Электроснабжение технологической площадки № 220 Карачаганакского перерабатывающего комплекса

Узнать стоимость написания работы

СОДЕРЖАНИЕ

лист


Введение

1 Технологическая часть

2 Электрооборудование

3 Электроснабжение

3.1 Определение электрических нагрузок

3.1.1 Приближенное определение расчётных силовых

нагрузок площадок

3.1.2 Компенсация реактивной мощности

3.2 Проектирование систем внешнего электроснабжения

3.2.1 Выбор рационального напряжения

3.2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.2.3 Выбор сечение питающей линии

3.2.4 Технологический расчет выбора рационального

напряжения

3.2.5 Картограмма электрических нагрузок

3.2.6 Выбор месторасположения главной понизительной

подстанции

3.3 Проектирование систем внутреннего электроснабжения

3.3.1 Расчёт электрических нагрузок технологической

площади № 220

3.3.2 Выбор схемы распределённой сети предприятия

3.3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

трансформаторных подстанций

3.3.4 Выбор сечения кабельной линии

3.4 Расчёт таков короткого замыкания

3.5 Выбор коммутационной аппаратуры выше 1000В,

сборных шин и изоляторов выше 1000В

3.5.1 Выбор выключателей

3.5.2 Выбор разъединителей

3.5.3 Выбор трансформаторов тока

3.5.4 Выбор предохранителей

3.5.5 Выбор разрядников


3.5.6 Выбор трансформатора напряжения

3.5.7 Выбор сборных шин

3.5.8 Выбор изоляторов

3.5.9 Выбор комплектного распределительного устройства

3.6 Расчёт сети низкого напряжения

3.7 Расчёт таков короткого замыкания до 1000В

3.8 Расчёт заземляющих устройств

3.9 Расчёт освящения насосного отсека здания

технологической площади № 220

3.10 Специальная часть. Монтаж саморегулируемого

нагревательного кабеля SX

4 Релейная защита и автоматика

4.1 Расчёт защиты силовых трансформаторов

4.2 Расчёт конденсаторных установок

4.3 Защита и автоматика асинхронных двигателей

напряжением выше 1000 В

4.4 Защита кабельных линий напряжений выше 1000 В

5 Охрана труда и техника безопасности

5.1 Промышленная санитария

5.2 Электробезопасность

5.3 Пожаробезопасность

5.4 Охрана окружающей среды

6 Экономика и организация

6.1 Определение себестоимости передачи и распределения

1 кВт/ч электроэнергии

6.2 Организация энергетической службы

6.3 Организация оплаты труда

Заключение

Список использованных источников




ВВЕДЕНИЕ


Месторождение Карачаганак - это крупное нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западано - Казахстанской области Республика Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензии от 18 апреля 1997 г. имеет альянс в составе: ”Аджип Карачаганак Б.В.” , ”Лукойл”, ”Бритиш Газ Эксплорейшн энд Продакшн”, ”Тексако Интернэшн Петролиум Компани”. В настоящее время этот альянс переименован в ”КРО B.V.” и зарегистрирован в Республики Казахстан.

Существующие мощности по добыче, сбору и переработке газа на месторождение Карачаганак включают скважины, газосборные сети, действующую установку №3 и недостроенную установку №2 (проект ЮжНИИГИПРОМГАЗ).

В настоящее время 83 добывающих скважины посредством газосборных сетей подключены к УКПГ-3. На устье скважин предусмотрен ввод метанола и ингибитора коррозии при помощи подвижной спец. техники.

Установка №3 состоит из трех технологических линий, основанных на процессе низкотемпературных сепарации, спроектированных и построенных фирмой “NOELLGA GASTECHNIK“, одной технологической линии и линии по дегазации конденсата, построенных по проекту.

Полный план развития Карачаганского месторождения, а также надёжность электроснабжения существующих объектов месторождения зависит от развития систем электроснабжения - и теплоснабжения.

Система производства и распределение электроэнергии на месторождении включает электростанцию, способную покрыть все нагрузки самого месторождения и других потребителей, связанных с его работой. В качестве основных источников выработки электроэнергии были установлены три газотурбинные установки


типа PG6561-B производства GE мощностью по 39.62 МВТ. В конечном итоге, после достижения на месторождении максимального уровня добычи и переработки газоконденсата, количество газотурбинных установок до шести по схеме пять плюс один, Электростанции используется очищенный от серы на КПК попутный газ Карачаганского газоконденсатного месторождения. Размещение электростанции на площадке Карачаганского перерабатывающего комплекса позволяет приблизить энергоисточник к месту добычи жидкого топлива и попутного газа, использовать общие системы водоснабжения, канализации, пожаротушения, подготовки топлива, значительно сократить затраты топлива на транспорт, и в целом позволит получить относительно дешевую электроэнергию. Применение надёжного и высокоэффективного основного и вспомогательного оборудования в составе электростанции, экологически совершенной технологии выработки электроэнергии позволит снизить до минимума расчётные концентрации оксида азота, оксида углерода, метана, и твёрдых частиц, тем самым свести до минимума влияние электростанции на уровень загрязнения атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод.

Технологические решения и предусмотренный необходимый комплекс противопожарных и противоаварийных мероприятий предупредит и исключит создание аварийных и чрезвычайных ситуаций.

Оценочные запасы месторождения, согласованные между компаниями ”Бритиш Газ/Аджип” и специалистами Министерства энергетики и природных ресурсов Казахстана в 1993 году составляют по газу 1303 млрд.м3 и по жидкостям

1114 млн. т.(поверхностные условия).




1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


Генеральный план Карачаганского перерабатывающего комплекса предусматривает зонирование территории по её функциональному использованию. Выделены зоны: предзаводская, производственная.

При планировке территории производственной зоны принята квартальная застройка в виде рядов, кварталов, заключенные между продольными и поперечными проездами.

В предзаводской зоне предусмотрена площадка бурильщиков, на которой расположены склад химических реагентов для бурения, центральный склад бурильщиков и здание технического осмотра бурового оборудования.

К северу-востоку от площади бурильщиков запроектирована станция перекачки хозяйственно-бытовой канализации LS-2, расположенная подземно.

Территория, на которой расположены спроектируемые площадки, разделена на два участка - север и юг.

Подготовка сырья на КПК предусматривает разделение поступающей смеси, дегидрирование, стабилизацию конденсата и подачу его в магистральный трубопровод, подготовку газа, подачу высокосернистого газа на УКПГ№2 для закачки в пласт или добычи на Оренбург.

На Карачаганском перерабатывающем комплексе построены следующие площадки:

UNIT-130. Площадка входных манифольдов предназначена для приема поступающей газоконденсатной смеси с манифольдных станций, сателитной станции, УКПГ№2 и УКПГ№3, распределение смеси по потокам и направление потока смеси для проведения замера. Затем газоконденсатная смесь направляется на дальнейшую подготовку.

UNIT-200. Площадка тестового сепаратора предназначена для проведения замера дебита, продукции скважин. Газоконденсатная смесь с тестового манифольда подогревается в подогревателе


тестового сепаратора и направляется в скруббер газа низкого давления.

UNIT-201. Площадка установки сепараторов-разделителей газа среднего давления состоит из двух параллельных линий 'А' и 'B' и предназначена для первичной сепарации газа и газоконденсатной смеси

и разделения её на газ и конденсат, затем газ поступает в скруббер газа среднего давления, а с него направляется на установку обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки расы - UNIT-341, а часть - на очистки топливного газа и регенерации амина UNIT-339.

UNIT-202. Площадка сепаратора разделителя газа низкого давления предназначена для первичной сепарации газа и газоконденсатной смеси и разделения её на газ и конденсат. Газ с УКПГ№3, конденсат с тестового сепаратора и сепараторов-разделителей с площадки UNIT-201 поступает в сепаратор-разделитель газа низкого давления. Конденсат, стабилизация конденсата UNIT-210 А/В/С; Газ с сепаратора-разделителя поступает в скруббер газа низкого давления. Затем газ со скруббера направляется на установку компримирования газа мгновенного испарения низкого

давления UNIT-362.

