосов НОТ1 НОТ5

9. Релейная защита и автоматика

9.1 Общие вопросы релейной защиты

В процессе эксплуатации электрических установок могут возникать перегрузки отдельных участков сети, короткие замыкания, резкие понижения напряжения и другие ненормальные режимы работы электросетей. Сверхтоки перегрузки и коротких замыканий приводят к опасным перегревам проводников и аппаратов, к их повреждению, к возникновению электрической дуги. Резкое снижение напряжения в сети может привести к нарушению устойчивости работы электрической системы или ее узлов. И чем дольше не отключен поврежденный элемент сети, тем больше размеры поврежденного оборудования. Отсюда следует, что в каждой электрической установке необходимо обеспечить быстрое автоматическое отключение поврежденного участка (и только его!), сохраняя в работе всю остальную систему [15; 18; 21].

Для этой цели предназначена релейная защита. Релейной защитой называют комплект специальных устройств, обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита должна обеспечить сигнализацию о неисправности. Специальные аппараты, обеспечивающие автоматическое воздействие при нарушении нормального режима работы электроустановки, называются реле.

В настоящее время выпускаются и находятся в эксплуатации устройства защиты элементов электроэнергетических систем, выполненные на электромеханической, микроэлектронной (линейные и логические интегральные микросхемы) и микропроцессорной элементной базе.

Электромеханические устройства релейной защиты (РЗ) морально устарели, однако в эксплуатации, в силу ряда причин, все еще составляют большинство.

Вместе с тем следует отметить, что с учетом современной практики в области релейной защиты промышленно развитых стран, характеризующейся преимущественным использованием микропроцессорных (МП) терминалов микроэлектронные устройства РЗ также можно считать морально устаревшими.

Их использование представляется целесообразным для отдельных элементов энергосистемы при замене электромеханических устройств защиты, исчерпавших свой физический ресурс.

Использование в электроэнергетике России МП-терминалов, реализующих в том числе и функции РЗ, а также выполненных на их основе координированных систем защиты, автоматики, контроля у правления отдельными энергообъектами находится в стадии опытной эксплуатации.

Учитывая вышеизложенные факторы для проектируемой сети электроснабжения завода на стороне среднего напряжения применим РЗиА на микропроцессорной элементной базе фирмы Sepam1000 Schneider Eleсtriс.

Для защиты электродвигателей и цеховых трансформаторов принимаем Sepam 1000+40.

Для выключателей вводов, и секционных выключателей РУ 6кВ Sepam 1000+80.

Применяемые устройства Sepam1000 позволяют решить проблемы АВР на РУ 6кВ на более высоком уровне, чем системы АВР выполненные при помощи электромеханических реле.

Архитектура модулей Sepam 1000+40Т представлена на рисунке 9.1.

Рисунок 9.1 Архитектура модулей Sepam 1000

Обозначение на рисунке 9.1:

1. Базовое устройство с различными типами человеко-машинного интерфейса; 2. Съемный картридж для сохранения данных параметрирования настроек; 3.42 логических входа/23 релейных выхода для дополнительных модулей на 14 входов и 6 выходов каждый; 4. 2 независимых порта сети связи Modbus; 5. Обработка данных от 16 температурных датчиков; 6.1 низкоуровневый аналоговый выход; 7. Модуль контроля синхронизма; 8. Программное обеспечение.

9.2 Параметры релейной защиты

Принятая система защиты предназначена для контроля напряжения, силу тока, мощность и сопротивление электрической сети. При отклонении контролируемого параметра от заданного значения реле срабатывает и замыкает цепь отключения соответствующих выключателей, которые и отключат поврежденный элемент или участок сети.

Релейная защита должна обеспечить быстроту и избирательность действия, надежность работы и чувствительность.

Быстрота действия защиты предупреждает расстройство работы системы и нарушение нормальной работы приемников при коротком замыкании и значительных понижениях напряжения. Это уменьшает ущерб при коротком замыкании.

Избирательным действием релейной защиты называют такое, при котором обеспечивается выявление поврежденного участка и его отключение; при этом неповрежденная часть электроустановки остается в работе.

Надежность работы релейной защиты заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных случаях.

Чувствительностью релейной защиты называют свойство реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра.

9.3 Выбор источника оперативного тока

Для обеспечения надежной работы системы РЗиА, необходим надежный источник оперативного тока.

В качестве источника оперативного применим ШОТ 01−220−20−150−1-16 для ГПП и РП4; ШОТ 01−220−20−70−1-6 для РП1; РП2; РП3.

Структурная схема ШОТ показана на рисунке 9.2.

Рисунок 9.2

Параметры ШОТ приведены в таблице 9.1

Таблица 9.1 Технические характеристики источника оперативного тока

9.4 Защита цеховых трансформаторов

На рисунке 9.2 показана однолинейная схема цехового трансформатора ТМЗ 1600/6 с коэффициентом трансформации kтн = 6/0,4. Для защиты данного трансформатора необходимо рассчитать параметры релейной защиты в целях защиты трансформатора от основных видов повреждений.

Основными видами повреждений в цеховых трансформаторах являются следующие:

· многофазные (междуфазные) КЗ в обмотках и на их выводах;

· однофазные замыкания, которые бывают двух видов: на землю и между витками одной фазы.

Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединенных к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защиты должна отключать трансформатор. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными через дугогасящие катушки (реакторы), защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети. Отключение таких замыканий в сетях 6 или 10 кВ необходимо по условию техники безопасности.

При витковых замыканиях в замкнувшихся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнитопровод трансформатора. Поэтому такие повреждения должны отключаться быстродействующей защитой. Но использовать для этой цели, имеющиеся в настоящее время защиты не представляется возможным из-за малого тока замкнувшихся витков;

· внутренние повреждения; «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери, вызывают местный нагрев стали, ведущий к разрушению изоляции.

Ненормальными режимами являются следующие:

· внешние КЗ, при которых через обмотки трансформатора могут проходить токи, превышающие номинальные, что приводит к нагреву изоляции обмоток и ее старению или повреждению;

· перегрузка трансформатора, которая не влияет на работу системы электроснабжения, так как токи перегрузки, как правило, невелики и их прохождения допустимо в течении некоторого времени, достаточного, чтобы персонал принял меры к разгрузке трансформатора;

· недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти при повреждении бака трансформатора.

Рисунок 9.3 Однолинейная схема цехового трансформатора ТМЗ 1600/6.

9.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора Схема защиты трансформатора показана на рисунке 9.4

Рисунок 9.4 Схема защиты трансформатора Трансформатор ТМЗ 1600/6; uk = 6,5%, kт = 6/0,4, группа соединения «звезда-звезда с нулем», I1н. тр =147 А; I2н. тр = 2310 А.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (согласно таблицы 6.3б) 1.1 I1н.

Расчетный ток с учетом возможного перегруза трансформатора:

I1н.р = 162 А; I2н. р = 2546 А.

Для защиты трансформатора и кабельной линии от междуфазных КЗ в обмотках и на выводах ВН принимаем защиту в виде токовой отсечки без выдержки времени, для защиты трансформатора при внешних КЗ и резервирования ТО принимаем МТЗ с выдержкой времени, для защиты трансформатора от однофазных КЗ в цепи с изолированной нейтралью принимаем защиту нулевой последовательности То.

Токи срабатывания защиты и реле для токовой отсечки определяем по формулам:

Iс.з =, (А)(9.2)

Чувствительность защиты

kч =, (9.3)

где Iс. р — ток срабатывания реле; - коэффициент схемы; - максимальный ток КЗ проходящий через ТА защиты при трехфазном КЗ на стороне 0,4кВ; - коэффициент трансформации ТА1 (рис. 9.2); kч — коэффициент чувствительности защиты; kв — коэффициент возврата; kз — коэффициент запуска.

Вид защиты — микропроцессорная на Sepam 1000+Т40.

kсх — коэффициент схемы или коэффициент отстройки.

Пределы уставки тока срабатывания Sepam 0,1−24 Iн.

Значения заданных величин:

· ТА1 — ARJP3/N2 °F; Iн=200А; kт=200/5; Sиз=20В•А; кл.0,5; Sзащ=20В•А; кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

· kз = 0,96

· kв = 0,96 (для Sepam 1000+Т40)

· kсх = kотс = 1,0 (для Sepam 1000+N40)

· kн = 1,1

Расчетные параметры:

= • 100, (А)(9.4)

= • 100 = 2254 А.

= = 68,18 А.

Iс.р = 68А.

= = 2472,72 А;

Iс.з = 2473 А.

kч = = 6.

Максимальная токовая защита.

Расчетный ток срабатывания

Iс.р =, (А)(9.5)

= 7,975 А

Iс.р =8

= = 290,9

Iс.з = 290 А.

Выдержка времени защиты:

T = 0,3 сек.

kч = = 6,7.

Защита от однофазных замыканий на землю.

Емкостной ток линии:

Iс = jс • L, (А)(9.6)

Iс = 0,612 А;

Iс.з = kн • kбр • Iс;

=1,1 А;

Iс.з = 5А.

