Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода

Ктр=8000 тыс.руб. , Кпост=3500 тыс.руб.

Кгпп=Кору+Ктр+Кпост                                                                                                                         (9.3)

Кгпп=2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб.

К∑=33200 тыс.руб

Эксплуатационные издержки

aвк=0,028   aкл=0,063            aпст=0,094           aтп=0,104

Икл= aкл∙Ккл                                                                                                                                                            (9.4)

Икл=0,063∙330=20,8тыс.руб./год.

Игпп=aпст∙(Кгпп+Квыкл)                                                                      (9.5)

Игпп=0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год.

Итп=aтп∙(Кгпп+Квыкл)

Итп=0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год.

Иå=Икл+Игпп+Итп                                                                                                                               (9.6)

Иå=20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=к∙∆Рхтр1+к∙∆Рхтр2,                                                                    (9.7)

где: к – количество трансформаторов.

∆Рхтр1 и ∆Рхтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА.

∆Рх=8∙2,45+2∙10=39,6 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-39,6=593,4 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод                                                                     (9.8)

∆WΣ=593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т                                                                   (9.9)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот                                                                                  (9.10)

ИΣпп=316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

 коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки для схемы 2:

Икл=817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год.

Игпп=0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год.

Итп=0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год.

Иå=51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=37∙2,45+2∙25=140,65 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-140,65=492,85 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч.

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод                                                                     (9.11)

∆WΣ=492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т                                                                   (9.12)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот                                                                                  (9.13)

ИΣпп=285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

 коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1

Суммарные потери активной мощности и энергии составляют:

ΔР`Σ=2,56 % , ΔW`Σ=2,42 %

Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети

10 Релейная защита и автоматика

Защита трансформаторов.

Повреждения и ненормальные режимы работы:

Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны.

При витковых замыканиях токи, идущие к местам повреждения от источников питания, могут быть небольшими. Чем меньше число замкнувшихся витков wa, тем меньше будет ток, приходящий из сети.

Виды ненормальных режимов. Наиболее частым ненормальным режимом работы трансформаторов является появление в них сверхтоков, т. е. токов, превышающих номинальный ток обмоток трансформатора. Сверхтоки в трансформаторе возникают при внешних КЗ, качаниях и перегрузках. Последние возникло вследствие самозапуска электродвигателей, увеличения нагрузки в результате отключения параллельно работающего трансформатора, автоматического подключения нагрузки при действии АВР и т. п.

Внешние КЗ. При внешнем КЗ, вызванном повреждением на шинах трансформатора или не отключившимся повреждением на отходящем от шин присоединении, по трансформатору проходят токи КЗ JK > /Ном> которые нагревают его обмотки сверх допустимого значения, что может привести к повреждению трансформатора. В связи с этим трансформаторы должны иметь РЗ от внешних КЗ, отключающую трансформатор.

Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ, МТЗ с блокировкой минимального напряжения, дистанционной РЗ, токовых РЗ нулевой и обратной последовательностей. В зону действия РЗ от внешних КЗ должны входить шины подстанций (I участок) и присоединения, отходящие от этих шин (II участок). Эти РЗ являются также резервными от повреждений в трансформаторе.

Перегрузка. Время действия РЗ от перегрузки определяется только нагревом изоляции обмоток. Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку на 5%. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка в следующих пределах:

Кратность перегрузки............ ……….. 1,3 1,6 1,75 2 3

Допустимое время перегрузки, мин . . 120 45 20 10 1,5

Из этих данных видно, что перегрузку порядка (1,5-2)Iном можно допускать в течение значительного времени, измеряемого десятками минут. Наиболее часто возникают кратковременные, само ликвидирующиеся перегрузки, неопасные для трансформатора ввиду их непродолжительности, например перегрузки, вызванные самозапуском электродвигателей или толчкообразной нагрузкой (электропоезда, подъемники и т. п.). Отключения трансформатора при таких перегрузках не требуется. Более длительные перегрузки, вызванные, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора и др., могут быть ликвидированы обслуживающим персоналом, который располагает для этого достаточным временем. На подстанциях без дежурного персонала ликвидация длительной перегрузки должна производиться автоматически от РЗ отключением менее ответственных потребителей или перегрузившегося

Таким образом, РЗ трансформатора от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом или автоматически.

Токовая отсечка:

Токовая отсечка - простая быстродействующая РЗ от повреждений в трансформаторе. Зона действия отсечки ограничена, она не действует при витковых замыканиях и замыканиях на землю в обмотке, работающей на сеть с малым током замыкания на землю.

Газовая защита трансформаторов:

Принцип действия и устройство газового реле. Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель , который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой. При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора.

Особенности защиты трансформаторов, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения:

Основные принципы выполнения РЗ на ЛЭП с ответвлениями, трансформаторы которых подключены к ЛЭП без выключателей. Широкое распространение получили схемы с короткозамыкателями и отделителями. При этом важной частью РЗ трансформаторов является схема действия на короткозамыкатель и отделитель.