UNIT-210 А/В/С . Площадка установки стабилизации конденсата состоит из трёх параллельных линий и предназначена для обезвоживания и стабилизации конденсата. Конденсат с сепаратора-разделителя низкого давления поступает в питательные ёмкости клоны стабилизации конденсата. С питательной ёмкости конденсат подогревается и направляется в питательную ёмкость обессоливателя. Газ с питательной ёмкости колонны стабилизации конденсата направляется в расходную ёмкость компрессора газа мгновенного испарения. Вода, выделившаяся в питательной ёмкости обессоливателя, разделяется на два потока. Один поток направляется на установку очистки технологической воды UNIT-562, а другой откачивается обратно на вход в ёмкость. Пары конденсата с верха

колонны стабилизации конденсата проходят через конденсатор

колонны стабилизации и поступает в ёмкость орошения колонны

стабилизации конденсата. Конденсат с нижней части

колонны стабилизации направляется на установку колонны

разделителя конденсата. Газ с ёмкости орошения колонны объединяется с газом, поступающим с питательной емкости колоны


и питательной ёмкости обессоливателя.

UNIT-213 А/В/С. Площадка установки колонны разделителя

конденсата состоит из трёх параллельных линий и предназначена для разделения газоконденсатной смеси.

UNIT-214 А/В/С. Площадка системы очистки газолина состоит из трех параллельных линий и предназначена для очистки газолина от меркаптанов и подачи его в систему хранения конденсата. Конденсат с насосов подачи орошения, распложенных на площадке установке UNIT-213 охлаждается в охладителе газолина и направляется на установку очистки газолина. Каустическая сода откачивается очистки газолина насосами перекачки с резервуара хранения каустической соды. Воздух на установку очистки газолина подаётся воздушным компрессором системы очистки газолина. Отработанный каустик направляется в нейтрализатор, расположенный на площадке системы стоков с высоким содержанием солей UNIT-550. Газолин с установки очистки газолина направляется на установку хранения конденсата UNIT-220.

UNIT-215 А. Площадка установки фракционирования нефтяного газа предназначена для разделения поступающего конденсата. Конденсат в колонну деэтанизатора поступает с установок обезвоживания высокосернистого газа высокого и низкого давления. Пары газа с верха колонны деэтанизатора проходят через конденсатор колонны деэтанизатора и охлажденный сжиженный

нефтяной газ поступает в ёмкость орошения колонны деэтанизатора. Охлаждение потока газа осуществляется за счет подачи в конденсатор жидкого пропана с установки UNIT-401. Конденсат с нижней части колонны деэтанизатора проходит через охладитель колонны депропанизатора и направляется в колонну депропанизатора. Пары газа с верха колонны депропанизатора проходят через конденсатор колонны депропанизатора и поступают в ёмкость орошения колонны депропанизатора. Газ с ёмкости орошения подаётся к котлам высокого давления расположенных

на площадке UNIT-621.

UNIT-230. Площадка факельной системы и дренажной системы

предназначена для сепарации газа высокого и низкого давления, поступающего с технологического оборудования и сбора дренажа с оборудования. Газ с компрессора высокого и низкого давления направляется в факельный сепаратор низкого давления. Конденсат,


выделившийся в факельном сепараторе, откачивается в ёмкость неконденсированной нефти, расположенную на площадке UNIT-561.

Газ, выделившийся в сепараторе низкого давления, направляется на сжигание в факельную систему газа. Дренаж с оборудования

поступает в закрытую дренажную ёмкость. Газ с дренажной ёмкости

направляется в факельную систему.

UNIT-339. Площадка установки очистки топливного газа и регенерации амина предназначена для очистки газа от сероводорода и регенерации амина. Здесь очищенный газ с выходного сепаратора разделяется на два потока. Один поток направляется на установку обезвоживания топливного газа и контроля точки росы. Второй поток подогревается в высокотемпературном подогревателе и поступает в качестве топлива на газотурбинные установки, расположенные на площадке UNIT-470 и котельную, расположенную

на площадке UNIT-621.

UNIT-340. Площадка установки топливного газа и контроля росы предназначена для отделения топливного газа от воды и подачи его потребителям. Обессереный газ с выходного сепаратора абсорбера, расположенного на площадке №339, поступает в коалесцирующий фильтр. Вода, выделившаяся в фильтре направляется к сепаратору регенератора высокого давления. Газ с фильтра поступает в абсорберы, с них газ направляется в распределительную сеть для подачи его на УКПГ№2 и УКПГ№3, в систему газа низкого давления и в Аксай. Для поддержания температуры газа предусматривается режим подогревания газа и режим охлаждения газа.

UNIT-314 А/В. Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроль точки росы состоит из двух параллельных линий и предназначена для дегидрирования газа среднего давления и подачи его на установку компримирования высокосернистого газа. Высокосернистый газ с

сепаратора-разделителя низкого давления (UNIT-202) поступает в

гликолевый контактор. Вверх гликолевого контактора подаётся

раствор гликоля с установки регенерации гликоля. Газ при контактировании с ним в контакторе очищается и направляется в теплообменник высокосернистого газа. В теплообменнике газ охлаждается и поступает во входной сепаратор высокосернистого газа среднего давления. Вода с установки регенерации гликоля направляется на очистку на установку UNIT-562. Во входном


сепараторе газ сепарируется, затем направляется в низкотемпературный сепаратор высокосернистого газа среднего давления, а с него через теплообменник направляется на установку

компримирования. Вода и сжиженный нефтяной газ с низкотемпературного направляется на установку UNIT-215.

UNIT-343А. Площадка установки обезвоживания газа низкого

давления и контроль точки росы предназначена для дегидрирования

газа низкого давления и подачи его на установку компримирования высокосернистого газа.

UNIT-360. Установка рекомпримирования кислого газа предназначена для рекомпримирования кислого газа, поступающего с установки регенерации амина UNIT-339 и газа мгновенно испарения с установки обезвоживания газа среднего и низкого давления UNIT-341,343 и подачи его на установку газа мгновенного испарения.

UNIT-362 А/В/С. Площадка состоит из трех линий и предназначена для компримирования газа и подачи его на установку обезвоживания высокосернистого газа низкого давления и контроля точки росы UNIT-343.

UNIT-363 А/В/С. Площадка системы компримирования отходящих газов деэтанизатора предназначена для компримирования газа, поступающего с верха колонны деэтанизатора и подачи его на установку UNIT-364.

UNIT-364 А/В/С. Площадка предназначена для компримирования высокосернистого газа и подача его в систему обратной закачки газа.

UNIT-401А. Площадка установки фракционирования сжиженного нефтяного газа и охлаждение высокосернистого газа

низкого давления, предназначенного для хранения пропана, его

охлаждение и подача в систему охлаждения высокосернистого газа

низкого давления.

UNIT-410. Система подачи ДЭГА предназначена для хранения и подачи ДЭГА в распределительную систему. Раствор диэтиленгликоля поступает в расширительную ёмкость ДЭГА, затем идёт на приём насосов циркуляции ДЭГА, откачивается через теплообменник в систему распределения диэтиленгликоля. Для приготовления раствора ДЭГА предусмотрена подача переохлажденного пароконденсата на прием подпиточного насоса диэтиленгликоля.


UNIT-550. Площадка системы водных стоков с высоким содержанием солей предназначена для нейтрализации отработанного каустика с установки отчистки газолина, сбора отработанной воды из системы деминерализации воды UNIT-530, а также разбавления и деаэрации этих стоков перед сбросом и утилизацией. Для нейтрализации каустика в нейтрализатор подаётся 33% раствор серной кислоты. После того, как датчик кислотности показывает, что раствор нейтрализовался подача серной кислоты прекращается и отработанная промывочная вода и UNIT-530 подаётся в отстойник воды с высоким содержанием солей. Затем вода перекачивается насосами через фильтры в колонну деаэрации с целью удаления кислорода. Деаэрированная вода собирается в нижней части колонны. Насос возврата сточных вод откачивает воду с колонны обратно в ёмкость стабилизации конденсата (UNIT-210). Насосы откачки отработанной воды откачивают воду в уравнительный резервуар технологической воды на площадке UNIT-562.

UNIT-561. Площадка системы неконденсированной нефти предназначена для сбора нефти и конденсата с закрытой дренажной системы: уловленной нефти с сепаратора UNIT -560, с наклонно-пластинчатого сепаратора и с дренажной ёмкости технологической воды, расположенных на UNIT-562.

UNIT-562. Площадка предназначенная для очистки поступающей воды и подачи очищенной воды на установку повторной закачки воды.

UNIT-590. Площадка системы сброса воды предназначена для обратной закачки воды. Отфильтрованная вода с установки UNIT-562 подаётся на нагнетательные скважины. Непосредственно перед

скважиной обратной закачки устанавливаются защитные фильтры для предотвращения закачки посторонних предметов в скважину.

UNIT-650. Площадка хранения химических реагентов.