Параметры защиты сводим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 Параметры релейной защиты

Максимальная токовая защита включает 2 группы защит из 4х элементов, является трехфазной. МТЗ запускается, когда 1,2 или 3 фазных тока достигает уставки токи срабатывания. Токовая отсечка:

Iто? 15,2 Is, где Is = I1н. р = 162 А.

МТЗ с выдержкой времени (защита с зависимой выдержкой времени):

Iмтз? 1,8 Is = I1н. р = 162 А;

Iмтз? 1,45 In = I1н та = 200 А.

Защита от замыканий на землю:

Iто? In0 = 1,1

Iто = 5 А.

Ввод параметров Sepam показан на рисунке 9.5.

Рисунок 9.5 Интерфейс «Человек-машина». Параметрирование Sepam

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

Проектируемый объект — насосная оборотного водоснабжения.

Насосная оборотного водоснабжения (НОВ) предназначена для обеспечения оборотной водой технологических цехов по производству технического углерода, а также оборудования энергоцеха. Основная задача насосной оборотного водоснабжения отвод тепла от работающих машин и агрегатов при помощи оборотной воды и ее охлаждение в градирнях путем распыления воды.

Для объекта, насосная оборотного водоснабжения, опасными факторами являются: микроклимат воздуха в зоне обслуживания, в операторной дозаторной и в складе реагентов; производственное освещение; источники механического травмирования; источники шума и вибрации; атмосферно-климатическое воздействие; оксид углерода и пыль технического углерода (при аварийных выбросах технологических цехов); обслуживание оборудования на разных уровнях; статическое электричество; электроустановки и линии электропередач как источники электромагнитных полей и излучений, а также как источники поражения электрическим током.

Микроклимат в зоне обслуживания, как опасный производственный фактор обусловлен, тем что зависит от многих факторов таких, как температура окружающей среды, температура подводимой и отводимой оборотной воды, температура подводимой теплофикационной воды (отопление), наличие промышленной вентиляции и т. д.

Источниками механического травмирования в насосной оборотной воды являются: вращающие части электродвигателей, насосов, задвижек, вентиляции;

кран-балка, консольный кран; двери, ворота; лестницы и мостики; применяемый инструмент.

По условиям окружающей среды проектируемый объект относится к нормальным помещениям. По условиям опасности в отношении взрыва и пожара в соответствии с противопожарными нормами строительного проектирования промышленных предприятий насосная оборотного водоснабжения относится к категории Д, т. е. к не опасным по взрыву и пожару.

Наличие электродвигателей, кабельных линий, аппаратуры КИПиА, АСУТП относит проектируемый объект к классу П-IIа по пожароопасности.

Санитарно-гигиенические требования к проектируемому объекту соответствуют ГОСТ (2001) -12.1.007−86 и ГОСТ (2003) 12.1.005−88 и характеризуются показателями микроклимата такими как, температура воздуха, относительная влажность воздуха, скорость движение воздуха, а так же продуктами производства технического углерода, такими как оксид углерода и пыль технического углерода.

Эффективным средствам обеспечения надлежащей чистоты и допустимых параметров микроклимата воздуха рабочей зоны является промышленная вентиляция, т. е. организованный и регулируемый воздухообмен, которая должна удалить из помещения загрязнений воздух и подать на его место свежий воздух.

В насосной оборотной воды, по способу перемещения воздуха спроектируем две системы вентиляции, естественная и механические системы вентиляции.

Естественная вентиляция (аэрация) насосной оборотного водоснабжения канальная 2-х уровневая с установленными 2-мя дефлекторами над машинным залом.

Механическая общеобменная приточно-вытяжная система вентиляции предназначена для ассимиляции избыточной теплоты, влаги и вредных веществ во всем объеме рабочих зон насосной.

Аварийная вентиляция в помещении насосной оборотной воды не предусматриваем.

Источниками производственного шума и вибрации на проектируемом объекте являются: механизмы, насосы, привода задвижек (механический шум), электрические машины и аппараты (электромагнитный шум), вентиляционные системы, т. е. источником шума в насосной оборотного водоснабжения является применяемые технологические оборудования и электроустановки. Длительное воздействие шума неблагоприятно для человека, так как снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Особенно вредно шум влияет на нервную и сердечно-сосудистую систему.

Согласно ГОСТ 12.1.050−86 и СН 2.2.4/2.1.8.562−96 «шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» по характеру частотного спектра шумы следует разделять на широкополосные и тональные. Широкополосный шум характеризуется непрерывным частотным спектром состоящим из отдельных тонов (шум от нагруженного трансформатора) широкий более одной октавы.

Допустимое значение уровней звука и звукового давления согласно СН 2.2.4/2.1.8.562−96 для насосного оборотного водоснабжения равен 80дБА. Уровень шума измеряется при помощи интегрирующего шумомера — виброметра ШИ-01 В.

Уровень вибрации на проектируемом предприятии должен соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.012−90 «Вибрационная безопасность. Общие требования» и СН 2.2.4/2.1.8.566−96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» допустимые значения на рабочих местах насосного оборотного водоснабжения по уровням виброускорения Х0=У0=Z0=100дБ с продолжительностью во времени Твб=170мин.

Защита от вибрации это применение: упругодемпфирующих элементов; виброизоляции; устройств динамического виброгашения; устройств вибропоглащения.

Защита от шума это применение: устройств звукопоглащения; устройств звукоизоляции; специальных индивидуальных средств защиты человека от воздействия шума. Уровень акустической (звуковой) мощности промышленного оборудования установленного в проектируемом объекте приведены в таб. 10.1.

Таблица 10.1 Уровни акустической (звуковой) мощности промышленного оборудования установленного в проектируемом объекте

Основным видом защиты от шума проектируемом предприятии применяем метод звукопоглащения выполненного на основе волокнистопористых поглотителей применяемых в виде акустической штукатурки THORSMAN для внутренней отделки помещений насосной оборотной воды. При этом поглащенная звуковая энергия волн данном виде звукопоглащения трансформируется в тепловую энергию.

Допустимые уровни общей вибрации для насосной оборотного водоснабжения при средней геометрической частоте 63 Гц приведена в таб. 10.2.

Таблица 10.2 Допустимые уровни общей вибрации

Допустимый уровень локальной вибрации при геометрической частоте 63 и 125 Гц приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3 Допустимый уровень локальной вибрации

Допустимое время воздействия вибрации при превышении уровня вибрации над нормативными значениями приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 Допустимое время воздействия вибрации

Допустимые характеристики вибрации в производственных помещениях насосной оборотного водоснабжения приведены в таблице 10.5.

Таблица 10.5 Допустимые характеристики вибрации в производственных помещениях насосной оборотного водоснабжения

Для защиты от вибрации проектируемом объекте применяем метод вибропоглащения, т. е. нанесение на вибрационную поверхность упруговязких демпфирующих материалов, обладающих большим внутренним трением в виде мастики и пластики WIBE by Schneider Electric.

Допустимые уровни напряженности электрических полей промышленной частоты и электромагнитных полей в производственных условиях производится согласно ГОСТ 12.1.002−84 (1999) и СанПиН 2.2.4.1191−03, путем применения 3х проводной системы электропитания системы освещения и 5ти проводной системой электропитания электродвигателей напряжением до 1000 В и трехжильных бронированных кабелей в электроустановках напряжением выше 1000 В с обязательным заземлением брони кабелей с обеих сторон, а также установкой всех коммутационных аппаратов в отдельном помещении.

Для освещения производственных помещений на основании разряда зрительной работы и характеристики освещения определяем нормы искусственного освещения согласно СНиП 23.05−95 (2003) и СанПиН 2.2.½.1.1 1278−03 или СанПиН 2.2.2/2.4.1340−03.

Пример расчета освещенности и выбора типа ламп и светильников производим для помещения операторной, где установлены панели приборов КИПиА, АСУТП и помещение оборудовано ПК оператора (машиниста).

Согласно гигиеническим нормам уровень освещенности рабочих поверхностей Еmin? 200лк; уровень пульсации светового потока kЕ? 5%.

Размер помещения 6×2,5 м², т. е. длина помещения А=6м; ширина помещения В=2,5 м; высота подвески светильников над рабочей поверхностью Нр =2,2 м; высота потолка Н=3,2 м; коэффициент запаса по освещению kз =1,2.

Определяем индекс (показатель) помещения:

??=, (10.1)

где, S — площадь помещения, м².

5э = 0,8.

Выбираем ЛВПО 01−6×14, с лампами TL-D 14W/3800К.

F=, (лм) (10.2)

Где, z =0,85 (техническая характеристика светильника), F=7200лм — техническая характеристика светильника, 5^ - коэффициент использования светового потока для выбранного типа ламп 5^ =0,6 0,87, для расчетов выбираем 5^ = 0,6, Nколичество светильников, — площадь помещения.

N = 1шт Определяем реальную освещенность операторной

E =. (лк) (10.4)

Е = = 280 лк.

Выбираем светильник ЛВПО 01−6×14−001, с лампами TL-D, Рл=14 Вт, Рн=84Вт с электронным пускорегулирующим аппаратом (ЭПРА), с коэффициентом пульсации kЕ = 1%.

Расчет сетей освещения и расположения светильников рассмотрены в главе 11.