Действие РЗ на короткозамыкатель и отделитель должно происходить в определенной последовательности, обеспечивающей работу отделителя в бес токовую паузу АПВ ЛЭП, т. е. в тот момент, когда по отделителю не проходит ток. Схема управления отделителя выполняется таким образом, чтобы импульс на его отключение подавался после срабатывания короткозамыкателя при условии, что питающая ЛЭП отключилась, и ток КЗ прекратился.

10.1Защита кабельных линий и цеховых трансформаторов

Защита трансформатора с низшей стороны напряжения.

Для защиты трансформатора с низшей стороны используется расцепитель автоматического выключателя типа ВА.

Номинальный ток расцепителя выбирается по следующему условию:

Iрц.ном.≥ Котс ∙Iраб.max,                                                                          (10.1)

где : Iраб.max - максимальный рабочий ток.

Котс – коэффициент отстройки (для выключателей типа ВА равен 1.1).

Наибольший расчетный ток нагрузки, длительно протекающий по защищаемому элементу определяется по следующему выражению:

Iраб.max=                                                                            (10.2)

 A.

Тогда номинальный ток расцепителя будет следующим:

Iр.ц.ном. ≥ 1,1∙2020,7=2222,8 А

Для полупроводникового расцепителя селективного автоматического выключателя ВА 75-45 ( Iа ном=2500 А ) ближайшее устанавливаемое значение номинального тока Iрц.ном.=2500 А

Первая ступень защиты – токовая отсечка без выдержки времени. Уставка тока срабатывания первой ступени у полупроводникового расцепителя автоматического выключателя ВА75-45 не регулируется и зависит от его номинального тока. Для ВА75-45 он равен 40 кА. Токовая отсечка данного расцепителя чувствительна к повреждениям со стороны низшего напряжения трансформатора, так как значение тока трехфазного КЗ I(3)KB=17,64кА

Вторая ступень – токовая отсечка с выдержкой времени. Для исключения срабатывания второй ступени защиты при кратковременных перегрузках необходимо выполнить условие:

IIIс.з.=КIIотс. ∙Iпер                                                                                                                                      (10.3)

При наличий УАВР учитывается режим кратковременной перегрузки после АВР, когда потребители второго трансформатора цеховой трансформаторной подстанций подключаются через секционный выключатель к защищаемому трансформатору:

Iпер.=К∙IP1+Kсзп∙IP2                                                                          (10.4)

где: К – коэффициент, учитывающий некоторое значения тока электродвигателей секции 1 при снижений напряжения на секции вследствие подключения к ней само запускающихся электродвигателей секции 2.

Kсзп – коэффициент самозапуска электродвигателей секции 2.

Расчет:

Iр1=Iр2=А

Iпер.=1,2∙1010,4+2,5∙1010,4=3738,48 А

I IIc.з=1,5∙3738,48=5607,5 А

Так как у полупроводникового расцепителя автоматического выключателя ток срабатывания второй ступени связан с номинальным током расцепителя коэффициентом кратности (к=2,3,5,7 для ВА75-45)[13], то выбирается ближайшее устанавливаемое значение. Требуемый коэффициент кратности:

ктреб.=I IIc.з / Iр.ц.ном.                                                                          (10.5)

ктреб.=5607,5 / 2500=2,24

Выбирается ближайшее стандартное значение к=3 , тогда ток срабатывания второй ступени и определяется по следующей формуле:

I IIc.з=к∙Iр.ц.ном.=3∙2500=7500                                                          (10.6)

Выдержка времени второй ступени защиты может быть установлена равной 0,1; 0,2: 0,3 с. Принимается среднее время срабатывания защиты tIIс.з.(SF13)=0,2 с.

Третья ступень – максимальная токовая защита. У полупроводниковых расцепителей уставка тока срабатывания третей ступени связана с номинальным током расцепителя:

IIIIc.з=1,25∙Iр.ц.ном                                                                                                                                  (10.6)

IIIIc.з=1,25∙2500=3125 А.

В сетях, защищаемых от токов КЗ, расцепитель с выбранными уставками тока срабатывания должен удовлетворять требованию чувствительности.

Iк.min ≥ 3 IIIIс.з                                                                                    (10.7)

I (2)п.о.к > 3∙3125=9375 А

Чувствительность выбранного полупроводникового расцепителя достаточна, т.к. I (2)п.о.к=15,28кА.

10.2 Токовая отсечка

Ток срабатывания токовой отсечки можно выбирать по выражению:

                                                                                     (10.8)

где Котс - коэффициент отстройки зависящий от типа применяемого реле тока, Котс =1,2 – 1,3 при РТ-40;

I(3)пок3 - ток протекающий в месте установке защиты при 3х фазном КЗ на стороне НН в максимальном режиме работы системы приведенное к 6кВ,

I(3)пок3 = 1,12кА

 кА

Коэффициент чувствительности защиты определяется для случая 2х фазного КЗ в месте ее установки.