предназначена для хранения диэтиленгликоля и подачи его в распределительную систему.

UNIT-220. Площадка установки хранения конденсата. Состоит из двух резервуаров хранения конденсата и насосной по откачке конденсата, также предусмотрено строительство блока коммерческих замеров конденсата, состоящего из четырёх параллельных линий замера. Конденсат с насосов по трубопроводу диаметром 600 мм под давлением 5.5 МПа и температуры равной 450С проходит через фильтр, замерный узел и направляется в


магистральный трубопровод. Для тарировки замерных счётчиков предусмотрен прувер. Дренаж с блока замера производится в закрытую дренажную ёмкость. Объём резервуара составляет 28000 - это суточная норма хранения.



2 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ


Потребителями электроэнергии являются электроприемники, установленные на проектируемых технологических площадках и вспомогательных объектах.

Силовыми электроприемниками являются электроприборы компрессоров, насосных агрегатов, вентиляционных установок, оборудование систем отопления и кондиционирования производственных помещений, осветительные установки, системы автоматизации, контроля, сигнализации.

Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) по обеспечению надёжности электроснабжения в целом относится к потребителям первой категории.

К этим потребителям в составе компрессорных установок относятся и компрессоры, масляные насосы, аппараты воздушного охлаждения газа и масла, электрозадвижки, вентиляционные установки насосных станций перекачки уловленной нефти, промышленно-ливневых и хозяйственно-бытовых стоков, вентиляторной установки складов готовой продукции, контрольные пункты и узлы в система пожаротушения, вентиляционные установки, обеспечивающие взрывоопасность на технологических объектах, сети аварийного освещения.

Кроме того, в составе электропотребителей на КПК имеются группы электроприемников, перерыв в электроснабжении которых угрожает жизни и здоровью людей, взрывом, пожаром, повреждениями основного технологического оборудования. К ним относятся системы аварийного останова производства, системы управления и контроля основных технологических процессов, пожарные сигнализация и сигнализация утечек газа, систем связи, эвакуационное освещение. Эти потребители относятся к особой группе электроприемников первой категории.

Электроприемники второй категории на проектируемых

объектах КПК являются насосы, аппараты воздушного охлаждения, электрозадвижки на установках очистки и осушки газа


и установках низкотемпературной конденсации, электроприёмники пунктов замера и приёма газа, очистки сооружений.

Электроприёмники систем инженерного обеспечения административных зданий( отопление, вентиляция, кондиционирование, водоснабжение и канализация, прочие установки вспомогательного значения), энергопотребители складских помещений и других зданий, служб, потребители систем электрохимзащиты, общее внутреннее и наружное освещение на объектах КПК относятся к потребителям третьей категории.

Для обеспечения нормальной работы оборудование технологических площадок проектом предусматривается создание для них систем бесперебойного питания электроэнергии в необходимом количестве и с нормируемым количеством. Степень бесперебойности электроснабжения для различных групп потребителей определяется их категоричностью с точки зрения требований [8]. Электроприёмники первой категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых источников питания, перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического ввода резервного питания.

Для особой группы электроприёмников первой категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Для электропотребителей второй категории перерыв электроснабжения допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприёмников третьей категории допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, но не более, чем на 24 часа.

Комплекс КПК является крупным энергоёмким предприятием. Распределение электроэнергии на нем от источника питания, от собственной электростанции, осуществляется в основном на напряжении 35 кВ, которое является первой ступенью схемы

распределения. На напряжении 6 кВ осуществляется только питание

собственных нужд электростанции, аварийных нагрузок и подстанций №5 и №6, от которых питаются потребители в предзаводской зоне.

Функции распределения электроэнергии на напряжении 35 кВ на КПК выполняет главная подстанция V-470 электростанции.


Распределение электроэнергии на подстанциях осуществляется через силовые трансформаторы, установленные на разных ступенях напряжения с учетом выбранных напряжений электропотребителей:

6 кВ, 6/0.69 кВ; 0.4/02.23 кВ.

Во всех звеньях системы распределения электроэнергии предусматривается секционирование шин. Все элементы схемы постоянно находятся под нагрузкой, при аварии одного из них оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку путём перераспределения её между собой с учётом допустимой перегрузки.

Все электрооборудование на объектах КПК выбирается в соответствии с условиями среды, в которой оно будет эксплуатироваться, и классификацией объектов по взрывоопасности и пожароопасности.

Силовое электрооборудование, а также аппараты защиты, управления и сигнализации, типы и конструкции питающих и распределительных сетей на всех площадок КПК выбирается на основании электрических нагрузок технологических, отопительных, осветительных и прочих установок.

Технические характеристики этого оборудования определяются его назначением, условиями безопасности в эксплуатации, надёжностью в работе, удобством в обслуживании, доступностью запасных частей, необходимым резервом, экономической целесообразностью, опытом применения на аналогичных объектах.

Для электрообеспечения, устанавливаемого во взрывоопасных зонах, согласно [8] принимается соответствующий уровень взрывозащиты - в зависимости от класса взрывоопасной зоны и вид взрывозащиты - в зависимости от категории и группы взрывоопасной смеси, для которой оно предназначено.

Для подключения электропотребителей , расположены на технологических и вспомогательных производственных площадках, на территории КПК установлены распределительные трансформаторные подстанции NN4,4-1,1,1-1.).

Все подстанции выполняются в как отдельно стоящие здания в стационарном исполнении, с бетонными стенами, с высокой степенью огнестойкости и устойчивости против взрыва. Здания оборудованы всеми необходимыми инженерными системы для создания в помещении распределительных устройств нормируемых условий эксплуатации электооборудования и оборудования систем отопления, вентиляции, кондиционирования. Система приточной


вентиляции здания обеспечивает создание в нём избыточного давления, что позволяет расположить подстанцию на территории производственной зоны с принятыми расстояниями до других зданий и сооружений производственного назначения. Пол помещения распредустройств (РУ) подстанции расположены на отметке плюс

3.075 м. На этой же отметке в отдельных помещениях размещается оборудование вентиляции, отопления, кондиционирования. Цокольные этажи зданий предназначены для размещения аккумуляторных батарей и для прокладки кабеля.

Все силовые трансформаторы подстанции приняты масляного типа и устанавливаются снаружи возле стен подстанции под навесом в трансформаторных отсеках. Между отсеками устанавливаются противопожарные перегородки. Под трансформаторами подразумеваются маслосборники, заполненные щебнем и соединенные с системой откачки маслосодержащих стоков.

В помещении распределительных устройств подстанций №4 и №1 разрешаются главные распределительные щиты напряжением 6кВ, 0.69 кВ, 0.4кВ, в подстанции 4-1- распределительные щиты 0.4кВ; 0.69кВ, в подстанции 1-1 - распределительные щиты 0.4 кВ. Кроме того, в помещениях распределительных устройств этих подстанций размещается также остальное оборудование, обеспечивающее работу всех элементов системы электроснабжения и управления работой энергопотребителей.

Установленные на подстанциях распределительные устройства РУ-6кВ, РУ-0.69кВ, РУ-0.4кВ являются одновременно щитами управления двигателей, работающих от сети 6 кВ, 0.69 кВ, а также других потребителей, подключенных к РУ-0.4кВ. Распределительные щиты этих РУ укомплектованы шкафами соответствующего исполнителя в зависимости от назначения фидера, который подключен к этому шкафу: линия к трансформатору, линия к распределительному щиту, линия к электродвигателю.

Высоковольтные и низковольтные электродвигатели различных приводов на объектах КПК поставляются комплектно с технологическим оборудованием и имеют соответствующие климатическое исполнение, степени защиты от условий среды, необходимый уровень и вид взрывозащиты.

Все распределённые щиты, установленные в подстанциях и на


проектируемых объектах поставляются в шкафном исполнении со сборными шинами. Все шкафы имеют естественную вентиляцию.

Для предотвращения доступа к токоведущим частям, находящимся под напряжением, все распределительные устройства и шкафы оборудованы необходимыми защитами электрическими и механическими блокировками, а также защитными кожухами.

Все выключатели, пускатели и контакторы, установленные в щитах, приняты с воздушном зазором, имеют компактное миниатюрное исполнение или исполнение в литом корпусе, пригодны для непрерывной работы, имеют категорию исполнения “B”.