Источником воздействия продуктами производства технического углерода являются технологические цеха по производству технического углерода при аварийных остановках производств, когда во избежание более тяжких последствий (например взрыв) производится выброс продуктов производства технического углерода таких как оксид углерода и пыль технического углерода.

В качестве основных средств защиты от источника воздействия продуктов производства технического углерода, т. е. от пыли технического углерода насосной оборотной воды применяем фильтры установленные в воздухозаборные устройства приточной системы вентиляции.

Источниками опасного производственного фактора такого как обслуживание оборудования на разных уровнях являются лестницы и мостики.

Все проектируемые показатели сводим в таблицу 10.6.

Таблица 10.6 Проектируемые показатели состояния условия труда на рабочих местах

При составлении итоговой таблицы исходили, что работы производимые на постоянных и непостоянных рабочих местах относятся категории работ IIа, т. е. средней тяжести. Проектируемые показатели микроклимата соответствует межгосударственному стандарту ГОСТ 12.1.005−88 (1999).

10.2 Мероприятия по обеспечению безопасности оборудования. Электробезопасность На проектируемом объекте в целях обеспечения безопасных условий для обслуживающего и эксплуатационного персонала применяем современное оборудование, т. е. центробежные насосы, вентиляторы и насосы дозаторы укомплектованные только подшипниками скольжения, размещение оборудования в отдельных помещениях, т. е. насосы в машинном зале, вентиляторы в венткамере, насосы дозаторы в дозаторной, пуско-защитная аппаратура электрических приводов в специальном помещении и устанавливаем в закрытых шкафах степенью защиты IP44, с резиновыми уплотнителями дверей шкафов, корпуса шкафов заземляем, корпуса шкафов из оцинкованной стали имеющие покрытие Zinkpox STAGO.

Заземленные корпуса шкафов, электродвигателей являются одновременно механической защитой, а также обеспечивают защиту персонала от воздействия электрического тока, электромагнитных волн, от напряженности электрического поля. Применение пятижильных кабелей для питания электродвигателей, т. е. одновременное зануление и заземление дает возможность поглащения ЭМП создаваемого КЛ. Наличие 5жилы в силовых кабелях, а также прокладка кабелей по кабельным конструкциям STAGO имеющим специальные покрытие Zinkpox предопределяет то, что распространение электромагнитных волн происходит в ограниченном пространстве между токоведущими элементами и пятой жилой кабеля и кабеленесущими конструкциями.

Кабельные линии 6кВ, питающих трансформаторы и электродвигатели прокладываем с наружной стороны здания насосной, ввод в здание осуществляем специальными кабельными конструкциями STAGO металлопластиковой основе. Кабельные линии 0,4кВ прокладываем по кабельным конструкциям STAGO с установкой защиты от механических повреждений, при этом осуществляя защиту персонала расстоянием согласно требований действующих правил.

Все электроустановки, а также конструкции применяемых шкафов, кабельные конструкции в проектируемом объекте соответствуют требованиям ГОСТ 12.1.000−99, и обеспечивают защиту персонала от соприкосновения с токоведущими частями. Согласно требований ГОСТ 12.1.019−01 и ГОСТ 12.1.030−01 для обеспечения электробезопасности применяем следующие технические способы и средства: защитное заземление, зануление, автоматическую защиту от КЗ, применение изолированных шин в распределительных шкафах.

Для защиты персонала от воздействия электрического тока и от электромагнитных волн промышленной частоты производим заземление корпусов всех электроустановок. Цель заземления — снижение до безопасной величины напряжения прикосновения и шагового напряжения, а также замыкания электромагнитных волн на заземленные части оборудования.

Защитное заземление — преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Назначение защитного заземления — устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

С целью снижения расходов, идущих на заземляющие устройства предварительно используем естественные заземлители.

В качестве естественных заземлителей используем: проложенные в земле стальные трубы системы оборотного водоснабжения с глубиной прокладки 3,5 м в земле, Rе1; металлические конструкции двух градирен с углублением в землю металлических конструкций глубиной 5 м, Rе2; железобетонные конструкции самого здания насосной оборотного водоснабжения с углублением железобетонных конструкций глубиной 5 м, Rе3.

Характер грунта вокруг насосной оборотной воды представляет насыпной утрамбованный грунт, состоящий в основном из красной глины.

Табличное значение удельного сопротивления грунта:

ст = 8 Ом•м [23]

Расчетное значение удельного сопротивления грунта:

ср = ст •ш1, (Ом•м) (10.5)

где, ш1 — коэффициент повышения сопротивления согласно ш1 =1,36.

ср = 8•2,40 = 2,72 Ом•м или ср = 19,2•102 Ом•см.

Для примера берем расчет Rе3, т. е. железобетонные конструкции здания насосной оборотной воды, количество заземлителей 22 шт, а естественные заземлители Rе1 и Rе2 предварительно отнесем к категории заземлителей увеличивающих запас надежности ЗУ.

Для расчета используем упрощенную формулу определения R0, для железобетонных конструкций, состоящих из прутков арматурной стали диаметром 12 мм.

R0 = 0,227 ср, (Ом) (10.6)

R0 = 0,227•1,36•8•102 = 2,5 Ом.

Определяем сопротивление заземляющего устройства

Rзез =, Ом (10.7)

Rзез = = 0,12 Ом.

Согласно сопротивления заземляющего устройства электроустановок до 1кВ должно быть не больше 4 Ом, тогда сооружение искусственного заземляющего устройства не требуется.

Внешний контур заземления и для ТП-9 и насосной оборотной воды принимаем единым. Внутренние контуры заземлений для ТП-9, электрощитов 0,4кВ и насосной выполняем полосой 40×4 мм² на уровне закладных железобетонных конструкций, т. е. 0,000+0,35 метра для контуров отметки 0,000 и — 4,200+0,4 для контура отметки — 4,200.

К внутреннему контуру заземления присоединяем: нейтраль трансформаторов ТМЗ 1600/6 на стороне НН — стальной полосой 4×40мм2; корпус трансформатора — медным проводником сечением 50 мм²; металлические нетоковедущие части РУНН ТП — гибкими медными проводниками сечением 50 мм²; металлические нетоковедущие части щитового оборудования электрощитовой, потребителей КИПиА — гибкими медными проводниками сечением 16 мм²; электродвигатели напряжением 0,4 кВ пятой и четвертыми жилами кабелей; электродвигатели напряжением 6 кВ, от станины насосов и от брони кабеля — гибкими медными проводниками сечением 25 мм²; все металлические конструкции, трубопроводы, насосы, станины полосой 4×40 мм² при помощи электросварки.

Схема размещения защитного заземления показано в графической части проекта лист 8.

Для защиты здания, оборудования и персонала от воздействия атмосферно-климатического воздействия (молний) производим расчет молниезащиты.

Для защиты здания насосной от поражения грозового разряда используем прожекторные мачты расположенные в координатах Г8+4,5 м и А1+4,5 м высотой hмачты = 24,5 м, высота здания с учетом кровли hз =4,5 м.

По четырем углам площадки обслуживание прожекторной мачты устанавливаем стальные молниеотводы диаметром 25 мм высотой 5,5 м, тогда h =30 м.

Определяем радиус защиты:

гх1 =1,6 •h •(h — h3) / (h+h3), (м); (10.8)

гх1 = 1,6•30 (30−4,5) / (30+4,5) = 35,5 м.

гх2 = гх1

Расстояние между прожекторными мачтами Lм = 48 м.

Rзн1 = Rзн2 =0,227•1,36•8•102 = 2,5 Ом.

Допуская Iм = 150 кА, а h3 = 4,5 м, Rз =2,5 Ом определяем Umax:

Umax =; (кВ) (10.9)

Umax = 75 = 575 кВ.

Sв = Umax/Ев м (10.10)

Sв = 575/500 = 1,15 м.

Расстояние между зданием и молниепроводом по воздуху должен быть не менее 1,15 м.

S3 = 1,25 м.

гх >Sв+ 0,5 А (10.11)

гх1 > 1,15 + 21 = 22,15;

гх1 = гх2 = 35,5 м.

где, А длина здания.

Использование существующих прожекторных мачт обеспечивает молниезащиту здания насосной оборотной воды без дополнительных затрат.

Насосная оборотного водоснабжения по устройству молниезащиты относится к 3-й категории и защищается от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов прожекторными мачтами № 1 и № 2, при этом молниеприемная сетка на кровле не устанавливается.

Схема молниезащиты показана в графической части лист 8.

Для защиты оборудования от КЗ и защиты персонала от воздействия напряжения прикосновения применяем автоматические выключатели. Примеры расчета и выбора приведены в разделе 8.4.

Классификация производственных помещений по электробезопасности проектируемого объекта относятся к помещениям с повышенной опасностью по степени опасности поражения электрическим током, так как характеризуется наличием большого числа заземленного оборудования, трубопроводов и наличием токопроводящих полов, а машинный зал насосной относится к особоопасным помещениям так как в нем уже сочетается и наличие токопроводящего пола, и есть возможность одновременного прикосновения к токоведущим частям (например при производстве ремонтных работ, применяется переносной электроинструмент, электросварочное оборудование) и есть возможность повышения влажности 75% и более.

