Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Технологический процесс

2 Выбор напряжения

3 Показатели качества электроэнергии

4 Определение расчетных электрических нагрузок

4.1 Расчетная нагрузка насосной №1

4.2 Расчетные нагрузки для остальных цехов завода

4.3 Определение расчетной нагрузки электрического освещения

4.4 Расчетная нагрузка всего завода

5 Определение количества

и мощности трансформаторов

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

5.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

5.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

5.5 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

5.6 Выбор мощности батарей конденсаторов

6 Расчет токов короткого замыкания

6.1 Составление схемы замещения и расчет ее параметров

6.2 Определение токов короткого замыкания

7 Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

7.2. Выбор сечений жил кабелей распределительной сети

7.3 Выбор оборудования электрической сети напряжением до 1 кВ

7.3.1 Подбор совокупности приемников, питаемых от ТП

7.3.2 Выбор шинопроводов

8 Выбор оборудования

8.1 Выбор ограничителей перенапряжения

8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

8.3 Выбор разъединителей

8.4 Выбор заземлителей

8.5 Выбор трансформаторов напряжения

8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6 кВ

8.7 Выбор выключателей на отходящих линиях

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

10 Релейная защита и автоматика

10.1 Защита кабельных линий и цеховых трансформаторов

10.2 Токовая отсечка

10.3 Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения

10.4 Защита нулевой последовательности

11 Безопасность жизнедеятельности

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

11.2 Производственная санитария

11.3 Основы пожарной безопасности

12 Расчет защитного заземления цеха

12.1 Защитное заземление

12.2 Молниезащита цеха

13 Расчет электроосвещение

13.1 Выбор системы освещения и освещенности

13.2 Выбор типа и мощности источника света

13.3 Выбор кабелей, питающих щитки освещения

13.4 Выбор схемы питания осветительной установки

13.5 Выбор типа и расположения группового щитка, компоновка сети и её выполнение

14 Экономическая часть

15 Монтаж распределительных устройств и подстанций

Заключение

Список использованной литературы

Введение

На долю ЕЭС России приходится около 95 % производства электроэнергии страны. Она образовалась 1991 г., выделившись из состава ЕЭС бывшего советского союза.

В состав ЕЭС России входит шесть объединенных энергосистем (ОЭС): Северо - Запада, Центра, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири. ОЭС Востока работает изолированно.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2005 г. составила 197,3млн.кВт. Выработка электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России достигает 890,8 млрд. кВт ч.

ЕЭС России формировалась в составе ЕЭС СССР, поэтому размещение электростанций и подстанций, их структура, единичная мощность и схема сетей создавались из эффективности работы всего большого объединения.

ЕЭС СССР была крупнейшей единой энергосистемой в мире и представляла собой высшею форму интеграции электроэнергетики благодаря централизованному управлению ее функционированием и развитием и на протяжении многих лет обеспечивала надежное и эффективное электроснабжение страны.

С распадом Советского союза и переходом России к рыночной экономике электроэнергетика должна была функционировать в рыночной среде. В 1991 г. По инициативе Минэнерго и в соответствии с Указом Президента РФ электроэнергетика была приватизирована с контрольным пакетом акций у государства. При этом была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО “ЕЭС России” на федеральном уровне и 74 «АО-энерго» на уровне регионов.

С 2000 г., по инициативе РАО ЕЭС России началось новое реформирование электроэнергетики с созданием свободного конкурентного рынка электроэнергии, мощности и системных услуг.

В 2003 г., на базе крупных электростанции РАО “ЕЭС России” началось создание оптовых генерирующих компаний, на основе тепловых и гидравлических электростанций, региональных (ОГК) на базе ТЭЦ. Кроме того, уже существует государственная корпорация, объединяющая все атомные электростанции - Федеральное государственное унитарное предприятие «Росэнергоатом».

После выделения ЕЭС России из состава СССР возникли большие трудности с осуществлением параллельной работы. Часть объединений ЕЭС России таких как Северный Кавказ, Сибирь, а также Янтарьэнерго, оказались связанными с остальной частью ЕЭС через сети Украины, Казахстана и Балтии. Это создало большие трудности в функционировании ЕЭС и электроснабжении потребителей. До 1994г. ЕЭС России в составе шести объединенных систем работала синхронно с энергосистемами Балтии, Беларуси, Украины, Закавказья и Казахстана.

С 1995 г. в связи с экономическим кризисом в странах СНГ и по ряду других причин связи ОЭС Центра Украиной и Северным Кавказом были отключены. В 1996 г. были отключены также связи Урала с Казахстаном, а 1999г. - Казахстана с Сибирью. Сохранялась синхронная работа ЕЭС России только с Беларусью и Балтией. Эти обстоятельства вызвали большие трудности в электроснабжении дефицитного объединения Северного Кавказа, а также Омской энергосистемы ОЭС Сибири, которые соединялись с ЕЭС только слабыми связями 220 кВ. В результате при наличии мощных электрических сетей, проходящих по территориям Украины и Казахстана, в ЕЭС России потребовалось усиление усиление электрических сетей между северным Кавказом и Волгоградом, а также Сибирью и Уралом, проходящих по территории России.

В 2000 г. была востановлена синхронная работа с ОЭС Сибири через ОЭС Казахстана, а с 2001 г. – с Украиной и Молдовой, Закавказьем. В настоящее время ЕЭС России работает синхронно на территории, превышающей территорию бывшей ЕЭС Советского союза.

Таким образом, параллельная работа объединений ЕЭС России стала зависеть от загрузки сетей соседних государств, что в ряде случаев может приводить к ограничению пропускной способности сетей между объединениями ЕЭС.

В ближайшее время около 70% мощности тепловых электростанций ЕЭС России достигнут 30 - летнего срока службы. Продление его не позволяет улучшить экономические показатели работы станций, и отставание технического уровня нашей энергетики только увеличится. Масштабное техническое перевооружение энергетики потребует огромных финансовых и материальных ресурсов, что при современном состоянии нашей промышленности практически не реализуемо в ближайшие 15-20 лет.

Уже в 2001 г. число аварий и отказов резко увеличилось. КА и не доотпуск электроэнергии из-за них. После 2001 г. полные данные по надежности не приводятся. Указываются только отказы оборудования различных типов без пояснения последствий. Значительное снижение надежности работы ЕЭС было подтверждено тяжелейшей системной аварией в г. Москве и ОЭС Центра 25 мая 2005 г., подобных которой не было с начала создания ЕЭС в 1948 г. Развитие этой аварии в течении почти двух суток и не неудачные попытки ее ликвидации обнаружили низкие уровни эксплуатации и профессионализма, а также безответственность персонала всех звеньев.

 Скачать реферат