Комплекты оборудования систем бесперебойного питания постоянного и переменного тока установлены в распределительном устройстве подстанции. Блоки бесперебойных источников питания постоянного тока - 110В в подстанциях имеют в своём составе два взваиморезервируемых выпрямителя и две аккумуляторные батареи. Автономное питание от батарей рассчитано на 24 часа, но, по мере возможности, продолжительность подключения потребителей к батарее сводится к минимуму. Блоки бесперебойного питания переменного тока напряжением 230В состоят из двух зарядных устройств, двух преобразователей постоянного тока в переменный, аккумуляторной батареи и аппаратов регулирования и управления. Все элементы блоков бесперебойного питания переменного тока напряжением 230B рассчитаны на полную нагрузку, аккумуляторы на 50% нагрузки.

В центрах управления двигателями, в распределительных

устройствах разных ступеней напряжения, а также для коммутационной аппаратуры, установленной на силовом электрооборудовании технических объектов предусмотрены системы встроенной (интегрированной) защиты и управления.

Устройства системы обеспечивают управление пусковыми

аппаратами через выходные реле блоков управления двигателей. Эти

устройства предусмотрены для пуска прямым включением нереверсивных и реверсивных приборов, а также в схемах пуска с применением переключателей со звезды на треугольник для двухскоростных двигателей, схемах плавного запуска и в инверторных приводах с переменной скоростью.

Для подключения токоприемников на площадках КПК объектах обустройства промысла запроектированы кабельные сети и электропроводки. Принятые для прокладки кабеля и провода


выбираются по номинальным токам в соответствии с указаниями ПУЭ и стандартами IEC287 (расчет постоянных нагрузок на кабели) и IEC853 (расчёт циклических или аварийных нагрузок на кабели).

Сечения всех проводников к электродвигателям, находящимся во взрывоопасных зонах, должны допускать длительную нагрузку не менее 125%. Низковольтные кабели и контрольные кабели приняты с медным многожильными проводниками с полихлорвиниловой в оболочке, не распространяющей горения, армированной стальной проволокой. Силовые кабели напряжения 6кВ имеют аналогичную конструкцию. На участках совместной открытой прокладки кабелей с технологическими трубопроводами соблюдается все противопожарные требования по сближениям, защитным кожухам и т.п. Питающие кабели к особо ответственным потребителям первой категории прокладываются по отдельной трассе.

Для освещения открытых площадок и внутреннего освещения помещений на объектах КПК установлены светильники соответствующих видов. Сети наружного освещения управляются в автоматическом режиме от блоков управления фотоэлементами. Наружное освещение территории площадок осуществляется светильниками с 400-ватными натриевыми лампами высокого давления. Светильники устанавливаются на отдельно установленных мачтах и на возвышающихся частях зданий и сооружений. Во взрывоопасных зонах осветительная аппаратура имеет взрывозащищенное исполнение. Питание осветительной осуществляется переменным напряжением 220В, 50 Гц.

Кроме общего освещения на всех объектах КПК предусмотрено также устройство сети аварийного освещения. Аварийное освещение

включает две категории:

-категория первая - для отапливаемых помещений (подстанции,

помещения аппаратных с оборудованием контроля и управления, помещения с оборудованием связи, помещения для административных зданиях для офисов).

-категория вторая - для наружных площадок, а также помещений, обеспечивающих работу технологических установок, в том числе пуск обесточенного оборудования.

Проектом предусмотрено выполнение защитных мер электробезопасности в полном объеме, предусмотренном [8]. Основным средством защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током является защитное заземление или зануление.


На площадках КПК для питания электропотребителей до

1000 В приняты четырехпроводные сети переменного тока

напряжением 400/230 В и 690/400 B с глухозаземлённой нейтралью.

Занулению подлежат металлические корпуса всех электрических машин, трансформаторов, аппаратов и светильников, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические корпуса и каркасы распределительных щитов, шкафов управления, кабельные конструкции, связанные установкой электрообеспечения.

В качестве заземляющих устройств применяются горизонтальные и глубинные заземлители. Горизонтальные прокладываются в траншее на глубине от 0.5 до 1м. Глубинные заземлители в виде вертикальных электродов, установленных на глубину от 5 до 30 м, исходя из обеспечения переходного сопротивления заземления не более 1 Ом.

Все технологические и вспомогательные установки со взрывоопасными зонами оборудуются молнезащитной первой и

второй категории. Защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии осуществляется установленными на самых высоких конструкциях этих объектов или на отдельно установленных опорах молниеприёмниками. в качестве молниеприёмников используется также металлическая кровля зданий и навесов или молниеприёмные сетки.

На всех протяженных металлических конструкциях и между параллельно проложенными металлическими трубопроводами при их сближениях на расстояние не менее 10 см устраиваются металлические перемычки.

Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным или подземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в здание или сооружение к заземлителю защиты от прямых ударов молний.

Защита силовых трансформаторов на стороне 6кВ осуществляется предохранителями или выключателями. Все распределительные устройства подстанций и остальные распределительные щиты, от которых осуществляется питание электропотребителей укомплектованы всеми необходимыми видами защиты от перегрузок и коротких замыканий.

Здания на территории КПК приняты каркасного типа из металлических конструкций со стеновыми и кровельными панелями.


Характеристика объектов по категориям и классам взрывопожарной и пожарной опасности приведена в таблице 2.1.
































4 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И

АВТОМАТИКА


Кроме перечисленного основного электрооборудования применяются многочисленные устройства релейной защиты, автоматики, сигнализации и др.

Релейная защита предусматривается в соответствии с [8] и требованиями нормативных указаний.

Устройства релейной защиты и автоматики ускоряют ликвидацию возникших аварий и нарушений режима работы установки и помогают быстрее восстановить её нормальный режим.

Для защиты от междуфазных коротких замыканий элементов электрической сети, особенно при их одностороннем питании, широко применяются Максимальные токовые защиты (МТЗ), а также токовые отсечки. Их широко применяют и для защиты от однофазных замыкание на землю.

МТЗ является одной из наиболее надежных, дешевых и простых по выполнению защит, относится к защитам с выдержкой времени.

Типовой отсечкой называют МТЗ, избирательностью действия которой обеспечивается не ступенчатым побором выдержки времени, а путём выбора соответствующего тока срабатывания, это быстродействующая токовая защита.


4.1 Расчёт защиты силового

трансформатора


В соответствии с [8] для релейной защиты трансформатора должна быть предусмотрена следующие виды защит:


1. Упрощенная продольная дифференциальная защита (с двумя

реле с торможением типа ДЗТ-11, тормозная обмотка включена


на ток стороны низшего напряжения - от междуфазных коротких замыканий.)

2. Мелким ток. защита по схеме неполной звезды со стороны питания - от внешних коротких замыканий.

3. Газовая защита - от витковых замыканий и других внутрибаковых повреждений.

4. Токовая в одной фазе - от перегруза.


4.1.1 Продольная дифференциальная

защита


Расчет в следующем порядке:

Определяются средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

Результаты расчета сводятся в таблицу 5.1


Таблица 4.1 - Средние значения первичных и вторичных

номинальных токов трансформатора


Наименование величины

Численное значение для стороны

1

2

3


BH

HH

Первичный номинальный ток трансформатора, А

(4.1)

(4.2)

Коофициент трансформации трансформатора тока

(4.3)


Продолжение таблицы 4.1


1

2

3

Схема соединений трансформаторов

звезда

звезда


Вторичный ток в плечах защиты, А

(4.4)

(4.5)



2. При внешних коротких замыканиях в дифференциальной цепи появляется ток небаланса, следовательно первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от этого тока небаланса:


(4.6)



(4.7)

где - коэффициент надёжности, =1.3;

- составляющая, обусловленная погрешностью

трансформаторов тока, кА;

- составляющая, обусловленная неточностью

установки на коммутаторе реле типа ДЗТ-11

расчетных чисел витков обмотки (учитывается в

уточненном расчете), кА.


(4.8)


где -коэффициент, учитывающий переходный режим,


-коэффициент однотипности,

Е - относительное значение тока намагничивания Е=0.1;

- периодическая составляющая при расчётном

внешнем трёхфазном К3, кА.




Вторым условием выбора является отстройка от броска тела намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжением:


, (4.9)


где - коэффициент отстройки от бросков тока

намагничивания,

- номинальный ток трансформатора на низшей

стороне, кА.



За предельное значение принимается большее из двух условий:


Уточненный расчет производится после выбора чисел витков уравнительных обмоток НТТ. Сторону дифференциальной цепи, где проходит наибольший ток принимают за основную.

Для этой стороны ток срабатывания реле:


(4.10)

где - ток, выбираемый по условиям, А


Число витков обмотки НТТ на основной стороне



(4.11)


где - магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле, А; =100



За принимается ближайшее меньшее число витков по отношению к .