По классификации напряжений проектируемый объект располагает электроустановками напряжением до 1000 В и выше 1000 В.

Электрифицированный инструмент и переносные светильники в помещениях с повышенной опасностью должны быть рассчитаны на 42 В, а в помещениях особоопасных на 12 В.

10.3 Пожарная безопасность Источниками зажигания и пожара в насосной оборотного водоснабжения могут быть только КЗ в электроустановках.

По условиям опасности в отношении взрыва и пожара в соответствии с противопожарными номами строительного проектирования промышленных предприятий насосная оборотного водоснабжения относится к категории Д, т. е. не опасным по взрыву и пожару.

По классификации помещений по пожароопасности к классу П-IIа.

Обеспечение пожарной безопасности проектируемого объекта не требует разработки особых инженерно-технических решений, а сводится к правильному выбору электрооборудования, КЛ и пуско-защитной аппаратуры.

Стационарно установленные электрические аппараты и приборы в помещениях класса П-IIа применим закрытого исполнения со степенью защиты IP44, кнопки управления в местном режиме, светильники, а особенно узел ЭПРА со степенью защиты IP55, все кабельные линии с изоляцией не распространяющие горение, на пример АВВГ 5×120нг-1, согласно требований пожарной безопасности обеспечиваем насосную оборотной водоснабжения семью огнетушителями ОУ-5, и одним огнетушителем ОУ-3 (операторная).

10.4 Охрана окружающей среды Проектируемый объект не организовывает отходов, не является источником вредных выбросов в атмосферу, применяемые реагенты не являются токсичными, а всего направлены для уменьшения кислотного числа и регулирования параметра РН воды.

Исходя из вышеизложенного для насосной оборотного водоснабжения не требуется разработка специальных инженерно-технических мероприятий по охране окружающей среды.

10.5 Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Проектируемый объект, насосная оборотного водоснабжения, не является источником возникновения крупных аварий, катастроф, стихийных бедствий, взрывов и пожаров, но находится в составе нефтехимического предприятия производящего технический углерод. Обслуживается одним оператором — машинистом насосной, но в помещения могут находится лица из числа оперативного персонала службы главного энергетика в количестве 2 человек и лицо из числа оперативного персонала службы КИПиА, АСУТП, поэтому при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций в общем по заводу насосная оборотного водоснабжения обеспечиваем средствами оповещения общезаводского назначения, такими как постоянно действующая радиосвязь, телефоном прямой диспетчерской связи. Насосная оборотного водоснабжения имеет два электропомещения, помещение подстанций ТП-9 и помещение электроаппаратной, которые обеспечиваем испытанными средствами защиты от воздействия электрического тока, согласно требований «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевые правила охраны труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок потребителей» .

Применение современных технологий при внутренней отделки помещений (акустическая штукатурка), применение вибропоглатителей (вибропоглащающая мастика и пластика), применение современных светильников (исключение шума от ПРА и уменьшение пульсации до 1%), применение 3х и 5ти жильных кабелей направлены для обеспечения безопасности объекта и создания безопасных и комфортных условий для обслуживающего эксплуатационного и ремонтного персонала.

Применение кабельных конструкций, шкафов изготовления из горячеоцинкованной стали с покрытием Zinkрox которые имеют сертификацию ГОСТ Р и испытаны на огнестойкость, сейсмостойкость, а также на стойкость к токам короткого замыкания до 140кА и соответствуют ГОСТ Р 9.015−2004 «Единая система защиты от коррозии и старения. Общие технические требования», обеспечивают безопасность оборудования и персонала, а также обеспечивают пожарную безопасность проектируемого объекта.

В целях защиты персонала от соприкосновения с вращающимися частями в проектируемом объекте применяем насосы с конструктивным исполнением электрической машины (АД) 1 М², т. е. фланцевое соединение электродвигатель-насос согласно ГОСТ 2479–79 (2000), а также защиты персонала и электрической машины согласно ГОСТ 14 254–80 (1998) со степенью защиты оболочки IP44; IP55, а кнопок управления только IP55, которые защищают аппараты и машины от проникновения водяных струй и капель вовнутрь.

Применение кабелей, подвесок и кабель каналов ПВХ не распространяющих горение увеличивают противопожарное состояние проектируемого объекта.

11. Расчет электроосвещения насосной оборотного водоснабжения

11.1 Выбор системы освещения и освещенности насосной оборотного водоснабжения Основными электроприемниками насосной оборотного водоснабжения являются насосы, расположенные в машинном зале насосной.

Для машинного зала норма освещенности:

· при эксплуатации не менее 75лк;

· при производстве ремонтных работ не менее 150лк;

· аварийное освещение 5% от рабочего, но не менее 3лк;

· эвакуационное освещение над всеми входными дверями с указанием «Выход» .

Рабочее освещение проектируем 2х уровневую, т. е. 2 ряда под потолком с высотой подвески H? — hс = 4 м, H? =4,2, hс = 0,2 м и один ряд вдоль стены по оси Б+1м в промежутке (Б+1)4(Б+1)8. Высоту рабочей поверхности принимаем равной hр =1,2 м, тогда:

Hр = H-(hс + hр), м (11.1)

Hр = 8,4-(0,2+1,2) = 7 м.

Расстояние б; от стены до первой линии освещения принимаем равной:

Б= 2 м.

Коэффициент запаса по освещению заложим kз = 1,2 [24];

Еmin = 75лк; 5^=0,6.

Индекс (показатель) помещения:

5э=, (11.2)

где, S — площадь помещения, м2; А — длина помещения, м, В — ширина помещения, м, Hр — высота подвески светильников от рабочей поверхности, м.

5э = 1,0.

Коэффициент использования светового потока, 5^; для выбранного светильника ЛСПО 02−2×58−002, с лампами TL-D 58W/6500К:

5^ =0,6 0,87, принимаем 5^ = 0,6.

Согласно определяем предварительное количество светильников:

N = 4шт где, Z = 0,85 (техническая характеристика светильника); F = 8440 лм (техническая характеристика светильника).

На отметке — 0.200 располагаем 3 светильника ЛСПО 02−2×58−002.

Определяем реальную освещенность

E =. (лк) (11.5)

Е =160 лк.

Определяем мощность освещения машинного зала насосной оборотного водоснабжения:

Р=7×2×56=784 Вт,

в том числе эксплуатационное освещение:

Fmin.р = 4×2×56 = 448 Вт.

Аварийное освещение:

РАО=0,05•448 =22,4 Вт.

Выбираем лампы Рл = 10Вт в количестве 6шт, по 3шт на каждый уровень.

Лампа светодиодная — MLb -230V A72 E27, 10W (PHILIPS)

Эвакуационное освещение: MLb -230V A72 E27, 10W (PHILIPS)

Выбираем лампы Рл = 10Вт в количестве 3шт над всеми выходами с машинного зала.

Лампа MLb -230V A72 (PHILIPS); Master LEDbulb 10W, цоколь Е27; световая температура 2700К; диаметр колбы 72 мм; длина 120 мм; напряжение сети 220−230В; частота сети 50−60Гц; индекс цветопередачи 80.

Обозначение света:

· теплый белый — аварийное освещение;

· зелено-белый — эвакуационное освещение;

Лампы MLb -230V A72 (PHILIPS) предназначены для круглосуточного применения. Световой поток лампы 700лм, в зеркально призматических светильниках подвесного исполнения Fс = 650лм, в настенных светильниках Fс =620лм.

Суммарная мощность освещения:

Р? =812+10×6+10×3 = 874 Вт.

Для освещения насосной применены энергосберегающие технологии, новые светильники с применением ЭПРА. В помещениях электрощитовой, дозаторной применены светильники рабочее и аварийное освещение в одном светильнике.

Светильник ЛСПО 02−2×58−002:

· потребляемая мощность, Вт — 116Вт;

· коэффициент мощности, cosц -0,98;

· коэффициент пульсации, kЕ — 1%.

Светильник ЛСПО 02−2×58−002 соответствует ГОСТ р60 598−1-2003 и ТУ 3461−003−59 647 694−2008.

Применяемые светильники:

СЗПр-п (н) -125ц — IP 54;

ЛСПО 02−2×58−002; ЭПРА — IP 54.

Розеточный узел лампы IP 65;

оптический блок IP 20.

Расчет для остальных помещений насосной аналогичен. Результаты сводим в таблицу 11.1. Размещение светильников, ЩО; АЩО, сетей освещения показан в графической части лист 8.

Рисунок 11.1 План размещения освещения машинного зала насосной оборотного водоснабжения

11.2 Светотехнические характеристики проектируемого освещения Светотехнические характеристики проектируемого освещения приведены в таблице 11.2

Таблица 11.2 Светотехнические характеристики проектируемого освещения

11.3 Расчет и выбор схемы питания Общая установленная мощность светильников рабочего освещения Ро. р, Вт.

Ро.р = ?nи •Рi, (Вт) (11.6)

где, nи — количество светильников I типа; Рi — мощность светильника I типа.

Ро.р = 7•116 + 2•56 + 3•84 + 4•28 + 5•10 = 1338 Вт.