,                                                                                       (10.9)

где I(2)пок2 - ток 2х фазного КЗ на выводах ВН трансформатора

I(2)пок2=5,46кА

По коэффициенту чувствительности отсечка должна быть >2.

10.3 Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения

Ток срабатывания максимальной токовой защиты на стороне высшего напряжения IСЗ:

,                                                                     (10.10)

где Котс - коэффициент отстройки, Котс = 1,2

Кв - коэффициент возврата токового реле защиты: для РТ-40 = 0,85;

Кзап - коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки; если двигатели не оборудованы устройством самозапуска, Кзап применяется 1,2 - 1,3;

Iс.з. = Kотс(Iраб.макс+Kзап. Iрабмакс.резерв),                                                  (10.11)

где Iраб.макс.резерв. - максимальный рабочий ток секции 0,4 кВ, который подключается к рассчитываемому трансформатору при срабатывании АВР; принимается равным 0,6-0,7 Iном.тр.

А

Ic.з. ≥ 1,2(1,2 ∙ 64,4 + 92) = 203,13 А. при отсутствии самозапуска

Выбираем трансформаторы тока ТОЛК - 6 300/5;

; применяется Iср=4А,

Время срабатывания максимальной токовой защиты применяем на ступень селективности ∆t = 0.4c ,чем время срабатывания 1 ступени ввода 0,4кВ (tc.з.=0,6с).

tс.з.= (i-1)max =tс.з.ввода 0,4кВ = 0,6 сек;

tс.з тр-ра.= tс.з.ввода 0,4кВ +∆t;

tс.з тр-ра =0,6+0,4=1,0с

Для РТ – 40/10 принимаем уставки: Icр= 10А

Iсз= 4∙60 = 240A

tс.з.=1,0c – реле времени с замыканием, замыкающим контактом на постоянном токе РВ – 112 или РВ – 122, РВ – 01.

10.4 Специальная токовая защита нулевой последовательности трансформаторов со схемой соединения обмоток ∆/Y-11 -10(6)/0,4 кВ

При однофазном КЗ для трансформатора расчетный ток в реле определяется по току однофазного короткого замыкания , который обычно вычисляется без учета сопротивления питающей сети по выражению:

                                                                               (10.12)

Для практических расчетов по выражению:

                                                                                     (10.13)

В таблице П-4 значения I/Zт для трансформаторов с соединением ∆/Y:

Мощностью 1000кВА равно 0,009Ом.

Мощностью 1600кВА равно 0,006Ом.

На стороне 0,4кВ для трансформаторов 1000кВА

кА

Для трансформаторов со схемой соединения обмоток ∆/Y-11 ток, поскольку у этих трансформаторов , (причем этот ток вычислен с учетом сопротивления питающей сети), т.е. для трансформаторов 1000кВА.

Выбирается ток и время срабатывания специальной защиты нулевой последовательности на стороне 0,4кВ.

где Котс = 1,1÷1,2

Кп - коэффициент учитывающий кратковременную перегрузку трансформатора по ГОСТ 1402-69 и ПУЭ.

iht - номинальный ток трансформатора;

кта - коэффициент трансформации.

Выбираем трансформатор ТШП-0,66 , кта - 500/5 [15]

Динамическая устойчивость - 130

1-но секундная термическая устойчивость - 50.

Применяем

1ср = 16 А

Iсз =16-100 = 1600 А

реле РТ-40/20

Коэффициент чувствительности:

,

где - минимальное значение тока однофазного КЗ на сборных шинах или вблизи них на стороне НН ТП

Ic.з.- первичный ток срабатывания защиты

11 Безопасность жизнедеятельности

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

В данном разделе рассматриваются вопросы обеспечения безопасности жизнедеятальности в проектируемом предприятии. Машины, аппараты и другое оборудование, применяемое в нефтехимической промышленности, чрезвычайно разнообразно по принципу действия, конструкции, типам и размерам. Однако существуют некоторые общие требования, соблюдение которых при конструировании оборудования позволяет обеспечить безопасность его эксплуатации. Эти требования сформулированы в ГОСТ 12.2.003-74.

Безопасность производственного оборудования обеспечивается правильным выбором принципов действия, конструктивных схем, материалов, рабочих процессов и т. п.; максимальным использованием средств механизации, автоматизации, дистанционного управления; применением в конструкции специальных защитных средств; выполнением эргономических требований; включением требований безопасности в техническую документацию по монтажу, эксплуатации, ремонту, транспортированию и хранению.

В процессе эксплуатации оборудование не должно загрязнять окружающую среду вредными веществами выше установленных норм и не должно представлять опасности с точки зрения взрыва и пожара.

Представляющие опасность движущиеся части оборудования должны быть ограждены или снабжены средствами защиты, за исключением частей, ограждение которых не допускается их функциональным назначением. В этом случае нужно предусматривать специальные меры защиты.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8