= 4 витка.


Число витков обмотки НТТ, включаемой на неосновной

стороне:

(4.12)


где - первичный номинальный ток

трансформатора, А;

- вторичный ток в плечах защиты, А.


Принимается ближнее целое число:


Определяется :



(4.13)



Тогда уточнённое значение тока небаланса


(4.14)



Уточняется расчёт других величин:


(4.15)



Так как больше предварительного выбранного значения , то принимается за окончательное значение

и повторяется расчет величин.







Чувствительность защиты определяется по короткому двухфазному замыканию в зоне действия защиты на стороне 6кВ:


(4.16)


где - двухфазный ток К3,


(4.17)



4.1.2 Максимально-токовая защита


Максимально-токовая защита выполняется с независимой выдержкой времени на реле типа РТ-40, включенных по схеме неполной звезды со стороны питания.

Ток срабатывания защиты , А по условию отстройки от рабочего тока при возможности перегрузки трансформатора:


(4.18)


где Iраб.max – максимальный рабочий ток, А


(4.19)



Ток срабатывания реле , А находится по формулам:


ВН: (4.20)



НН: (4.21)



Коэффициент чувствительности при двухфазном коротком замыкании :


(4.22)


ВН:


НН:


Так как коэффициент чувствительности удовлетворяет условию, то принятая схема обеспечивает надёжное резервирование.


4.1.3 Газовая защита


Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Она выполняется для трансформаторов с . Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на


сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждений внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при допустимом понижении уровня масла по любым причинам.


4.1.4 Защита от перегруза


Выполняется одним реле тока, включённом на ток какой-либо фазы в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних КЗ.

Ток срабатывания защиты , А:


(4.23)



Ток срабатывания реле , А


, (4.24)


где - коэффициент надёжности отстройки учитывает

только погрешность в токе срабатывания,

.



4.2 Защита конденсаторных установок


Конденсаторные установки, присоединяемые параллельно к приёмникам электроэнергии, предназначаются для повышения коэффициента мощности в системе электроснабжения. Их используют и для местного регулирования напряжения, поэтому конденсаторные установки снабжаются автоматическими регуляторами напряжения (АРН).

Защита от многофазных коротких замыканий предусматриваются для всей конденсаторной установки в целом. В сетях напряжением выше 1000В выполняется плавкими предохранителями или двухфазной токовой отсечкой. Кроме того, предусматривается групповая защита батарей, из которых состоит установка. Групповая защита не требуется, если конденсаторы снабжены индивидуальной защитой.

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя и ток срабатывания защиты выбирается с учётом отстройки от токов переходного процесса при включении конденсаторной установки и толчков тока при перенапряжениях. Чувствительность защиты считается достаточной при .

Защита от перегрузки предусматривается в тех случаях, когда возможна перегрузка конденсаторов высшими гармоническими токами из-за непосредственной близости мощных выпрямительных установок.

Защита от повышения напряжения устанавливается, если при повышении напряжения к единичному конденсатору может быть длительно приложено напряжение более 1,1 . Защита выполняется одним максимальным реле напряжения и реле времени. Предусматривается автоматическое повторное включение


конденсаторной установки после восстановления первоначального уровня напряжения, но не ранее чем через пять минут после её отключения.


4.3 Защита и автоматика асинхронных

двигателей напряжением выше

1000В


Для защиты от многофазных коротких замыканий применяются

плавкие предохранители, токовые отсечки без выдержки времени и продольные дифференциальные защиты.

Плавкие предохранители могут быть использованы при подключении электродвигателя к сети через выключатель нагрузки.

Токовая отсечка без выдержки времени устанавливается на электродвигателях мощностью Pд < 5000 кВт, причём для электродвигателей мощностью Pд < 2000 кВт она выполняется однорелейной, с включением реле на разность токов двух фаз. Если чувствительность отсечки оказывается недостаточной или если привод выключателя имеет два реле тока прямого действия, то применяется двухрелейная отсечка, которая является обязательной для электродвигателей мощностью Pд > 2000 кВт.

Продольная дифференциальная защита устанавливается на электродвигателях мощностью Pд 2000 кВт и меньше, если токовая отсечка оказывается недостаточной чувствительной. Для упрощения защиты выполняется двухфазной.

Защита от замыканий на землю, действующая на отключение, устанавливается на двигателях мощностью Pд 2000 МВт лишь в тех случаях, когда ток замыкания на землю Iз 10A. Реле защиты подключается к однотрансформаторному фильтру тока нулевой последовательности.

Защита от перегрузки предусматривается на электродвигателях, подверженных перегрузке по техническим причинам, а также на электродвигателях с особо тяжелыми условиями пуска и самозапуска длительностью 20 секунд и более. Осуществляется защита индукционными элементами реле РТ-80. При этом индукционный элемент с выдержкой времени, зависимой от кратности тока, используется для защиты от перегрузки, а элемент без выдержки времени – для выполнения отсечки.

Минимальная защита напряжения выполняется двухступенчатой. Первая ступень предназначается для облегчения


самозапуска ответственных электродвигателей, она отключает электродвигатели неответственных механизмов. Вторая ступень защиты отключает часть электродвигателей ответственных механизмов, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности (ТБ) или из-за особенностей технологического процесса.

Устройства автоматического повторного включения(АПВ) предусматриваются на основаниях электродвигателях, отключаемых минимальной защитой напряжения для обеспечения самозапуска других ответственных электродвигателях.


4.4 Защита кабельных линий

напряжением выше 1000В


На кабельных линиях напряжением 6 кВ предусматриваются устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. Наиболее распространенным видом защиты является максимально токовая защита. От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуется выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В зависимости от требований чувствительности защита может быть выполнена одно-, двух- или трехлинейной.

Токовая защита от замыкания на землю обычно выполняется с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.




6. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ


6.1 Определение себестоимости

передачи и распределения 1 кВт/ч

электроэнергии


В экономической части дипломного проекта производится расчет по определению себестоимости передачи и распределения 1кВт/ч электроэнергии распределительной подстанции.

Себестоимость зависит от степени использования установленной мощности электростанции, то есть от режима её работы (графика нагрузки). Эта зависимость себестоимости единицы энергии от числа часов использования установленной мощности называется эксплуатационной экономической характеристикой.

Чем больше число часов использования установленной мощности тем ниже себестоимости единицы энергии, т.к. с повышением использования производительной ёмкости в себестоимости единицы снижается удельный вес условно-постоянных затрат, которые не зависят от количества вырабатываемой энергии.

Уровень себестоимости существенно зависит от мощности электростанции: с увеличением мощности электростанции и единичной мощности установленных на ней агрегатов себестоимости снижается.

Снижение себестоимости продукции является основным источником роста эффективности, увеличение прибыли и повышение рентабельности.

Основные пути снижения себестоимости: повышение производительности труда, снижение материальных затрат, совершенствование техники и технологии производства, внедрении

передовых методов организации производства и труда.


Таблица 6.1 – Капитальные затраты на строительство линии

электропередач


Показатели

Обозначение

Единица измерения

Количество




Кабельные линии

КЛ





Протяженность

км

1.37

2.00

1.5

Капитальные вложения на КЛ

тысяч тенге

2500.24

1654.3

3590.18


Таблица 6.2 – Капитальные затраты в элементы системы передачи

электроэнергии


Показатели

Удельные капиталовложения

,ДОЛ. США

Количество, шт.

Капиталовложения

1.Трансформатор

35 кВ – 16000кВА

62000

2

124000

2. ТП 6/0.69 -250 кВА

4830

2

9660

3. ТП 6/0.4 -1000 кВА

15500

2

31000

4. РУ 6 кВ Д12/SK

35180

2

70280

5. Выключатели

11300

12

135600

6. БСК

8400

3

25200

7. Разъединители

950

6

5700

8. Предохранители

65.7

2

131.4

9. Трансформаторы тока

2000

2

4000

10.Трансформаторы

напряжения

1550

2

3100


Таблица 6.3 – Баланс рабочего времени


Показатели

Режим работы

Непрерывный 12 ч

1. Календарный фонд, дни

365

2. Праздники

8

3. Выходные

176

4. Номинальный фонд

181

5. Невыхода

29

5.1 Трудовой отпуск

25

5.2 Болезни

3

5.3 Выполнение государственных обязанностей.

1

6. Эффективный фонд рабочего времени.