Общая установленная мощность аварийного освещения Ро. а = 100Вт.

Общая установленная мощность эвакуационного освещения Ро. э = 30Вт.

Выбор кабелей питающих щитки освещения.

Кабель питающий линии щитка аварийного освещения выбираем исходя из условия

Iр = Iн. а;

где, Iр — расчетный ток; Iн. а — номинальный ток вводного выключателя АЩО.

Расчетное сечение кабеля:

Fэ.к = 10 мм².

Для остальных расчет аналогичен. Результат расчетов показан на рисунке 11.2

Для питания щитков освещения ЩО и АЩО выбираем кабель АВВГнг 5×10.

Для питания линии освещения выбираем кабель АВВГнг 3×2,5.

Условные обозначения сети освещения:

12. Экономическая часть

12.1 Определение КПД системы электроснабжения

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня для проектируемой сети.

Для определения потерь электроэнергии построим детальную структуру потерь электроэнергии показанную на рисунке 13.1.

Рисунок 12.1 Детальная структура потерь электроэнергии

Далее построим линейную структуру поступления и потерь электроэнергии по ступеням напряжения рис. 12.2.

Рисунок 12.2 Линейная структура поступления и потерь электроэнергии

Суммарный максимум нагрузки потребителей согласно (3.19):

Рmax = 27,25 МВт.

Полезный отпуск электроэнергии за период Tmax [21; 22]:

Wn.110 = Рmax · …Tmax, (МВт· ч) (12.1)

где, Tmax — продолжительность приема максимальной нагрузки, Tmax = 4700 часов.

Wn.110 = 27,25· 4700 = 128 075 000 кВт· ч.

Нагрузочные потери в линии в период максимума нагрузок ДРнаг = 142 кВт.

Потери климатические в линии (на корону; от токов утечки по изоляторам) — 1,2 кВт/км [22]:

ДРклим = 1,2 · Lвл · n, (кВт) (12.3)

ДРклим = 36 кВт.

Суммарные потери в линии ДРл = ДРнаг + ДРклим, (кВт) (12.4)

ДРл = 178 кВт.

Потери электроэнергии за период Tmax:

Wл = ДРл· Tmax, (кВт•ч) (12.5)

Wл = 837 000 кВт· ч.

Потери на трансформацию на трансформаторах ТРДН-25 000/110:

Рхх= 30 кВт; Ркз = 120 кВт; Uк = 10,5%;

ДРтр = 2· (ДРхх + · Ркз), (кВт) (12.6)

где, k3 — коэффициент загрузки трансформаторов:

k3 = = 0,587;

ДРтр = 2· (30+0,5872 · 120) = 142,7 кВт.

Потери электроэнергии на трансформацию

Wтр = 142,7 · 4700 = 670 690 кВт· ч.

Потери в распределительной сети 6кВ:

ДРклим = · Rр; (кВт) (12.8)

где, для F = 150 мм² — r'0 = 0,206 Ом/км; для F =240 мм² — r'0 = 0,129Ом/км ДРклим?= · R1 + · R2 + …+ · Ri, (кВт) (12.9)

где, — количество кабелей в КЛ, на пример КЛ ГПП-РП-1, r0 = 0,206 Ом/км; =4;

l= 0,44 км;

R1 =, (Ом) (12.10)

R1 = = 0,2 266 Ом.

ДРкл1 = • 0,2 266 = 38,4 кВт;

ДРкл? = 243,3 кВт.

Потерь электроэнергии в сети ДWкл = ДРкл·, (МВт· ч) (12.11)

где, = 3200 часов.

ДWкл = 243,3· 3200 = 778 560 кВт•ч.

Потери на трансформацию и в КЛ-0,4кВ согласно (3.15)

ДР0,4 = 740 кВт, тогда потери электрической энергии на стороне 0,4кВ.

ДW0,4 = 740•4700 = 3 478 000 кВт•ч.

Общие потери мощности в сети

?Рс = ?Р0,4 + ?Ркл? + ?Ртр + ?Рл, (кВт) (12.12)

?Рс = 740 + 243,3 + 142,7 + 178 = 1304 кВт.

Общие потери электроэнергии в сети в период максимумов нагрузок

?W? = ?W0.4 + ?Wкл + ?Wтр + ?Wл, (кВт•ч) (12.13)

?W? = 3 478 000+778560+670 690+837000 = 5 764 250 кВт•ч.

Общее потребление электроэнергии в период максимумов нагрузок

Wс = Wп•110 + ?Wс, (кВт•ч) (12.14)

Wс = 128 075 000+5764250 = 133 839 250 кВт•ч.

Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок

5^с.max, %;

5^с.max = 100 = 95,4%.

Коэффициент полезного действия средне взвешенное за год:

5^с.ср.в = 100%, (%) (12.16)

5^с.ср.в = 100 = 95,7%.

Коэффициент полезного действия сети с учетом собственных источников производства электроэнергии.

Мощность собственных источников электроэнергии (СИЭ):

Рr= 2×6•103 = 12•103 кВт;

Qr= 2×4,5•103 =9•103 кВ•Ар.

Потери мощности на собственные нужды:

?Рсн.г.=450 кВт; ?Q = 340 кВ•Ар.

С учетом потерь на собственные нужды Рг = 10,2 — 0,45 = 9,75•103 кВт; Qг = 7,083 кВ•Ар.

Потери электроэнергии на СН:

?Wсн =? Рсн. г • Тmax, (12.17)

?Wсн = 2 115 000 кВт•ч.

Производство полезной энергии за период Тmax:

Wn.110.2 = 17,5•4700•103 = 82,25•106 кВт•ч.

Нагрузочные потери в линии в период Тmax:

?Рнаг.2 = •2 = 60 кВт.

Суммарные потери на линии:

?Рл2= 60+36 = 96 кВт;

Wл2= 96•4700 = 451 200 кВт•ч.

Потери ?Р на трансформацию на трансформаторах ТРДН 25 000/110кВ согласно (13.6; 13.7):

kз = = 0,384

?Ртр.2 = 2•(30+0,3842•120) = 95,4 кВт.

Потери ?W на трансформацию:

Wтр2 = 95,4 • 4700 = 448 380 кВт•ч.

Потери ?Р в распределительной сети 6кВ:

?Ркл?2 = 211,2 кВт.

Потери ?W в распределительной сети 6кВ:

?Wкл2 = 211,2 • 3200 = 675 840 кВт•ч.

Потери на трансформацию и в сетях 0,4 кВ согласно (3.15):

?Р0,4 = 740 кВт.

Потери ?W на трансформацию и в сетях 0,4 кВ:

?W0,4 = 3 478 000 кВт•ч.

Общие потери сети с учетом собственной генерации:

?Рс.2 = 1592,6 кВт.

Общая полезная мощность потребляемая от системы:

Рmax = Рmax2 + ?Рл + ?Ртр, (кВт) (12.19)

Рmax = 17,5 + 0,096 + 0,0954 17,7 •103 кВт.

Общее потребление электроэнергии от системы:

Wс = 83 190 000 кВт•ч.

5^с.2 = •100% = 98,9%;

5^с.ср.в2 = • 100% = 98,9.

Среднее значение коэффициента мощности:

сosцс.1 = 0,93

Среднее значение коэффициента мощности с учетом собственной генерации: сosцс.2 = 0,95.

12.2 Капитальные затраты проектируемой сети Суммарные капитальные затраты с учетом СМР согласно (6.36):

Кз = 182 450 тыс. руб.

12.3 Затраты на организацию обслуживания Организация обслуживания подстанций и определение количества обслуживающего персонала.

Для обслуживания спроектированной сети выбирается круглосуточное дежурство — смена по 8 часов, четырехбригадная. Количество оперативного персонала — 4+1 человека, ремонтного персонала — 5 человек. Из них 6 человек работают по 6 разряду и 4 человека — 5 разряду. Вводим договорную систему оплаты труда. Расчет производим по средней наработке 22смены в месяц.

Среднемесячный фонд рабочего времени 176 часов. Основная заработная плата рабочих:

по 6 разряду — 15 тыс. руб.; по 5 разряду — 13,5 тыс. руб.

Изп.о = 12•(6•15+4•18,5) = 1728 тыс. руб./год.

Дополнительная зарплата — премия 50% от тарифной ставки:

Изп.д = 0,5•1728 = 864 тыс. руб./год.

Отчисления на социальные нужды от ФЗП:

Ио =0,26•(Изп.о + Изп. пр) тыс.руб. (12.20)

Ио = 0,26•(1728+864) =674 тыс. руб./год.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

Ирем = 5э• Иа. о, тыс.руб., (12.21)

где, 5э — коэффициент, учитывающий затраты на ремонт и обслуживание оборудования (1,1 1,18),

И — амортизационные отчисления:

Иа.о = •К? тыс.руб./год, (12.22)

Иа.о. = •165 864 = 10 780 тыс. руб./год Затраты на ремонт согласно (12.21):

И = 1,1•10 780 = 11 860 тыс. руб./год.

Общесистемные расходы:

Иос = б• Иэ. с тыс.руб./год, (12.23)

Иос = 0,15•11 860 = 1 780 тыс. руб./год, где, б — коэффициент зависящий от уровня напряжения и равно 0,15.

