Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

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

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 С оветского 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.

Http://works. doklad. ru/view/ThUlTJkN2QA. html

1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого электрооборудования

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа эл. двигателя

2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения

2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электрических сетей

3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электрических сетей

3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электрических сетей

Электроэнергетика – отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности.

Российская энергетика – это более 600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно ими вырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкал тепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров.

Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходится создавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключается в значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров. Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения, разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность роста потребления электроэнергии без коренной реконструкции всей системы электроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должна обеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующих переключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства.

Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных

Механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем.

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т. д.

Выбор электрооборудования скважины определяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкости к забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкой электроцентробежного насоса.

Состав погружной части определяется опять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованию относят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД). Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за ее состоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм2.

На поверхности земли от клеммной коробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельной линией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам, укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установлено на площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (типа ТМП и ТМПН), станцию управления установкой (СУ типа Электон-М, Электон-04, Электон-07,Борец-01,ШГС-5805 и т. п) и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен).

Так же к наземному оборудованию относят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовой трансформаторной подстанцией (КТПН).

Куст скважины №625 находится в собственности ЗАО «Центрофорс». Эта организация занимается ремонтом и монтажом установок ЭЦН. Куст представляет собой земельный участок с размером 220ģ95 обведенным песчаным валом – обваловкой. Куст получает питание от двух независимых ЛЭП 10 кВ. На концевых опорах ЛЭП установлены разъединители с заземляющими ножами типа РЛНДЗ-10/400 У1. На площадке куста установлены две трансформаторные подстанции типа КТПН. В оборудование подстанции входит силовой понижающий трансформатор 10/0.4 типа ТМ-63/10. С высокой стороны в каждой фазе установлены предохранители и разрядники типа ОПН-КР/400 У1 для ограничения внутренних и атмосферных перенапряжений. С низкой стороны установлены вводной автомат, автоматы на каждую отходящую линию одного типа ВА 51Г-25, трансформаторы тока для подключения устройств защиты, измерения и учета электроэнергии.

Применение напряжения 10 кВ обусловлено тем, что куст находится на значительном удалении от ГПП (около 10км) и применение напряжения 10 кВ экономически более выгодна, так как снижается потери при передачи по ЛЭП.

Http://www. newreferat. com/ref-24095-1.html

. для студентов ВУЗов электротехнических специальностей и инженеров

Электроснабжение предприятия осуществляется от ячеек №15,17 ОРУ-220кВ Назаровской ГРЭС по двум воздушным ЛЭП-220кВ Д-83, Д-84 в двухцепном исполнении проводом АСО-500 длиной 54км от Назаровской ГРЭС до ПС №2 220/110/10 кВ АНПЗ с двумя автотрансформаторами АТДЦТН-125000-220/110/10 кВ мощностью по 125МВА.

От ПС№2 электроснабжение осуществляется двумя воздушными ЛЭП-110КВ С-707,С-708 в двухцепном исполнении проводом АСО-300 длиной 5,8км до ГПП-1 110/6 кВ с двумя трансформаторами ТРДН-40000-110/6кВ, двумя воздушными ЛЭП 110кВ С-705,С-706 в двухцепном исполнении про-водом АСО-300 длиной 6,3км до ГПП-5 110/6 кВ с двумя трансформаторами ТРДН-25000 110/6 кВ.

От ГПП 1и ГПП-5 запитаны 12 шт. РТП-6Кв; 4шт. Русн-6/0,4кВ; 27 шт. КТП-6 /0,4кВ; 25шт. ТП6/0,4 кВ предназначенные для электроснабжения завода.

От подстанции №2 220/110/10 кв двумя воздушными ЛЭП 110кВ С-701, С-702 в двухцепном исполнении проводом АСО-380 длиной 3,06км запитана ГПП-6 с двумя трансформаторами ТДН 10000-110/6 кВ. [28]

3.1 Расчет электрических нагрузок на I-ом уровне электроснабжения.

3.4 Выбор схем электроснабжения и расчет нагрузок на II-ом уровне электроснабжения.

5. Выбор схемы ЦТП, типа, числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

6.4 Расчет потерь активной и реактивной мощности и напряжения в цеховой распределительной сети.

8. Расчет системы компенсации реактивной мощности в цеховой электрической сети.

9. Расчет токов короткого замыкания и проверка основного оборудования сети.

10. Анализ качества напряжения цеховой сети и расчет отклонения напряжения для характерных электроприемников.

13. Релейная защита электродвигателя высокого напряжения, питающей кабельной линии и трансформатора Т5.

13.2 Расчёт защитной характеристики автомата наиболее загруженной из отходящих линий.

15.1.1 Режим работы установки, эффективный фонд работы оборудования.

15.2.4 Расчёт сметы расходов по содержанию и эксплуатации и оборудования.

15.4. Расчёт показателей экономической эффективности производства.

16.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов проектируемой установки. PAGEREF _Toc74016629 \h 3

16.3.1 Технические мероприятия по созданию безопасных условий труда.

16.4.5 Обеспечение санитарно – бытовыми помещениями и устройствами.

16.4.6 Защита от вредных выделений газов, паров, пыли и тепловых воздействий.

16.6.2 Охрана естественных водоёмов и рациональное использование водных ресурсов.

16.6.5 Благоустройство и озеленение санитарно – защитной зоны и территории предприятия.