152

7. Коэффициент списочного состава(365:6)

2.4

8. Эффективный фонд рабочего времени (6*12) или (6*8)

1824


Таблица 6.4 – Расчет амортизационных отчислений


Виды основных фондов

Балансовая стоимость, ДОЛ. США

Норма амортизации, % Сумма амортизации, тг.
1 2 3 4

1. Трансформатор

35 к.в

124000 9,4 1806680
2. ТП 6.0/69 9660 9,4 140746,2
3. ТП 6/0.4 31000 9,4 451670
4. РУ 6кВ 70280 9,4 1023979,6
5. Выключатели ВВЭ-10-55/1250 УЗ 135600 9,4 1975692
6. БСК УКЛ-6.3-1350 УЗ 25200 9,4 367164
7. Разъединители РНД- 35/3200У 5700 9,4 83049

Продолжение таблицы 6.4


1 2 3 4

8. Предохранители

ПК1-6-20.20-40У1

131,4 9,4 1914,498
9. ТТ ТФНД-35М 4000 5 31000
10. ТН НТМИ-6-66 3100 5 24025
11. Кабельные линии 49965,94 4,3 333022,96
12. Здание 20000 7 217000


Таблица 6.5 – Расчёт затрат на вспомогательные материалы


Наименование материала Удельная норма расхода Общий расход Цена Единицы тг. Общая сумма тыс.тг.
Ед. измерения Количество
1 2 3 4 5 6
А. Кол-во полученной ЭЭ. тыс. квТ/ч 185131,4573 - - -
Б. Расход материала




1. Прокат Медный кг 0,0005 92,566 100 9,256
2. Изолента кг/тыс. кВт/ч 0,000018 3,332 300 0,9996
3. Предохра-нители шт/тыс. кВт/ч 0,0009 16,662 1110 18,3282
4. Бумага изоляционная кг/тыс. кВт/ч 0,0002 3,703 200 0,7406
5. Кабель м 0,002 370,263 990 366,56
6. Краска кг 0,0009 16,662 150 2,4993
7. ГСМ л 0,0001 18,513 25 0,4628
8. Итого - - - - 198,847

2 3 4 5 6
9. Прочее - - - - 39,88847
10. Всего - - - - 438,731

Таблица 6.6 – Баланс электроэнергии.


Показатели Тыс. кВт.ч
1. Производительные нужды 168301,3248
2. На собственные нужды 16830,13248
3. Всего 185131,4573
4. ЭЭ, передаваемая потребителям 168301,3248
5. Потери в сетях 25245,19872
6. ЭЭ без потерь 143056,1261

Таблица 6.7 - Расчёт ФЗП инженерно-технических работников.


Название должности Количество человек Для одного работника Всего в год, тыс. тг.
Оклад в месяц , тыс. тг. Премия тыс. тг. Итого тыс. тг.
1. Инженер-электрик 1 124 37,2 161,2 1934,4
2. Инженер по комплектации электрооборудования 1 124 31 155 1860
3. Инспектор-электрик 1 108,5 21,7 130,2 1562,4

Таблица 6.8 – Расчёт фонда заработной платы рабочих


Профессия Сменная плата Кол-во раб. Эфф. фонда раб. времени , дни Рабочий фонд. чел/дни
Всего В т.ч.
Ночн. Празд.
1 2 3 4 5 6 7

1. Оператор по

ремонту

5166,67 3 221 663 - -

Оператор по

обслуживанию

5166,67 8 152 1216 405,3 26,67

Продолжение таблицы 6.8


Основная з/пл. тыс. тг. Дополнительная з.пл., тыс. тг.

Тариф


Ночн.


Праздн. Прем. 15%

Итого


35% за безвод Всего В т.ч. отпуск
8 9 10 11 12 13 14 15
3425 - - 513,83 3939,3 1378,77 1733,31 354,54
6282,67 837,68 137,8 942,4 8200,5 2870,19 3608,24 738,05

Продолжение таблицы 6.8


Всего ФЗП

тыс. тг.

Среднемесячная заработная плата одного рабочего, тыс. тг.
16 17
5672,64 157,573
11808,79 123,008

Таблица 6.9 – Расчет цеховых расходов


Показатель тыс. тг.
1 2
1. Зарплата ИТП 5356,8
2. Начислено на зарплату 1124,928
3. Материалы 267,84
4. Охрана труда 535,68
5. Рационализация 374,976
6. Амортизация здания 217
7. Итого 7877,224
8. Прочие расходы 236,317
9. Всего 8113,541

Таблица 6.10 – Расчет прибыли


Показатель Ед. измерения Количество
1 2 3
1. Количество отпущенной ЭЭ без потерь тыс. кВт.ч 143056,1261
2. Себестоимость 1 кВт.ч тг. 1,57
3. Рентабельность % % 20
4. Цена 1кВт.ч тг 1,884
5. Прибыль на 1 кВт.ч тг 0,314
6. Затраты на общий объем тыс. тг. 224237,967
7. Стоимость ЭЭ в оптовых ценах тыс. тг. 269517,7416
8. Прибыль, всего тыс. тг. 45279,775

Таблица – 6.11 – Калькуляция себестоимости 1 квВт/ч


Статьи Ед. измер. Всего В т.ч. 1 кВт.ч
1 2 3 4
1. Объем полученной ЭЭ тыс. кВт.ч 185131,4573

2. Количество ЭЭ на собственные нужды тыс. кВт.ч 16830,13248
3. Количество ЭЭ передаваемой без потерь тыс. кВт.ч. 143056,1261
4. Цена 1 кВт.ч. полученной ЭЭ тг. 1 1тг./кВт.ч
5. Стоимость полученной ЭЭ тыс. тг. 185131,4
6. Стоимость ЭЭ на собственные нужды тыс. тг. 16830,13
7. Стоимость ЭЭ передаваемой без потерь тыс. тг. 1683001
8. Стоимость 1 кВт.ч ЭЭ без потерь тг 1,176
9. Расходы подстанции.


9.1 з/пл рабочих
17481,43 0,122
В т.ч - основная тыс. тг. 12138,88 0,085
- дополнительная тыс. тг. 5341,55 0,037

Продолжение таблицы 6.11


1 2 3 4
9.2 Начисления на ЗП тыс. тг. 3671,1 0,026
9.3 Материалы тыс. тг. 438,7318 0,003
9.4 Электроэнергия тыс. тг. 16830,13 0,118
9.5 Амортизация оборудования тыс. тг. 6238,943 0,044
9.6 Цеховые расходы тыс. тг. 8113,541 0,057
9.7 Текущий ремонт и и содержание ОС тыс. тг. 499,115 0,003
.8 Итого тыс. тг. 53272,93 0,37
9.9 Прочие тыс. тг. 2663,649 0,019
9.10 Всего тыс. тг. 55936,64 0,39
10. Общая стоимость передаваемой ЭЭ тыс. тг. 224237,9 1,57

Таблица 6.12 – Основные технико-экономические показатели


Показатель Ед. изм. Количество
1 2 3
1. Полученная ЭЭ тыс. кВт.ч 185131,4573
2. Цена 1 кВт полученной ЭЭ тг 1
3. Потери ЭЭ тыс. кВт.ч 25245,1987
4. ЭЭ на собственные нужды тыс. кВт.ч 16830,13248
5. Отпуск ЭЭ потребителям тыс. кВт.ч 168301,3248
6. Объем производства тыс. тг. 34
7. Капиталовложения тыс. тг. 71088,787
8. Стоимость купленной ЭЭ тыс.тг. 1589,221
9. Уд. кап. вложения на 1 кВт.ч полученной ЭЭ. тг/кВт.ч 0,39
10. Численность работающих чел 14
11. В т.ч. рабочих чел 11
12. Фонд ЗПЛ, всего тыс. тг. 22838,23
13. В т.ч. рабочих тыс. тг. 17481,43
14. Средняя ЗПЛ одного работающего в год тыс. тг. 1631,302
15. В том числе рабочего тыс. тг. 1589,221
16. Уд. норма расхода ЭЭ кВт.ч/т 415,24

Продолжение таблицы 6.12


17. Затраты на передачу ЭЭ тыс. тг. 55936,642
18. Себестоимость 1 кВт.ч переданной ЭЭ тг. 0,39
19. Общая себестоимость 1 кВт.ч тг. 1,57
20. Затраты тыс. тг. 55936,642
21. Цена 1 кВт.ч переданной ЭЭ тг. 1,89
22. Товарная продукция тыс. тг 269517,7416
23. Прибыль тыс. тг 45279,775
24. Фондоотдача тыс. тг 3,79
25. Фондоёмкость тыс. тг 0,263
26. Рентабельность % 20
27. Срок окупаемости капитоловложений лет 4,7

6.2 Организация энергетической

службы


Энергетическая служба организует технически правильную эксплуатацию и своевременный ремонт энергетического и природоохранного оборудования и энергосистем, бесперебойное обеспечение производства электроэнергией, контроль за рациональным расходованием электроэнергетических ресурсов.