Накладные расходы:

Иоб. = j •(Иэ.с + Иц.) тыс.руб., (12.24)

Иоб. = 0,05 •(11 860 + 1780) = 682 тыс. руб./год.

Покупная энергия по государственному тарифу (20% от общего потребления):

З?п.э. = 0,2• 1,8•83 190 000 = 29 948 400 руб.

Покупная энергия по рыночному тарифу (80% от общего потребления):

З??п.э. = 0,8•2,04•83 190 000 = 135 766 086 руб.

Суммарная покупная энергия Зп. э = З? п. э + З?? п. э, (тыс.руб), (12.25)

Зп.э. = 165 745 тыс. руб.

Общие издержки сети:

Ис = д (Изп.о + Изп. д + Ио + Иэ. с + Иц + Иоб + Иа. о)тыс.руб., (12.26)

где, д=1 — коэффициент учитывающий дорожные эксплуатационные расходы в районе с умеренным климатом.

Ис=1•(1 728+864+674+11 860+1 780+682+10 780)=28 363 тыс. руб./год.,

Издержки на потери электроэнергии сети:

Ип.э = 1,3•1,592•103 = 9 734 тыс. руб.

Совокупные потери сети (с учетом потерь электроэнергии):

Исп = Ис + Ипэ = 38 097 тыс. руб.

Таблица 12.1 Показатели затрат на обслуживание сети

Технико-экономические показатели работы проектируемой электрической сети, в таблице 12.2.

Таблица 12.2 Технико-экономические показатели сети

Экономические показатели заносим в таблицу 12.3

Таблица 12.3 Экономические показатели спроектированной сети

12.4 Определение технико-экономических показателей Показатели потребления электроэнергии за месяц.

Wм = = 10 673•103 кВт•ч.

Стоимость электроэнергии за месяц:

См = 13 810 тыс. руб.

цена на 1кВт внутри предприятия Ц = =1,3 рубля.

Расход электроэнергии на 1 т выпускаемой продукции:

Wп =, (кВт•ч/т), (12.30)

где Wс — годовое потребление электроэнергии, — годовой объем производства техуглерода.

С учетом собственных источников генераций

= = 520 кВт•ч/т, без учета собственных источников генерации

= 810 кВт•ч/т.

Эффективность от ввода собственных источников генерации:

Эф = •100%, (12.31)

Эф = •100% = 35%

Произведенные технико-экономические расчеты, целью которых было экономическое обоснование выбранного технического решения, показали, что в процессе проектирования системы электроснабжения завода технического углерода последовательно были решены следующие задачи:

· выбор наиболее рациональной с точки зрения технико-экономических показателей варианта схемы электроснабжения;

· правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для главной понизительной и цеховых подстанций;

· выбор рациональной напряжения для схемы электроснабжения, определяющих в конечном счете размеры капиталовложений, расход цветного металла, величину потерь электроэнергии и эксплуатационные потери;

· детализацию и расчет потерь электроэнергии в период максимумов нагрузок;

· определение КПД спроектированной сети;

Определение экономическую эффективность проекта Э=Эк/К?, (12.32)

где, Эк — экономический эффект от работы собственных источников генерации, К? — капиталовложения на проект без учета СМР.

Эк = Ипэ-Игэ, тыс.руб. (12.33)

Согласно (13.25) Ипэ =165 745 тыс. руб.

Игэ = Цг •Wс, тыс.руб. (12.34)

Игэ = 1,3•83 190 = 133 104 тыс. руб.

Эк = 165 745 — 108 147 = 57 598 тыс. руб/год.

Э = = 0,35

Окупаемость проекта без учета СМР (Ток1), год:

Ток1 = = = 2,88 3года.

Окупаемость проекта с учетом СМР (Ток2), год:

Ток2 = 182 450/57 598 = 3 года.

Эт = Эк — Ен •К (12.35)

Эт = 57 598 — 0,25•165 864 = 16 132 тыс. руб.

13. Энергоэффективность Внедрение элементов или полноценное развертывание системы Бережливого производства на предприятии заставить задумываться в таких вопросах, как энергоэффективность, снижение энергоемкости производства техуглерода, выявление и устранение потерь во всех звеньях производственной цепочки, а также потерь полученной готовой продукции.

Энергетическая составляющая (с 2010 по 01.01.2013 года годовая потребляемая мощность увеличилась ~ на 1,2 МВт и составляет ~ 9,3 МВт) в себестоимости конечной продукции с каждым годом становится больше, этот факт должен подтолкнуть к эффективному планированию в применении энергоресурсов.

Первый этап по пути к энергоэффективности предприятия — это внедрение эффективной системы автоматизированного диспетчерского контроля и управления потреблением энергоресурсов.

Очевидный дальней путь (второй этап) к повышению эффективности расхода энергоресурсов — их нормирование и дальнейшая мотивация технологического персонала на эти нормативы. Теоретический рассчитать долю электроэнергии, которая тратить на каждую операцию на каждом агрегате, практический невозможно, поэтому проблему энергоэффективности агрегата, производства, цеха и предприятия в целом необходимо решать экспериментальным путем, т. е. производить широкомасштабные и разносторонние исследования.

13.1 Энергоэффективность предприятия К началу нового века, на заводе технического углерода решая чисто экологические вопросы, т. е. полную утилизацию отбросных газов с производства технического углерода и меняя при этом конструкцию котлов утилизаторов, неожиданно пришли к выводу, о том, что полученный пар намного превышает потребность предприятия в этом виде энергоресурса.

К 2005 году были подготовлены проектные решения по выработке собственной электрической энергии. Были введены в эксплуатацию два турбогенератора суммарной мощностью 12МВт. Энергоэффективность предприятия выросло почти в два раза, и попутно решались и экологические проблемы.

В конце семидесятых годов прошлого века специалистами «Союзтехуглерода» впервые были предприняты попытки на проектном уровне решать проблемы 100% утилизации низкокалорийных отходящих газов, получения пара и электроэнергии. Они тогда попытались решить вопросы направленные на экономию электроэнергии путем повышения уровня загрузки технологического оборудования и увеличения производительности отделения улавливания за счет разработки методов снижения температуры газовой смеси технического углерода перед циклонами и рукавными фильтрами и сокращения подачи химически очищенной воды в холодильник-ораситель. [Справочник по электропотреблению в промышленности.1]

Внедрение этого мероприятия позволило бы резко сократить процентные содержания влаги в газовой смеси, снизило бы нагрузку на мельничные вентиляторы, улучшило бы условия утилизации отходящего газа технического углерода, снизило бы потери воздуха высокого и среднего давления (расход электроэнергии на сжатый воздух и воздух КИПиА составляет до 34% общего расхода). [1]

Если до 2010 года плановые показатели по выработке ЭЭ целиком зависело только от энергетиков выраженное в простоях источников собственной генерации из-за системы возбуждения, перегрева контактных соединений и т. д., то с внедрением ряда рационализаторских предложений вроде бы эти проблемы решились, то теперь многое зависит от производственников, т. е. от качества и объема низкокалорийных отходящих газов предназначенных для получения пара и ЭЭ.

Ведь в перспективе вопросы правильного планирования распределения энергоносителей и особенно электроэнергии будет все больше влиять на основное производство. Ввиду этой перспективы создания глобальной системы учета и последующего эффективного планирования использования энергоресурсов на технологических процессах становится все более важным.

Вопрос энергоэффективности, тогда страна стоит на пороге дефицита электроэнергии, должна быть головной болью не только энергетиков, но и технологов.

Решая вопросы энергоэффективности на предприятии наряду с внедрением энергосберегающих технологий необходим пересмотр многих проектных решений в вопросах применения того или другого технологического оборудования, так как запас прочности заложенный еще советской проектной школой очень велик.

Пример:

В виде эксперимента произвели замену вентилятора ВМ-18 на вентилятор ВМН-17 соответственно электродвигатель ДАЗО-4−400-М4, на ВАО2−450-М4, cosц = 0,79 и cosц = 0,84 Рн1 = 400кВт и Рн2 = 315кВт. Коэффициент загрузки электродвигателя вырос с kз1 = 0,71 до kз2 = 0,76, ток потребляемый с сети электродвигателем упал со значения Iраб.=32,35 А до Iраб. = 26 А, факт налицо.

Обращая внимание на картограмму нагрузок предприятия, можно смело сказать энергоэффективность предприятия больше зависит от технологического, чем энергетического персонала. Залог успеха в пути к энергоэффективности предприятия все-таки в руках технологического персонала (в большей степени), они должны в корне поменять логику своего мышления и всецело переключится к вопросам применения энергосберегающих технологий в производстве основной продукции.

Некоторые наблюдения наводят на определенные размышления, такие как применение в системе оборотного водоснабжения в июне, июле и до середины августа 4-х насосов, а иногда и пяти, а к началу октября всего 3-х. Причину необходимо искать скорее всего в эффективности градирни.

Вопросы применения энергосберегающих технологий в электроосвещение и в электроприводе рассмотрим в последующих разделах.

