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.
Создание специальной службы ЦДУ ЕЭС по мониторингу и предотвращению системных аварий представляется совершенно бесполезным. Пока основной деятельностью этой структуры был сбор данных о запасе топлива на электростанциях и воды на ГЕС, состоянии всего оборудования энергетических объектов до их мельчайших деталей. По этим данным новой службой давались указания о необходимости устранения недостатков, т.е. выполнения технологических правил эксплуатации.
Стало очевидным, что свободный рынок в электроэнергетике в обычном понимании этого слова не может быть создан. Процесс реструктуризации в развитых странах замедлился, так начался поиск новых форм организации рыночных отношений в этой отрасли с учетом своих конкретных условий и сложившейся структуры электроэнергетики.
Очевидно, что в России организация эффективного свободного рынка столкнется с большими проблемами. К этому приведут неразвитость цивилизованных рыночных отношений в стране, огромная территория, техническая отсталость и изношенность оборудования промышленных предприятий и некоторые “национальные особенности“, выражающееся, в частности, в невыполнении правил и даже законов. Не ясна и экономическая эффективность перехода к “свободному” рынку от высшей формы интеграции электроэнергетики.
Следует оценить, хотя бы приближенно. Эффективность предлагаемых преобразований, а так же их последствия для населения. Необходимо также разработать такие способы государственного регулирования, которые обеспечат функционирование и развитие электроэнергетики страны в интересах государства и общества.
1 Технологический процесс
Процесс каталитического крекинга является основным процессом переработки вакуумного газойля с целью получения высококачественных компонентов моторных топлив и сырья для нефтехимических процессов.
Вакуумный газойль представляет собой сложную смесь углеводородов, сильно отличающиеся между собой как по химическому составу, так и по физико-механическим свойствам.
Сущность процесса каталитического крекинга основана на расщеплении высокомолекулярных компонентов вакуумного газойля на более мелкие молекулы в присутствии микросферического цеолитсодержащего катализатора при высокой температуре.
Сырье – вакуумный газойль по трубопроводу поступает на установку в буферную емкость.
Из емкости вакуумный газойль подается в межтрубное пространство теплообменника, где нагревается за счет I циркуляционного орошения
Вакуумный газойль после теплообменника направляется в однопоточную трубчатую печь, где нагревается до 2800С. После печи подается в прямоточный реактор, где происходит реакция каталитического крекинга.
Регенерированный катализатор с температурой 670-680 0С по линии регенерированного катализатора поступает из регенератора в основание прямоточного реактора. Вакуумный газойль, нагретый в сырьевой печи, поступает в раздаточный кольцевой коллектор узла ввода сырья и через пять сырьевых форсунок вводится в прямоточный реактор.
Из прямоточного реактора пары продуктов реакции крекинга в смеси с водяным паром и катализатором поступают в разгружающие циклоны реактора. После разделения от отработанного катализатора пары направляются в отстойную зону реактора и затем в доочищающие одноступенчатые высокоэффективные циклоны.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16