Http://xn—-8sbnaarbiedfksmiphlmncm1d9b0i. xn--p1ai/diplom/item/126-%D0%B4%D0%B8%D0%BF%D0%BB%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D0%B0%D1%8F-%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%B0-%D1%8D%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%82%D1%80%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%B0%D0%B1%D0%B6%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B5%D0%B3%D0%BE-%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B0-%D0%B2%D0%BD%D0%BA-%D0%B3%D0%B0%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA. html

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ.

Расчет электрических нагрузок в сети напряжением до 1 кВ (от силовых и осветительных ЭП)

Определение мощности компенсирующих устройств по условию выбора оптимального числа цеховых трансформаторов

Определение дополнительной мощности КУ в сети напряжением до 1 кВ в целях оптимального снижения потерь активной мощности, вызванных перетоками РМ

Проверка показателей качества электроэнергии (отклонение напряжения) на шинах цеховой ТП

2.9. Проектирование однолинейной схемы электроснабжения узла нагрузки

3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВНУТРИЦЕХОВОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.3 Расчет экономической эффективности и окупаемости НИОКР проектируемой СЭС.

4.1.1. Назначение проектируемого участка. Характеристика опасностей, возникающих на участке

4.1.2. Безопасность технологии и организации производства на ГПРЛ, планировка оборудования участка

4.1.5. Техника безопасности при подъёме и снятии деталей и узлов со стендов

4.2. Производственная санитария и охрана окружающей природной среды

4.2.1. Характеристика атмосферы цеха и мероприятия по обеспечению нормальных условий труда в рабочей зоне..

4.2.2 . Естественное и искусственное освещение в проектируемом производственном помещении.

Энергетика нашей страны обеспечивает надежное электроснабжение народного хозяйства страны и жилищно-бытовые нужды различных потребителей электрической и тепловой энергии.

Основными потребителями электрической энергии являются различные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом более 70 % потребления электроэнергии приходится на промышленные объекты. Электроэнергия широко используется во всех отраслях народного хозяйства, особенно для электропривода различных механизмов (подъёмно-транспортных машин, поточно-транспортных систем (ПТС), компрессоров, насосов и вентиляторов); для электротехнологических установок (электротермических и электросварочных), а также для электролиза, электроискровой и электрозвуковой обработки материалов, электроокраски и др.

Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1 кВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций.

Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определенные требования: надёжность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов и др. При проектировании, сооружений и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать число и мощность трансформаторных подстанций, виды их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжений. Это должно решаться с учетом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприемников и особенностей каждого предприятия, цеха, установки, повышения качества и эффективности их работы.

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны производиться с высокой экономичностью и надёжностью. Для обеспечения этого создана надежная и экономичная система распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого напряжения с максимальным приближением высокого напряжения.

Современный нефтеперерабатывающий завод является крупным потребителем электрической энергии (20 – 50 МВт и выше).

По требованиям бесперебойности электроснабжения потребители нефтеперерабатывающего завода делятся на три категории:

К I категории относятся насосы для загрузки трубчатых печей, насосы вакуумные ипитательные для воды, воздуходувки, компрессоры и вентиляторы технологических установок, водозаборные сооружения 1-го подъема, водяные блоки оборотного водоснабжения, градирни, насосные фекальной канализации и насосные станции противопожарного водопровода, блок промканализации с перекачкой сточных вод завода, газоспасательные станции, пожарное депо, диспетчерский пункт завода и энергохозяйства, аварийное внутреннее освещение.

Ко II категории относятся цех консистентных смазок и присадок, цех регенерации кислоты сернокислотного завода, этило-смесительная установка, общее реагентное хозяйство, тарный цех и разливочная, ремонтно-механический завод, катализаторная фабрика, нефтеотделители при водяных блоках, нефтеловушки, очистные сооружения фекально-хозяйственной канализации с механической очисткой, конденсатные станции, общие заводские насосы при установках, газгольдеры ври установках, аварийные резервуары при установках, насосные сливных эстакад, товарные насосные, насосные сырьевые, воздушные компрессорные, охранное освещение завода.

К ПІ категории относятся механические мастерские, материальные склады, товарные, центральные лаборатории и конторы, химводоочистка, иловые насосные, гараж.

Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода осуществляется от двух независимых источников питания: от ТЭЦ, которая обычно примыкает к площадке завода, и от энергосистемы.

Распределение электроэнергии на крупных нефтеперерабатывающих заводах производится на напряжениях 6 и 35 кВ.

Применение глубоких вводов при напряжении 35 кВ осуществляется при больших территориях нефтеперерабатывающих заводов и потребляемых мощностях порядка 50 МВт и выше. Питание цеховых трансформаторных подстанций с нагрузками 1 и 2-й категорий осуществляется двумя линиями от разных секций ЦРП, рассчитанными на 100%-ную нагрузку.

Для электроснабжения цеховых подстанций, не допускающих перерыва в подаче электроэнергии, получили распространение схемы сквозных встречных магистралей идвойных сквозных магистралей.

Http://leg. co. ua/knigi/navchannya/vnutricehovaya-sistema-elektrosnabzheniya-neftepererabatyvayuschego-zavoda. html

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

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

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.

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.

Регенерированный катализатор из кипящего слоя регенератора поступает в узел вывода и далее по линии поступает в прямоточный реактор.

Для аэрации катализатора в линии регенерированного катализатора подается технический воздух.

Узел фракционирования предназначен для отмывки поступающих из реактора паров продуктов крекинга от катализаторной пыли, охлаждения перегретых паров с последующим разделением продуктов крекинга, а также для концентрирования катализатора в шламе, возвращаемом в прямоточный реактор.