13.2 Энергосберегающие технологии в электроосвещении Современное человеческое общество немыслимо без повсеместного использования света. Осветительные установки создают необходимые условия освещения, которые обеспечивают зрительное восприятие (ведения), дающее около 90% информации, получаемое человеком от окружающего мира. Широкий ассортимент источников искусственного света и светотехнических систем помогает людям быть независимыми от естественного освещения. Для достижения зрительного комфорта, необходимо выдержать на определенном уровне много светотехнических параметров:

· оптимальную освещенность;

· минимальное слепящее действие;

· распределение яркости света по основным поверхностям;

· правильную цветопередачу и тенеобразование.

Если рассматривать различного вида освещения с точки зрения экономии затрат на его производство, то можно выделить несколько основных направлений решения этой проблемы, что позволит создавать экономичное и комфортное освещение. К таким направлениям относятся:

· использование энергоэкономичных источников света;

· использование эффективных устройств питания источников света;

· использование устройств управления источниками света.

Проведем теоретическое исследование применения компактных люминесцентных ламп (КЛЛ) как источника создания комфортной световой среды для труда и отдыха лаборантов ЦЗЛ завода технического углерода при рациональном использовании электрической энергии.

Цель исследования:

Определение эффективности применения светильников КЛЛ для конкретного рабочего места.

Задачи исследования:

· эффективное применение оптического излучения для создания комфортной световой среды;

· рациональное использование электроэнергии;

· уменьшение издержек на эксплуатацию источников света;

· технико-экономические показатели исследуемого объекта.

Объект исследования:

Лаборатория резины ЦЗЛ.

Площадь помещений:

два помещения по 6×6 м;

высота помещения H = 3,6 м;

норма освещенности Emin? 200лк.

В каждом из помещений имеется ПЭВМ.

Согласно гигиеническим нормам уровень пульсации светового потока:

· в помещениях, оборудованных ПЭВМ не более 5% (Сан ПиН 2.2./2.41 340−03).

Определяем светотехнические и технико-экономические показатели существующей системы освещения (до ремонта).

Применялись светильники — ПВЛМ 2×40, с лампами ЛБ-40. В качестве аварийного и эвакуационного освещения применены 3 светильника НПП с лампами накаливания Б 220−230−100 Е27 с Рл = 100Вт Высота подвески hс=0,2 м. Расположение линейное, многорядное, подвесное. После ремонта помещений, с установкой подвесных потолков

hп = 0,4 м. Лампа ЛБ-40; Рл=40Вт; Fл=1700лм; световая отдача 42,5 лм/Вт; срок службы до 12 лет.

Показатели помещения:

H?р = H-hрhс (1)

H?р =3,6−1,0−0,2=2,4.

5э= = 1,25.

5^=0,49.

Значение коэффициента минимальной освещенности z=0,83.

Согласно выражения:

N=; (2)

Определяем количество светильников

N= = 6,45 шт.

Реальное установленное количество светильников 7шт, двухрядное по 4 и 3 светильника в ряду. Потребляемая мощность:

Рр =2•14•Рлл, (3)

Рр =2•14•40 = 1120 Вт.

Потребляемая суммарная мощность S=1320 В•А Рлн=Sлн = 300 В•А;

Sоб=1620 В•А.

Годовое потребление электроэнергии:

W = Sоб •t, (4)

W = 1,620•8760 = 14 200 кВт•ч.

Затраты на электроэнергию:

З=Ц• W,

где, Ц — цена за электроэнергию, допустим Ц=1,3 рубля.

З=1,3•14 200 = 18 460 рублей.

После ремонта помещения установим светильники, встроенные в подвесной потолок.

Рассмотрим два варианта:

вариант I

светильник ЛПО 4×18 с электромагнитным ПРА (В1-кл) с лампами TL-D 18Вт.

вариант II

светильник ЛВПО 01 4×14 с электронным ПРА с лампами Master TL-D Super (T5) 14 Вт.

Исходные данные:

· площадь помещения — S=6×6 м²

· геометрические размеры — А=В=6м Н=3,15 м;

· высота подвеса светильников — hп = hс;

· освещенность, Еmin? 200лк, Еmax =450лк;

· количество работы светильника в сутки -24ч;

· количество рабочих дней в году — 365;

· стоимость (внутризаводская) 1кВт•ч — 1,3 руб.;

· стоимость светильника ЛВПО — 1810 руб/шт;

· стоимость светильника ЛПО — 1380 руб/шт;

· световой поток светильника F, лм:

ЛПО — 3520;

ЛВПО 01 — 4880.

· потребляемая мощность Рс, Вт.

ЛПО — 72

ЛВПО 01 — 56.

· коэффициент мощности cos ц.

ЛПО — 0,85;

ЛВПО 01 — 0,98.

· индекс показателя ?? =1,46;

· коэффициент использования светового потока светильников при

5э—=1,46,—5^с:

ЛПО — 0,6 — 0,72;

ЛВПО 01 — 0,72 — 0,85;

· срок службы ламп, ч:

ЛПО — до 15 000;

ЛВПО 01 — 20 000;

· рабочая частота ламп, Гц:

ЛПО — 50;

ЛВПО 01 — 45 000;

· коэффициент пульсации kЕ, %:

ЛПО — kЕ? 25%;

ЛВПО 01 — kЕ= 1%.

Определяем количество светильников исходя из условий:

· Еmin=Ер =220лк (kзЕ =1,1);

· k? з = k?? з =1,4;

· z? = z? = 0.85.

Количество светильников:

N? = =4,18 шт;

N? = = 2,68 шт.

Выбираем соответственно 4 и 3шт.

Вариант I:

Е?р = = 210 лк;

Вариант II:

Е??р = = 246 лк.

Все расчетные данные сводим в сравнительные таблицы.

Таблица 1 Светотехнические параметры

Таблица 2 Технико-экономические показатели

Эксплуатационные расходы на первый год эксплуатации не рассматриваем, т.к. предполагаем З? экс = З?? экс.

Затраты замены освещения, как видим из таблицы 2, окупиться при обоих вариантах, но вариант II эффективнее:

Ээф= • 100% = 16,3%;

т.е. вариант II на 16,3% дешевле варианта I в первый год эксплуатации.

Окупаемость варианта I, Т? ок, месяц:

Ток = =11,6 месяцев.

Т?ок = = 9,7 месяцев.

Осветительная нагрузка завода, кроме нескольких участков представляет собой довольно современную систему, на заводе кроме аварийного освещения вообще не применяется системы освещения с лампами накаливания.

Выводы: Теоретические исследования показали, то что если поставить четкие цели и сформулировать конкретные задачи, эти задачи на первый взгляд только покажутся очень затратными, а в действительности после первых вложений механизм энергосбережения может перейти в режим самоокупаемости.

13.3 Энергосберегающие технологии в электроприводе Применение автоматизированного электропривода на принципах частотно го регулирования, с регулированием по обратной связи (давление, температура, скорость движения и т. д.) очень широко применяется в развитых странах мира, поэтому энергоэффективность развитых стран в разы превосходит нашу страну. Автоматизированный электропривод очень дорогое удовольствие, но принятые на государственном уровне жесткие решения по энергоэффективности рано или поздно заставят менеджмент предприятий вплотную заниматься этой проблемой.

Если считать надежность энергетического оборудования компонентом энергоэффективности, то применение ЧП и устройств плавного пуска увеличивают межремонтный пробег электродвигателей, увеличивают срок эксплуатации только по причине отсутствия пусковых токов (4,5 7 Iн); это уже большой вклад в энергоэффективность, при этом частично экономится электроэнергия и сохраняются динамические характеристики как сетей, так и электрических двигателей (особенно обмоток АД).

Если на этом вклад устройств плавного пуска (они дешевле ЧП в 10 раз) в энергоэффективность заканчивается, то для ЧП эти только начало. Если в систему управления электродвигателей с режимом работы S1 и с постоянной нагрузкой на валу, например 80% 5% окупаемость привода может растянутся до 12 лет (на западе цикл технического и технологического перевооружения), на электродвигателях с переменной нагрузкой колебания 40 50% ЧП может окупаться очень быстро.

Например горячее и холодное хозпитьевое водоснабжение.

Пик потребления:

07.00 -08.00 — пересмена, персонал моется, начинает работать столовая и т. д.

11.00−12.30 — обед;

15.00−17.10 пересмена, окончание работы дневного персонала и т. д.

19.00 — 20.20 — пересмена;

23.00 — 23.50 — пересмена.

Согласно требований СаНПин вода надлежащего качества в кранах в предприятиях должны быть всегда, давление в системе ?3 кг•с/см2.

Цель исследования:

Определение эффективности установки преобразователей частоты на управление электроприводом насосной ХПВС.

Задачи исследования:

· обеспечение плавного пуска и снижение ударных нагрузок на сеть;

· снижение износа насосного агрегата;

· обеспечение заданного давления в системе ХПВС в круглосуточном режиме;

· обеспечение водой, вне зависимо от этажа и объема потребления;

· экономия электроэнергии;

· определение окупаемости внедрения ПЧ.

Решение:

Устанавливаем преобразователь частоты ACS350 АВВ на два насоса холодного водоснабжения с мощностью электропривода 37кВт, и на два насоса горячего водоснабжения с мощностью электропривода 18,5кВт, соответственно ПЧ на 40кВт и 20кВт.