Также руководит планированием работы энергетических узлов и хозяйств, разработкой графиков ремонта энергетического оборудования и энергосистем, планов производства и потребления предприятием электроэнергии, норм. расхода и режимов потребления всех видов энергии.

Обеспечивает составление заявок и необходимых расчетов к ним на приобретение энергетического оборудования, материалов, запасных частей, на отпуск предприятию электроэнергии и присоединение дополнительной мощности к энергоснабжающим предприятиям, разработку мероприятий по снижению норм расхода энергоресурсов, внедрению новой техники, способствующей более надёжной, экономичной и безопасной работы энергоустановок, а также повышению производительности труда.


Энергетическая служба участвует в разработке по техническому перевооружению предприятия, внедрению средств комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, реконструкции и модернизации систем электроснабжения предприятия, в составлении технических заданий на проектирование новых и реконструкцию действующих энергообъектов, также организует разработку меропрятий по повышению коэффициента мощности.


6.3 Организация оплаты труда


Каждый работающий по найму работник предприятия получает за проделанную работу от работодателя заработную плату, то есть

определенную сумму денежных средств, компенсирующих его затраты

труда и обеспечивающих ему удовлетворения определенного уровня

личностных потребностей, а также потребностей членов его семьи. заработная плата требует соизмерения различных видов работ с точки зрения их сложности и определения уровня квалификации работника.

Организовать оплату труда работников – это значит разработать, задействовать и постоянно поддерживать в работоспособном состоянии инструментарий, обеспечивающий денежную оценку выполняемой работником работы, начисление и выплату заработной платы в соответсвии с этой оценкой.

Организация оплаты труда на предприятии включает в себя:

установление условий (норм) оплаты труда;

установление норм трудовых затрат(трудовых обязанностей работников);

Определение системы оплаты труда, то есть способа учета при оплате индивидуальных и коллективных результатов труда;

порядок изменения и организацию оплаты труда.

Организация оплаты труда на предприятии регулируется

республиканским трудовым законодательством.

В условиях развития рыночных отношений организация

заработной платы на предприятии призвана обеспечить решения

двуединой задачи:

- гарантировать оплату труда каждому работнику в


соответствии с результатами его труда и стоимостью рабочей

силы на рынке труда;

- обеспечить работодателю достижения в процессе

производства такого результата, который позволил бы ему

возместить затраты и получить прибыль.

Тем самым через организацию заработной платы достигается необходимый компромисс между интересами работодателя и работника, способствующий развитию отношений социального партнёрства между двумя движущими силами рыночной экономики.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В дипломном проекте, темой которого является электроснабжение технологической площадки № 220 Карачаганакского перерабатывающего комплекса, были рассмотрены следующие вопросы: характеристика электроприёмников, расчет электрических нагрузок предприятия, компенсация реактивной мощности с помощью конденсаторных установок, выбор мощности силовых трансформаторов и внутризаводских подстанций, выбор сечения питающей линии напряжением выше 1000 В и до 1000, расчет токов короткого замыкания, с учетом величин токов короткого замыкания выбрано оборудование; расчет заземляющих устройств; расчёт освещения освещения здания технологической площадки (носового отсека); расчёт релейной защиты силового трансформатора и описания основных защит кабеля выше 1000 В, асинхронных двигателей выше 1000 В и защиты конденсаторных установок.

В специальной части проекта был рассмотрен монтаж саморегулируемого нагревательного кабеля SX.

В разделе охраны труда рассмотрены меры безопасности при обслуживании и ремонте электрооборудования, защитные средства применяемые на КПК, противопожарные мероприятия, вопросы промышленной санитарии.

В экономической части дипломного проекта произведен расчёт по определению себестоимости передачи и распределения 1 кВт.ч электроэнергии распределенной подстанции.




СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ

ИСТОЧНИКОВ


Алиев И.И. Справочник по электротехники и электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов.-2-е издание., доп.-М.: Высш.шк., 2000.-255с, ил

Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий.- 3-е издание, переработанный и доп.-М.: энергия, 1976.-368с., ил

Инструкция по установке SX кабеля нагрева. КПК., 2002. 46с.,ил.

Кноринг Г.М. Осветительные установки. – Л.: энергоиздат, 1981,- 288с., ил.

Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов – М.: Издательство “Мастерство”, 2001. – 320с.: ил.

Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – Москва.: В.шк., 1990.-576с.

Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/ Под ред. В.М. Блок. – М.: В.шк., 1990.-383с.:ил.

Правила устройства электроустановок.- Спб.: Издательство ДЕАН, 2002.-928с.

Проект развития месторождения Карачаганак. КПК; 2001.-67с.

Проектное пособие по расчёту освящения насосной станции экспорта сырого конденсата. КПК., 2002.-21с.ил

Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576с.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию -: В 2т. / под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986.-568с.:ил.

Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Уч. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.: ил.

14. Экономика труда и социально-трудовые отношения / Под ред.


Г.Г. Меликьяна, Р.П. Колосовой.-М.: Издательство МГУ,

Издательство ЧеРо, 1996.-623с.

15. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные

материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб.

пособие для энергоэнергетических специальностей вузов / Под

ред. Б.Н. Неклепова – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: энергия,

1978. - 456с.: ил.



3 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ


3.1 Определение технических

нагрузок


Результаты расчётов нагрузок являются исходными данными для всего последующего проектирования. Электрические нагрузки определяются для следующих групп электроприёмников: до 1000В (осветительная и силовая) и выше 1000 В.


3.1.1 Приближенное определение

расчётных силовых нагрузок

площадок


Для определения расчётных нагрузок используется метод коэффициента спроса:


(3.1)


где – активная мощность, кВт;

- установленная или номинальная мощность, кВт;

- коэффициент спроса в зависимости от вида производства по площадкам.


, (3.2)



где - реактивная расчётная мощность, квар

- коэффициент мощности.


(3.3)


где - полная расчётная мощность, кВА;

- коэффициент разновременности,= 0,9.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.1


3.1.2 Приближенное определение

расчётных осветительных

нагрузок.


Осветительная нагрузка площадок рассчитывается методом удельных мощностей:


, (3.4)


где - мощность осветительной нагрузки i-ой

площадки, кВт;

- удельная мощность освещения, кВт/м2;

- площадь i-ой площадки, м2;

- коэффициент спроса, = 0,9.


(3.5)


где - коэффициент спроса, = 0,9

Результаты расчёта сводится в таблицу 3.1




3.1.3 Конденсация реактивной

мощности и мероприятия по

повышению коэффициента

мощности.


Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности. В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60% требуемой реактивной мощности, 20% процентов генерируется в лини электропередач (ЛЭП) с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Компенсацией реактивной мощности будем называть её выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств (КУ) применяется для снижения потерь электроэнергии в сети. В-третьих, компенсация устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении КУ необходимо учитывать ограничения техническими режимным требованиям:

необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;

располагаемой реактивной мощности на шинах её

источника;

отклонение напряжения;

пропускной способности электрических сетей.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и



трансформаторам, ИРМ должны размещаться в близи её

потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.

Производим расчёт мощности:


, (3.6)


где - активные потери мощности, кВт;

=0,01*; (3.7)

- реактивные потери мощности, квар;

=0,1*; (3.8)

Должно выполняться условие:


(3.9)


Если это условие не выполняется, то расчёт мощности ведётся по формуле:


, (3.10)


где - установленная мощность компенсирующих

установок, квар.

Подставляем значения в формулы (3.7), (3.8), получаем




Условие (3.7) не выполняется, следовательно расчёт ведётся по формуле (3.8).

Мощность реактивная, которую необходимо скомпенсировать определяется по формуле:




,


где - директивный коэффициент при ;

- расчетный коэффициент при .



По таблице 2.192 [11] выбирается реактивная мощность установок, близкая к . Принимается квар, то есть три высоковольтные конденсаторные установки мощностью по 1350 квар каждая.