Пары продуктов крекинга из реактора по трансферной линии поступают в промывочно-сепарационную секцию основной фракционирующей колонны, оборудованную в нижней части тремя сетчатыми двухпоточными тарелками (33, 34, 35 тарелки). На сетчатых тарелках происходит контакт перегретых и загрязненных катализатором паров, поступающих из реактора. Жидкость с катализаторной пылью с каждой сетчатой тарелки по внутренним переточным трубам поступает в кубовую часть колонны.

Тяжелый газойль в смеси с катализаторной пылью с низа колонны подается в шламоотстойник, в котором происходит отстаивание катализатора. С низа шламоотстойника шлам направляется в прямоточный реактор. Отстоявшийся от катализаторной пыли тяжелый газойль в постоянном количестве возвращается на 33 тарелку колонны, а балансовый избыток по уровню в кубе выводится из цеха после охлаждения в сырьевом теплообменнике, в аппарате воздушного охлаждения и откачивается в товарные резервуары.

Фракция легкого газойля с глухой тарелки 20а колонны боковым погоном выводится в стриппинг.

Пары верха колонны ( углеводородный газ, нестабильный бензин, водяной пар) поступают в конденсаторы-холодильники, водяные доохладители и далее в рефлюксную емкость, где происходит разделение на нестабильный бензин, жирный газ и воду.

Газоразделение предназначено для очистки жирного газа от H2S и CO2 15 % раствором моноэтаноламина, фракционирующей абсорбции жирного газа, повторной абсорбции сухого газа, доочистки сухого газа 15 % раствором моноэтаноламина, стабилизации бензина, разделения “головки” стабилизации на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

Из газосепаратора жирный газ направляется на сероочистку в абсорбер.

Жирный газ поступает под 24 тарелку, а регенерированный раствор МЭА подается на пятую тарелку колонны. В результате абсорбции из жирного газа извлекается сероводород и углекислота. Для отмывки жирного газа от унесенного моноэтаноламина на первую тарелку подается химобессоленная вода.

Жирный сероочищенный газ из колонны направляется на компрессию через сепаратор, установленный на приеме газового компрессора ГК-301 для защиты компрессора от попадания жидкой фазы.

1,1 МПа поступает в воздушные холодильники на охлаждение и частичную конденсацию.

Регулирование температуры после каждого холодильника осуществляется регуляторами, которые регулируют частоту вращения лопастей воздушных холодильников.

Унесенные из К-301 пары воды, сконденсировавшиеся, отстаиваются в отстойнике сепаратора и выводятся по уровню раздела фаз из отстойника под собственным давлением в емкость загрязнённого технологического конденсата.

Газ из сепаратора с давлением приблезительно 1,0 мПа подается во фракционирующий абсорбер под 12 тарелку.

Нестабильный бензин от насоса поступает в межтрубное пространство теплообменника и подается на 16 тарелку стабилизатора, где происходит стабилизация бензина за счет выделения из нестабильного бензина фракций. Подогрев поступающего нестабильного бензина в теплообменнике осуществляется стабильным бензином, отходящим под избыточным давлением из кубовой части стабилизатора на всас насоса.

Тепло в колонну подается через термосифонные рибойлеры подачей в них в качестве теплоносителя IV ЦО колонны после теплообменника.

С куба стабилизатора стабильный бензин выводится на блок гидроочистки. Вывод стабильного бензина из куба колонны осуществляется по уровню, значение которого является корректирующим для регулятора расхода стабильного бензина от насоса на блок гидроочистки.

Для очистки бензина от серы предусмотрен блок гидроочистки бензина каталитического крекинга. В качестве катализатора используется высокоактивный алюмо–кобальт–молибденовый катализатор.

Процесс гидроочистки ведется в токе водорода высокой чистоты и парциального давления. Высокое парциальное давление водорода в реакторе увеличивает скорость реакции гидрообессеривания и уменьшает скорость дезактивации катализатора.

Бензин каталитического крекинга характеризуется значительным содержанием сернистых соединений – сульфидов и тиофенов и непредельных углеводородов – олефинов и диенов. Наблюдается также качественное присутствие меркаптанов. Основная часть непредельных углеводородов концентрируется в легких фракциях крекинга-бензина, выкипающих при температурах до 120 оС, в то время как содержание сернистых соединений резко возрастает с утяжелением фракционного состава.

Сущность процесса стабилизации бензина заключается в разделении углеводородных газов ректификацией на фракции в результате многократного двухстороннего массообмена при кипении и конденсации между противоточно движущимися парами и жидкостью. При ректификации происходит диффузия высококипящего компонента из пара в жидкость и низкокипящего из жидкости в пар в результате неравновесной разности концентраций между контактирующими потоками.

Очистка циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ), производимая раствором моноэтаноламина (МЭА), основана на процессе химического поглощения сероводорода (абсорбция с протеканием химических реакций).

Образовавшиеся соединения при нормальных условиях имеют заметное давление насыщенных паров. При повышении температуры давление насыщенных паров этих соединений быстро растет. С учетом того, что реакция поглощения сероводорода раствором МЭА экзотермическая (на 1 кг поглощенного сероводорода выделяется приблизительно 300 ккал тепла), повышение температуры насыщенного раствора МЭА сдвинет равновесие в сторону обратных реакций, что позволяет десорбировать сероводород из раствора МЭА.