Стоимость ПЧ 40кВт — 176 тыс. рублей;

Стоимость ПЧ 20кВт — 87 тыс.рублей.

Система управления с ЧП выполняет функции поддержания заданного давления встроенным ПИД-модулем независимо от расхода воды, при этом задаем пределы регулирования частоты от 0,1 Гц до 65 Гц, с шагом 0,1 Гц.

Насосы работают в взаимосвязанном режиме АВР.

Потребление до внедрения в сутки:

НХПВС — 384 кВт•ч;

НГВС — 180 кВт•ч.

Эффект от внедрения:

НХПВС — 276 кВт•ч;

НГВС — 86 кВт•ч.

Не задаваясь в издержки эксплуатации определяем сумму сэкономленной электрической энергии в сутки:

Wэ.с. = (384−276)+(180−86) =202 кВт•ч Режим работы насосов постоянный, т. е. Т=8760ч.

Wэ.г. = = 73 730 кВт•ч С =Ц•Wэ.г. (8)

С = 1,3•73 730 = 96 000 рублей/год.

Затраты на приобретение:

Зп = 176×2+87×2 = 526 тыс.рублей.

Срок окупаемости без учета эксплуатационных издержек:

Ток = =5,5 года.

Снижение потребляемой мощности:

?Рхв = 9 кВт;

?Ргв = 7,8 кВт.

Для широкого внедрения ЧП мешает его высокая цена, особенно в нашей стране.

Выводы:

Теоретические исследования показали, что внедрение ЧП дает очень резкое снижение потребляемой активной мощности до 25%, а суммарной мощности до 32,5%, но относительно дорогие.

Схема управления электроприводом насосов с ЧП показан в графической части лист 10.

Применение энергосберегающих технологий в сфере искусственного освещения и эффективного автоматизированного электропривода на базе частотных преобразователей дают значительную экономию электроэнергии и ведут к значительному повышению энергоэффективности. Если в первом случае экономия достигается за счет уменьшения потребляемой мощности, где мощность величина постоянная, то во втором случае потребляемая мощность величина переменная.

Экономия достигается за счет точности и скорости обработки информации на микроуровне на изменение параметров расхода и давления в системе водоснабжения.

Применение автоматизированного электропривода на основе микропроцессорной технике расширяет функциональные возможности электропривода и дает возможность их программирования, но широкое применение не возможно, т.к. оборудование очень дорогое, любящее чистоту, соблюдения режима терморегулирования и туманны вопросы окупаемости.

Если на данный момент потребление систем освещения в общезаводском уровне потребления составляет ~ 4% (2003 году доходило до 12,05%) в среднесуточном объеме потребления.

Частотные преобразователи (их применение) составляет и того меньше.

Заключение

При проектировании электроснабжения завода технического углерода, были проведены следующие расчеты: определение расчетных электрических нагрузок, выбор силовых трансформаторов и компенсирующих устройств, выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия, расчет токов короткого замыкания, выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики, выбор и проверка электроаппаратуры, экологичность и безопасность проекта, экономический расчет.

Нагрузка цеховых трансформаторов завода рассчитывалась исходя из расчетных нагрузок цеховых потребителей с учетом дальнейшей модификации расширением мощности потребителей электрической энергии. Расчетная нагрузка использовалась при выборе сечений питающих кабелей, для выбора коммутационной, защитной аппаратуры и компенсирующих устройств. Для определения ожидаемых нагрузок насосной оборотного водоснабжения применялись усовершенствованные методы расчета электрических нагрузок, в котором использовались статически более достоверные значения.

Число и мощность силовых трансформаторов цеховых подстанций определяется с учетом следующих факторов: расчетной нагрузки цеховой трансформаторной подстанции, категории надежности электроснабжения потребителей, компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ, экономической загрузки трансформатора, перегрузочной способности в послеаварийном режиме. При распределении электрических нагрузок цехов по трансформаторам удалось достичь рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме с учетом минимально необходимого резервирования.

Экономический расчет показал экономическую эффективность выбранного варианта электроснабжения завода. Критерием экономичности схемы электроснабжения является минимум приведенных затрат.

В исследовательской части настоящего проекта были рассмотрены вопросы энергоэффективности предприятия, расчет и выбор энергосберегающих светильников и эффективного автоматизированного электропривода на конкретных примерах.

Выводы:

Целью данного дипломного проекта было проектирование системы электроснабжения завода технического углерода на основе исходных данных, а также на основании одного из главнейших критериев оценки спроектированной сети, как коэффициент реактивной мощности (РМ) tgц на границе балансовой принадлежности с ЭСО, значение которого равнялась tgцс = 0,4, а также на основание двух экономических критериев оценки как срок окупаемости Ток и уменьшении доли электроэнергии в себестоимости (Эс) продукции за счет источников собственной генерации.

В результате проделанной работы были получены следующие результаты:

· tgцрасч = 0,328;

· Ток = 3 года;

· Эс = 35%.

1. Электротехнический справочник: В 4-х т. Т. 4 / под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). — 8-е изд., испр. и доп. — М.: Издательство МЭИ 2002. — 696 с.

2. Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. — М.: ФОРУМ: ИНФРА — М., 2003. — 214 с.

3. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов.

4. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.

5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.

6. Чернобровов Н. В., Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1998. — 800с.: ил.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А. А. Федоров и Г. В. Сербиновского. В 2-х кн. Кн — 1. Проектно — расчетные сведения. М., «Энергия». 1973.

8. Белоруссов Н. И. и др. Электрические кабели провода и шнуры: Справочник / Н. И. Белоруссов, А. Е. Саакян, А. И. Яковлева; Под ред. Н. И. Белоруссова. — 5 изд., прераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 536 с.; ил.

9. Правила устройства электроустановок/ Минэнерго СССР. — 6-е изд., перраб. и доп. — М.: Энергоатомиздат.

10. Электротехнический справочник: В 4-х т. Т. 1 Общие вопросы. Электротехнические материалы / под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. — 9-е изд., стер.- М.: Издательство МЭИ 2003. — 440 с. ил.

11. Электротехнический справочник: В 4-х т. Т. 2 Электротехнические изделия и устройства/ под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов). — 9-е изд., стер. — М.: Издательство МЭИ 2003. — 518 с.

12. Электротехнический справочник В 4-х т. Т3 Производство, передача и распределение эл. Энергии / под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И.Попов). — 8-е изд., испр. и доп. — М.: Издательство МЭИ 2002. — 964 с.

13. Григорьев В. В., Киреева Э. А. Справочные материалы по электрооборудованию систем электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Энергоатомиздат. 2002.

14. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд., перераб. И доп. / В. М. Блок. — М.: Высш. шк., 1990. — 380 с. ил.

15. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. для проф. учеб. заведений./ Ю. Д. Сибикин, М. Ю. Сибикин, В. А. Яшков — М.: Высш. шк., 2001. — 336 с.: ил.

16. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.: ил.

17. Беляева Е. Н. Расчет токов КЗ. -2-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 136 с.: ил.

18. Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение». — 3-еизд., перераб. и доп. — М.: Высш. шк.1991.-496 с.: ил.

19. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Госэнергонадзор Минэнерго России. — СПб: ООО Альтернативная Полиграфия, 2003. — 312 с.

20. Балаков Ю. Н. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов.-2-е изд., стереот. — М.: Издательский дом МЭИ, 2006. — 288 с., ил.

21. Басс Э. И. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие / Под ред. А. Ф. Дьякова. — М.: Издательство МЭИ, 2002. — 296 с., ил.

22. Железко Ю. С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. — 280 с.: ил.

23. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебник для техникумов. М., «Высш. Школа», 1975. — 360 с.: ил.

24. Рекус Г. Г. Электрооборудование производств: Справ. пособие / Г. Г. Рекус. — М.: Высш. шк., 2007. — 709 стр.: ил.

25. Безопасность жизнедеятельности: Учебник для вузов / С. В. Белов, А. В. Ильницкая, А. Ф. Козьяков и др.; Под. общ. ред. С. В. Белова. 4-е изд., испр. и доп. — М.: Высш. шк., 2004. — 606 с.: ил.

26. Справочник по электропотреблению в промышленности. Под ред. Г. П. Минина и Ю. В. Копытова. 2-е изд.перераб. и доп. — М.: Энергия, 1978. — 496 с.: ил.

27. Ларина Э. Т. Силовые кабели и кабельные линии. — 2-е изд. Энергоатомиздат, 1996.

28. Киреева Э. А., Юнес Т., Айюби М. Автоматизация и экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1998.

29. Безопасность жизнедеятельности. Промышленная и экологическая безопасность, безопасность в техногенных чрезвычайных ситуациях. Курс лекций / В. Г. Калыгин, В. А. Бондарь, Р. Я. Дедеян; Под ред. В. Г. Калыгина. — М.: Химия, КолосС, 2006. — 520 с.: ил. — (Учебник и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений).

30. http://www.kgeu.ru

31. http://www.eur.lighting.philips.com

32. http://www.electroprofi.ru

33. http://www.mpei.ru