Подставляя значение в (3.8), получается:



Проверяется по условию (3.7):



Условие выполняется (3.7), следовательно к установке принимаются выбранные три высоковольтные конденсаторные установки типа УКЛ-6,3-1350 УЗ для внутренней установки, технические параметры которых представлены в таблице 3.2


Таблица 3.2 – Технические параметры конденсаторных установок.


Тип Напряжение, кВ Мощность, квар Габариты
УКЛ-6,3-1350 УЗ 6,3 1350 3810х820х1600

При расчете электрических нагрузок учитываются потери мощности в трансформаторах, которые находятся по формуле:


, (3.11)


где - потери активной мощности, кВт;

; (3.12)

- потери реактивной мощности, квар;

(3.13)

Результаты расчета записываются в таблицу 3.1.

Полная расчётная мощность площадок , кВА определяется по формуле:


(3.14)


где - расчетная нагрузка площадки до 1000 В,

кВА;

- расчетная нагрузка площадки выше

1000 В, кВА;

- расчетная осветительная нагрузка площадки, кВA;

- потери мощности в трансформаторе, кВA.

Результаты расчета записываются в таблицу 3.1.


3.2 Проектирование системы

внешнего электроснабжения


3.2.1 Выбор рационального

напряжения


Номинальное напряжение влияет на техническо-экономические показатели и технические характеристики. При увеличении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и энергии, снижаются эксплутационные расходы, увеличиваются предельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт увеличения потерь мощности и энергии. Поэтому целесообразно правильно выбирать номинальное напряжение. Целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов, таких как: мощность нагрузки, удаленность от источника питания, от расположения потребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и от способов регулирования напряжения.

Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется по номограммам в зависимости от передаваемой мощности и длины питающих линий. Возможны приближенные методы расчета рационального напряжения по следующим формулам:


; (3.12)


; (3.13)


; (3.14)


(3.15)


где S – полная расчетная мощность, МВА

P – активная расчетная мощность, МВт

l – длина питающей линии, км

Принимается ближайшее по стандарту напряжение. Кроме того, необходимо учитывать существующее напряжение возможных источников тока.

В распределительных сетях применяются напряжения 6 и 10 кВ в зависимости от напряжения высоковольтных электроприемников.

Напряжение внутрицеховых сетей выбирается по условиям планировки цехового оборудования, технологии и окружающей среды: 690 В, 400 В, 230 В для питания силовых и осветительных приемников.






Принимаются ближайшие по стандарту напряжения: 35 кВ и

110 кВ. Из которых выберется рациональное по затратам.


3.2.2 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов


Если на предприятии есть потребители первой или второй категории питание необходимо осуществить от двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы один трансформатор мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40% в течение не более пяти


суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на 70%.

(3.16)



где - расчётная полная мощность, кВА;

- номинальная мощность трансформатора, кВА

Выбранный трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме:


(3.17)


Также проверяется по коэффициенту экономической нагрузки:


, (3.18)


где - потери мощности на холостой ход, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- коэффициент повышения потерь при передаче

реактивной мощности, который зависит от

удаления ГПП от энергосистемы; ()

(3.19)


(3.20)


где - потери реактивной мощности на холостой ход, квар;


- потери активной мощности при коротком замыкании,

квар;

- ток холостого хода, в процентах;

- напряжение короткого замыкания, в процентах.

Условием правильной загрузки трансформаторов будет:

Производится проверка по перегрузочной способности трансформатора при аварийном отключении одного из них:


(3.21)


3.2.2.1 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 110 кВ


Так как на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.



Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТДН-16000/110. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.


Таблица 3.3 - Технические данные трансформатора


Тип трансформатора

, кВА

Потери, кВт

, %

, %

ТДН-16000/110 16000 24 85 10,5 0,7

Выбранный трансформатор проверяется по условию:



Условие (3.17) выполняется, следовательно выбранный трансформатор по загрузке в номинальном режиме проходит.







Производится проверка перегрузочной способности:



3.2.2.2 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 35 кВ.


Т.к. на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.



Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа


ТДН-16000/35. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.


Таблица 3.4 - Технические данные трансформатора


Тип трансформатора

, кВа

Потери, кВт

, %

, %

ТДН-16000/35 16000 21 90 8 0,6








3.2.3 Выбор сечения питающей линии


Линии электропередач по конструктивному исполнению, маркам проводников, сечением.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии , А нормального


режима и экономической плотности тока , А/мм2 [8].


(3.20)


Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Технические данные линий приведены в таблице __.

Расчетный ток линии , А определяется как


где - мощность, которая передается в нормальном или

послеаварийном режиме, кВа

- номинальное напряжение сети, кВ.



А/мм2 – экономическая плотность тока [6]

По справочным материалам [4] выбираем кабель марки СБШв – с медными жилами, с защитным покровом из поливинилхлорида с броней из двухстальных лент с антикоррозионным защитным покровом в свинцовой оболочке. Технические данные выбранного кабеля приводятся в таблице 3.5. По таблице П.4.9 [4] принимается сечение жил трехжильного кабеля равным 150 мм2 (А).

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке по нагреву, по допустимой потере напряжения, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву


производится оп условию:


, (3.22)


где - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

- фактическая допустимая нагрузка.


367,84 < 390


Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию:

, (3.23)

где - длинна питающей линии;

- удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км


Проверка сечения по термической стойкости проводится


после расчетов токов КЗ. Минимальное термически стойкое токам короткого замыкания сечение кабеля:


, (3.24)


где - трехфазный ток короткого замыкания, А;

- приведенное время короткого замыкания расчетное

(с);

- термический коэффициент для кабелей (с медными жилами )



Таблица 3.5 - Технические данные кабеля СБШв


Тип кабеля

Сечение одной жилы

, Ом/км

, Ом/км

, км

, А

СБШв-1х150 150 0,122 0,074 0,35 390

3.2.4 Техническо-экономический

расчет выбора рационального

напряжения


Выбор рационального напряжения производится по приведенным годовым затратам:


, (3.25)


где - нормативный коэффициент эффективности,

;

- капитальные затраты;

- эксплуатационные расходы.


, (3.26)


где - капитальные вложения на строительство линии

электропередач;

- капитальные вложения на строительство

подстанции.


, (3.27)


где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП (справочная величина);

- длина ЛЭП, км.


, (3.28)


где - капитальные вложения на строительство ОРУ;

- стоимость трансформаторов.


, (3.29)


где - стоимость одного трансформатора (справочная

величина);

- количество трансформаторов.


, (3.30)


где - расходы на потерю в линии;

- расходы на амортизацию.


, (3.31)


где - потери в ЛЭП;

- потери в трансформаторах


, (3.32)


где – стоимость одного кВт/ч, =1тг/;

- потери в линии, кВт/км (справочная);

– коэффициент загрузки линии


, (3.33)


где - расчётный ток линии ();

- номинальный ток ЛЭП или допустимый ток

линии электропередач(ЛЭП);

l - длинна ЛЭП, км;

– расчётное время потерь


(3.34)


где – максимальное время работы

электрооборудования, часы; (=6000);

- годовое время работы, часы; =8760.


(3.35)


где - потери холостого хода тр-ра, кВт

- потери к.з., кВТ

– коэффициент загрузки трансформатора



, (3.36)


, (3.37)


где - норма амортизационных отчислений для ЛЭП



где - норма амортизационных отчислений для п/ст

(=6,3%)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.6


Таблица 3.6 – результаты выбора рационального напряжения


Вариант электроснабжения Показатели

Капитальные затраты,

тыс. у.е.

Эксплуатационные расходы, тыс. у.е.

Суммарные затраты,

Тыс. у.е.

Вариант I 110/6 кВ 129,9079 304227,3019 304242,8909
Вариант II 35/6 кВ 82,5079 265231,9786 265241,8796

Принимается стандартное напряжение 35 кВт для системы внешнего электроснабжения предприятия (в данном случае имеются наилучшие технические и экономические показатели), 6 кВт в распределительной сети, т.к. все потребители на напряжении 6 кВт


Картограмма электрических

нагрузок


Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности, площадь которой соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам:



где – радиус окружности;

m- масштаб для U1кВ m=0,255

При построении картограммы нагрузок площадок центры


окружностей совмещают с центрами тяжестей геометрических фигур, изображающих площадки.

Осветительная нагрузка показывается как заштрихованная площадь от всей нагрузки, на U

Каталог учебных материалов

Свежие работы в разделе

Наша кнопка

Разместить ссылку на наш сайт можно воспользовавшись следующим кодом:

Контакты

Если у вас возникли какие либо вопросы, обращайтесь на email администратора: admin@kazreferat.info