Сырье – стабильный бензин каталитического крекинга, поступает на гидроочистку в межтрубное пространство теплообменника, предварительно смешиваясь с водородсодержащим газом (ВСГ), поступающим от циркуляционного компрессора

Смесь сырья и ВСГ проходит последовательно межтрубное пространство теплообменников, где за счет тепла смеси продуктов реакции гидроочистки и ВСГ нагревается до температуры 200-300оС.

После, газосырьевая смесь двумя потоками поступает в печь, где нагревается до температуры 250-350оС за счет сжигания топливного газа в горелках печи.

Из печи, нагретая до температуры 250-350оС, газосырьевая смесь направляется последовательно в реакторы гидроочистки, где на алюмокобальмолебденовом катализаторе протекает реакция гидрогинолиза серосодержащих соединений и гидрирование непредельных углеводородов, содержащихся в сырьевом потоке.

В реакторе идут реакции глубокого гидрообессеривания сульфидной и тиофеновой серы, насыщения углеводородов, превращения сернистых соединений и насыщения ароматических углеводородов. Реакции гидрообессеривания экзотермические (проходят с выделением тепла), что может привести к неуправляемому повышению температуры в реакторе. Далее газопродуктовая смесь с температурой 120-260оС и давлением 2,6 МПа поступает на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения и далее в водяной холодильник.

Газопродуктовая смесь после холодильника с температурой 40-50 оС поступает в сепаратор высокого давления. В сепараторе происходит разделение газопродуктовой смеси на жидкие углеводороды, ВСГ и отстой кислой воды.

Водородсодержащий газ (ВСГ), отделенный от нестабильного гидрогенизата, поступает под нижнюю (20-ю) тарелку абсорбера К 502, где происходит поглощение раствором МЭА сероводорода, содержащегося в ВСГ.

ВСГ проходит через абсорбер снизу вверх противотоком подаваемому 15 %-ному водному раствору моноэтаноламина (МЭА).

Регенерированный раствор МЭА насосом подается в емкость. Из емкости раствор МЭА с расходом 2,8 м3/ч подается насосом на верхнюю (1-ю) тарелку. Очищенный от сероводорода ВСГ с верха абсорбера поступает в сепаратор, где происходит сепарация из ВСГ унесенных капель МЭА, который выводится в емкость.

Далее ВСГ поступает в сепаратор, где происходит отделение из газа жидкой фазы. После сепаратора ВСГ поступает в буферные емкости всасывания 1-го и 2-го цилиндра компрессора ПК-501/1,2.

После сжатия газа в 1-ом и 2-ом цилиндрах до давления не более 38,0 кгс/см2, сжатый газ после нагнетательных клапанов 1-го и 2-го цилиндров компрессора через буферные емкости нагнетания с температурой не более 75 єС подается на узел гидроочистки бензина.

Свежий водород, поступает с НПЗ в емкость и далее на всас компрессора.

Нестабильный бензин снизу сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменников, где нагревается за счет тепла, приносимого стабильным бензином из куба колонны.

В колонне на 24 трапециевидно-клапанных тарелках (6 шт. – однопоточные, 18 шт. – двухпоточные) происходит процесс стабилизации бензина. Тепло, необходимое для процесса ректификации, в колонну подводится стабильным бензином из печи.

Легкие газы и пары бензина с верха колонны с температурой 100-125 С поступают в воздушный холодильник, в котором происходит охлаждение смеси и частичная конденсация бензиновых фракций.

Из основной кубовой части колонны стабильный бензин подается на циркуляцию для подогрева через печь, а из кармана после охлаждения в выводится в цех.

Стабильный бензин насосом двумя параллельными потоками поступает в печь, где последовательно проходит конвекционную и радиантную камеры и нагревается до температуры 200-235 °С за счет тепла, получаемого от сгорания топливного газа в печи.

Для регулирования разрежения в топке печи и работы горелок предусмотрена шиберная заслонка с электроприводом на выходе дымовых газов после конвективной зоны печи в атмосферу.

Стабильный бензин с куба колонны проходит трубное пространство, где охлаждается нестабильным бензином, поступающим в колонну, до температуры 70 110 °С, в воздушном холодильнике и в водяном холодильнике до температуры 30 50 °С. Стабильный бензин отправляется на склад.

Для повышения эффективности системы электроснабжения и экономии электроэнергии при ее проектировании следует стремиться к сокращению числа ступеней трансформации, повышению напряжения питающей сети, внедрению подстанций без выключателей с минимальным количеством оборудования, применению магистральных линий и токопроводов. Если при взаимном расположении производств и потребляемой ими мощности оптимальное число понизительных подстанций 35. 220/6. 10 кВ оказывается больше единицы, то по территории предприятия следует проложить воздушную линию (ВЛ) или кабельную вставку с ответвлениями к подстанциям глубокого ввода (ПГВ), которые располагают в центрах нагрузок групп цехов, территориально обособленных на данном предприятии. При этом распределительные устройства напряжением 6. 10 кВ ПГВ используют в качестве распределительных пунктов (РП) цехов.

Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев.

Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда:

– имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

– предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной электростанции;

Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5. 10% по приведенным затратам.

На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330 кВ.

Напряжение 35 кВ применяют для частичного внутризаводского распределения электроэнергии при:

– наличии удаленных нагрузок и других условий, требующих для питания потребителей повышенного напряжения;

– схеме глубокого ввода для питания группы подстанций 35/0,4. 0,66 кВ малой и средней мощности.

Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения энергии:

– на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети 10 кВ;

– на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей, которые могут быть присоединены непосредственно к сети 6 кВ;

– при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ.

– при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на это напряжение;

– если применение напряжения 6 кВ предопределяется условиями поставки электрооборудования, технико-экономическими расчетами или другими особыми соображениями;

– на реконструируемых предприятиях, имеющих напряжение 6 кВ в качестве основного для внутризаводского распределения электроэнергии.

При напряжении распределительной сети 10 кВ и небольшом числе двигателей средней мощности (350. 800 кВт) следует применять напряжение 6 кВ с использованием схемы блока трансформатор — двигатель.

Напряжение 3 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети на новых предприятиях не применяют. Оно не рекомендуется также и в качестве подсобного для питания электродвигателей средней мощности при основном напряжении распределительной сети 10 кВ.

Напряжение 380 В применяют для питания силовых общепромышленных электроприемников.

Напряжение 660 В рекомендуется для применения в следующих случаях:

– если по условиям генплана, технологии и окружающей среды не могут быть осуществлены в должной мере глубокие вводы, дробление цеховых подстанций и приближение их к центрам питаемых ими групп электроприемников и в связи с этим имеют место протяженные и разветвленные сети напряжением до 1000 В, а также при крупных концентрированных нагрузках; такое положение может быть в некоторых отраслях химической промышленности, на лесопромышленных комплексах и в аналогичных производствах;

– при первичном напряжении распределительной сети 10 кВ и при отсутствии на данном предприятии двигателей таких мощностей, которые не изготовляются на напряжение 660 В (за исключением мелких), т. е. в тех случаях, когда не потребуется введение промежуточного напряжения между 10 и 0,66 кВ;

– при больших плотностях нагрузок и мощных цеховых трансформаторах (более 1000 кВА), при которых токи короткого замыкания на стороне вторичного напряжения возрастают до недопустимых для аппаратов величин при напряжении 0,4 кВ.

Проектируемый завод бензинов расположен от источника питания на расстоянии 2 км, следовательно потери в линии небольшие, поэтому мой выбор на первой ступени распределения электроэнергии пал на напряжение 110кВ.

На предприятии имеются в наличии элктроприемники на напряжение 6 кВ, поэтому на второй ступени выбираю 6кВ.

Обеспечение качества электроэнергии на зажимах приемников электроэнергии — одна из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснабжения. Появление в системах электроснабжения мощных электродвигателей, вентильных преобразователей и других приемников с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электромагнитной совместимости с системой электроснабжения, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как этих приемников, так и приемников со спокойной нагрузкой, присоединенных к той же системе (освещение, электродвигатели длительного режима работы и др.).

Показатели качества электроэнергии регламентируются требованиями ГОСТ 13109—97.

К показателям качества электроэнергии для трехфазных сетей переменного тока относятся следующие:

Соответствие перечисленных параметров ГОСТу способствует увеличению выпуска продукции и общей рентабельности производства.

Отклонение напряжения V — это разность действительного значения напряжения U и его номинального значения Uн для сети, возникающая при сравнительно медленном изменении режима работы, когда скорость изменения напряжения меньше 1% в секунду:

При понижении напряжения возрастает скольжение и уменьшается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся основными приемниками электроэнергии. При этом возрастает сила потребляемого тока, двигатели перегреваются и быстрее изнашивается изоляция. Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому при его понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения напряжения на зажимах электродвигателей, станций управления от — 5 до +10%.

Весьма чувствительны к изменению напряжения косинусные конденсаторы. Их реактивная мощность пропорциональна квадрату подводимого напряжения. Таким образом, при понижении напряжения на 10% мощность конденсатора снизится до 81%. Повышение напряжения на 10% увеличивает реактивную мощность конденсатора до 121% и приводит к его перегрузке, поэтому для конденсаторов допускается увеличение напряжения не более чем на 10%.

Значительное влияние отклонение напряжения оказывает на работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки. Для рационального ведения этого процесса отклонение напряжения на сварочных установках должно составлять +5%.

Высокие требования к качеству напряжения предъявляют осветительные установки. При отклонениях напряжения изменяются сила света ламп накаливания и срок их службы. Сила света изменяется при этом пропорционально изменению напряжения в третьей — четвертой степени. Повышение напряжения на 10% сокращает срок службы ламп накаливания примерно в 3 раза.

ГОСТ 13109—97 допускает отклонения напряжения на зажимах электроосветительных приборов от — 2,5 до +5%.

Под колебанием напряжения Vt, подразумевается изменение напряжения в сети со скоростью более 1%:

Где Uнб и Uнм — соответственно наибольшее и наименьшее действующие напряжения в кратковременном процессе его изменения, %.

Колебания напряжения ограничиваются частотой их возникновения. Для зрительного восприятия наиболее опасными считаются колебания с частотами в пределах 1. 10 Гц. Их значение при этом ограничивается величиной порядка 1%. Если число колебаний в час не превышает 10, то это значение возрастает до 1,5%, при числе колебаний не более 1 раза в час — до 4%.

Допустимые значения колебаний напряжения в сетях, от которых питаются электроосветительные установки и радиоприборы, определяют по формуле

Где т — частота колебаний в час, 1/ч; ∆t— средний интервал между последовательными колебаниями, мин.

Для обеспечения нормируемого ГОСТ 13109—97 режима напряжения применяются различные способы и средства регулирования напряжения.

– изменение коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов (линейных регуляторов).

– синхронные двигатели с автоматическими регуляторами возбуждения.

Кроме того, можно использовать трансформаторы с переключением без возбуждения (ПБВ), неуправляемые батареи конденсаторов, синхронные двигатели без автоматического регулирования возбуждения.

Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы один из важнейших показателей качества электрической энергии. Причина появления несимметрии, напряжений и токов — различные несимметричные режимы системы электроснабжения. Широкое применение однофазных установок значительной мощности различного рода привело к значительному увеличению доли несимметричных нагрузок. Подключение таких мощных несимметричных однофазных нагрузок к трехфазным сетям вызывает в системах электроснабжения длительный несимметричный режим, характеризующийся несимметрией напряжений и токов.

В системах электроснабжения различают кратковременные (аварийные) и длительные (эксплуатационные) несимметричные режимы. Кратковременные несимметричные режимы обычно связаны с различными аварийными процессами, например несимметричными короткими замыканиями, обрывами одного или двух проводов воздушной линии с замыканием на землю и т. п. Длительные несимметричные режимы обычно обусловлены несимметрией элементов электрической сети или подключением к системе электроснабжения несимметричных нагрузок.

Несимметрия напряжений и токов, обоусловленная несимметрией элементов электрической сети, называется продольной. Примером продольной несимметрии могут служить неполнофазные режимы воздушных линий. Несимметрия характерна также для специальных систем электропередачи: два провода — земля (ДПЗ); два провода — рельсы (ДПР), два провода — труба (ДПТ) и т. д.

Несимметрия напряжений и токов, вызванная подключением к сети много – и однофазных несимметричных нагрузок, называется поперечной.

Несимметрия характеризуется коэффициентом несимметрии напряжения Кн — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты U2 к номинальному линейному напряжению U1:

И коэффициентом неуравновешенности напряжения — отношением напряжений нулевой последовательности основной частоты Uo к номинальному фазному напряжению Uн:

Коэффициент несимметрии напряжений служит нормированным показателем качества электрической энергии. В соответствии с ГОСТ 13109—97 % длительно допустим на зажимах любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии. В случаях, когда коэффициент несимметрии оказывается больше, должны быть приняты меры к его снижению.

Несимметрия напряжений в системах электроснабжения оказывает значительное влияние на работу отдельных элементов сети и приемников электрической энергии. При несимметрии напряжений, обусловленных несимметричной нагрузкой, в статорах синхронных машин проходят токи прямой, обратной и нулевой последовательности, что вызывает нагрев ротора и увеличение вибрации, в некоторых случаях опасной для конструкции машин.

Особенно неблагоприятно несимметрия напряжений сказывается на работе и сроке службы асинхронных машин. При несимметрии напряжений конденсаторные установки неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, мощность многофазных выпрямителей снижается.

При несимметричном режиме токи нулевой последовательности постоянно проходят через заземлители и отрицательно сказываются на их работе, вызывая высушивание грунта и увеличение сопротивления растеканию. Они оказывают значительное влияние на низкочастотные каналы проводной связи, сигнализации и автоблокировки.

Несинусоидальность формы кривой напряжения и тока. Широкое внедрение приемников электрической энергии с нелинейными вольт-амперными характеристиками, определяемое потребностями увеличения экономической эффективности производства, привело к отрицательному влиянию этих приемников на электрические параметры режима сети.

К элементам систем электроснабжения (СЭС) с нелинейными вольт-амперными характеристиками относятся вентильные преобразователи (ртутные и полупроводниковые), установки электросварки, газоразрядные источники света, а также трансформаторы и электродвигатели. Характерная особенность этих устройств — потребление ими из сети несинусоидальных токов при подведении к их зажимам несинусоидального напряжения.

Высшие гармонические токи и напряжения обусловливают дополнительные потери электроэнергии, приводят к нагреву электрообо

Http://www. referat-web. ru/referat60612.html

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

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

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.

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.

Регенерированный катализатор из кипящего слоя регенератора поступает в узел вывода и далее по линии поступает в прямоточный реактор.

Для аэрации катализатора в линии регенерированного катализатора подается технический воздух.

Узел фракционирования предназначен для отмывки поступающих из реактора паров продуктов крекинга от катализаторной пыли, охлаждения перегретых паров с последующим разделением продуктов крекинга, а также для концентрирования катализатора в шламе, возвращаемом в прямоточный реактор.

Пары продуктов крекинга из реактора по трансферной линии поступают в промывочно-сепарационную секцию основной фракционирующей колонны, оборудованную в нижней части тремя сетчатыми двухпоточными тарелками (33, 34, 35 тарелки). На сетчатых тарелках происходит контакт перегретых и загрязненных катализатором паров, поступающих из реактора. Жидкость с катализаторной пылью с каждой сетчатой тарелки по внутренним переточным трубам поступает в кубовую часть колонны.

Тяжелый газойль в смеси с катализаторной пылью с низа колонны подается в шламоотстойник, в котором происходит отстаивание катализатора. С низа шламоотстойника шлам направляется в прямоточный реактор. Отстоявшийся от катализаторной пыли тяжелый газойль в постоянном количестве возвращается на 33 тарелку колонны, а балансовый избыток по уровню в кубе выводится из цеха после охлаждения в сырьевом теплообменнике, в аппарате воздушного охлаждения и откачивается в товарные резервуары.

Фракция легкого газойля с глухой тарелки 20а колонны боковым погоном выводится в стриппинг.

Пары верха колонны ( углеводородный газ, нестабильный бензин, водяной пар) поступают в конденсаторы-холодильники, водяные доохладители и далее в рефлюксную емкость, где происходит разделение на нестабильный бензин, жирный газ и воду.

Газоразделение предназначено для очистки жирного газа от H2S и CO2 15 % раствором моноэтаноламина, фракционирующей абсорбции жирного газа, повторной абсорбции сухого газа, доочистки сухого газа 15 % раствором моноэтаноламина, стабилизации бензина, разделения “головки” стабилизации на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

Из газосепаратора жирный газ направляется на сероочистку в абсорбер.

Жирный газ поступает под 24 тарелку, а регенерированный раствор МЭА подается на пятую тарелку колонны. В результате абсорбции из жирного газа извлекается сероводород и углекислота. Для отмывки жирного газа от унесенного моноэтаноламина на первую тарелку подается химобессоленная вода.

Жирный сероочищенный газ из колонны направляется на компрессию через сепаратор, установленный на приеме газового компрессора ГК-301 для защиты компрессора от попадания жидкой фазы.

1,1 МПа поступает в воздушные холодильники на охлаждение и частичную конденсацию.

Регулирование температуры после каждого холодильника осуществляется регуляторами, которые регулируют частоту вращения лопастей воздушных холодильников.

Унесенные из К-301 пары воды, сконденсировавшиеся, отстаиваются в отстойнике сепаратора и выводятся по уровню раздела фаз из отстойника под собственным давлением в емкость загрязнённого технологического конденсата.

Газ из сепаратора с давлением приблезительно 1,0 мПа подается во фракционирующий абсорбер под 12 тарелку.

Нестабильный бензин от насоса поступает в межтрубное пространство теплообменника и подается на 16 тарелку стабилизатора, где происходит стабилизация бензина за счет выделения из нестабильного бензина фракций. Подогрев поступающего нестабильного бензина в теплообменнике осуществляется стабильным бензином, отходящим под избыточным давлением из кубовой части стабилизатора на всас насоса.

Тепло в колонну подается через термосифонные рибойлеры подачей в них в качестве теплоносителя IV ЦО колонны после теплообменника.

С куба стабилизатора стабильный бензин выводится на блок гидроочистки. Вывод стабильного бензина из куба колонны осуществляется по уровню, значение которого является корректирующим для регулятора расхода стабильного бензина от насоса на блок гидроочистки.

Для очистки бензина от серы предусмотрен блок гидроочистки бензина каталитического крекинга. В качестве катализатора используется высокоактивный алюмо–кобальт–молибденовый катализатор.

Процесс гидроочистки ведется в токе водорода высокой чистоты и парциального давления. Высокое парциальное давление водорода в реакторе увеличивает скорость реакции гидрообессеривания и уменьшает скорость дезактивации катализатора.

Бензин каталитического крекинга характеризуется значительным содержанием сернистых соединений – сульфидов и тиофенов и непредельных углеводородов – олефинов и диенов. Наблюдается также качественное присутствие меркаптанов. Основная часть непредельных углеводородов концентрируется в легких фракциях крекинга-бензина, выкипающих при температурах до 120 оС, в то время как содержание сернистых соединений резко возрастает с утяжелением фракционного состава.

Сущность процесса стабилизации бензина заключается в разделении углеводородных газов ректификацией на фракции в результате многократного двухстороннего массообмена при кипении и конденсации между противоточно движущимися парами и жидкостью. При ректификации происходит диффузия высококипящего компонента из пара в жидкость и низкокипящего из жидкости в пар в результате неравновесной разности концентраций между контактирующими потоками.

Очистка циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ), производимая раствором моноэтаноламина (МЭА), основана на процессе химического поглощения сероводорода (абсорбция с протеканием химических реакций).

Образовавшиеся соединения при нормальных условиях имеют заметное давление насыщенных паров. При повышении температуры давление насыщенных паров этих соединений быстро растет. С учетом того, что реакция поглощения сероводорода раствором МЭА экзотермическая (на 1 кг поглощенного сероводорода выделяется приблизительно 300 ккал тепла), повышение температуры насыщенного раствора МЭА сдвинет равновесие в сторону обратных реакций, что позволяет десорбировать сероводород из раствора МЭА.

Сырье – стабильный бензин каталитического крекинга, поступает на гидроочистку в межтрубное пространство теплообменника, предварительно смешиваясь с водородсодержащим газом (ВСГ), поступающим от циркуляционного компрессора

Смесь сырья и ВСГ проходит последовательно межтрубное пространство теплообменников, где за счет тепла смеси продуктов реакции гидроочистки и ВСГ нагревается до температуры 200-300оС.

После, газосырьевая смесь двумя потоками поступает в печь, где нагревается до температуры 250-350оС за счет сжигания топливного газа в горелках печи.

Из печи, нагретая до температуры 250-350оС, газосырьевая смесь направляется последовательно в реакторы гидроочистки, где на алюмокобальмолебденовом катализаторе протекает реакция гидрогинолиза серосодержащих соединений и гидрирование непредельных углеводородов, содержащихся в сырьевом потоке.

В реакторе идут реакции глубокого гидрообессеривания сульфидной и тиофеновой серы, насыщения углеводородов, превращения сернистых соединений и насыщения ароматических углеводородов. Реакции гидрообессеривания экзотермические (проходят с выделением тепла), что может привести к неуправляемому повышению температуры в реакторе. Далее газопродуктовая смесь с температурой 120-260оС и давлением 2,6 МПа поступает на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения и далее в водяной холодильник.

Газопродуктовая смесь после холодильника с температурой 40-50 оС поступает в сепаратор высокого давления. В сепараторе происходит разделение газопродуктовой смеси на жидкие углеводороды, ВСГ и отстой кислой воды.

Водородсодержащий газ (ВСГ), отделенный от нестабильного гидрогенизата, поступает под нижнюю (20-ю) тарелку абсорбера К 502, где происходит поглощение раствором МЭА сероводорода, содержащегося в ВСГ.

ВСГ проходит через абсорбер снизу вверх противотоком подаваемому 15 %-ному водному раствору моноэтаноламина (МЭА).

Регенерированный раствор МЭА насосом подается в емкость. Из емкости раствор МЭА с расходом 2,8 м3/ч подается насосом на верхнюю (1-ю) тарелку. Очищенный от сероводорода ВСГ с верха абсорбера поступает в сепаратор, где происходит сепарация из ВСГ унесенных капель МЭА, который выводится в емкость.

Далее ВСГ поступает в сепаратор, где происходит отделение из газа жидкой фазы. После сепаратора ВСГ поступает в буферные емкости всасывания 1-го и 2-го цилиндра компрессора ПК-501/1,2.

После сжатия газа в 1-ом и 2-ом цилиндрах до давления не более 38,0 кгс/см2, сжатый газ после нагнетательных клапанов 1-го и 2-го цилиндров компрессора через буферные емкости нагнетания с температурой не более 75 єС подается на узел гидроочистки бензина.

Свежий водород, поступает с НПЗ в емкость и далее на всас компрессора.

Нестабильный бензин снизу сепаратора поступает в межтрубное пространство теплообменников, где нагревается за счет тепла, приносимого стабильным бензином из куба колонны.

В колонне на 24 трапециевидно-клапанных тарелках (6 шт. – однопоточные, 18 шт. – двухпоточные) происходит процесс стабилизации бензина. Тепло, необходимое для процесса ректификации, в колонну подводится стабильным бензином из печи.

Легкие газы и пары бензина с верха колонны с температурой 100-125 С поступают в воздушный холодильник, в котором происходит охлаждение смеси и частичная конденсация бензиновых фракций.

Из основной кубовой части колонны стабильный бензин подается на циркуляцию для подогрева через печь, а из кармана после охлаждения в выводится в цех.

Стабильный бензин насосом двумя параллельными потоками поступает в печь, где последовательно проходит конвекционную и радиантную камеры и нагревается до температуры 200-235 °С за счет тепла, получаемого от сгорания топливного газа в печи.

Для регулирования разрежения в топке печи и работы горелок предусмотрена шиберная заслонка с электроприводом на выходе дымовых газов после конвективной зоны печи в атмосферу.

Стабильный бензин с куба колонны проходит трубное пространство, где охлаждается нестабильным бензином, поступающим в колонну, до температуры 70 110 °С, в воздушном холодильнике и в водяном холодильнике до температуры 30 50 °С. Стабильный бензин отправляется на склад.

Для повышения эффективности системы электроснабжения и экономии электроэнергии при ее проектировании следует стремиться к сокращению числа ступеней трансформации, повышению напряжения питающей сети, внедрению подстанций без выключателей с минимальным количеством оборудования, применению магистральных линий и токопроводов. Если при взаимном расположении производств и потребляемой ими мощности оптимальное число понизительных подстанций 35. 220/6. 10 кВ оказывается больше единицы, то по территории предприятия следует проложить воздушную линию (ВЛ) или кабельную вставку с ответвлениями к подстанциям глубокого ввода (ПГВ), которые располагают в центрах нагрузок групп цехов, территориально обособленных на данном предприятии. При этом распределительные устройства напряжением 6. 10 кВ ПГВ используют в качестве распределительных пунктов (РП) цехов.

Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев.

Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда:

– имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

– предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной электростанции;

Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5. 10% по приведенным затратам.

На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330 кВ.

Напряжение 35 кВ применяют для частичного внутризаводского распределения электроэнергии при:

– наличии удаленных нагрузок и других условий, требующих для питания потребителей повышенного напряжения;

– схеме глубокого ввода для питания группы подстанций 35/0,4. 0,66 кВ малой и средней мощности.

Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения энергии:

– на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети 10 кВ;

– на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей, которые могут быть присоединены непосредственно к сети 6 кВ;

– при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ.

– при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на это напряжение;

– если применение напряжения 6 кВ предопределяется условиями поставки электрооборудования, технико-экономическими расчетами или другими особыми соображениями;

– на реконструируемых предприятиях, имеющих напряжение 6 кВ в качестве основного для внутризаводского распределения электроэнергии.

При напряжении распределительной сети 10 кВ и небольшом числе двигателей средней мощности (350. 800 кВт) следует применять напряжение 6 кВ с использованием схемы блока трансформатор — двигатель.

Напряжение 3 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети на новых предприятиях не применяют. Оно не рекомендуется также и в качестве подсобного для питания электродвигателей средней мощности при основном напряжении распределительной сети 10 кВ.

Напряжение 380 В применяют для питания силовых общепромышленных электроприемников.

Напряжение 660 В рекомендуется для применения в следующих случаях:

– если по условиям генплана, технологии и окружающей среды не могут быть осуществлены в должной мере глубокие вводы, дробление цеховых подстанций и приближение их к центрам питаемых ими групп электроприемников и в связи с этим имеют место протяженные и разветвленные сети напряжением до 1000 В, а также при крупных концентрированных нагрузках; такое положение может быть в некоторых отраслях химической промышленности, на лесопромышленных комплексах и в аналогичных производствах;

– при первичном напряжении распределительной сети 10 кВ и при отсутствии на данном предприятии двигателей таких мощностей, которые не изготовляются на напряжение 660 В (за исключением мелких), т. е. в тех случаях, когда не потребуется введение промежуточного напряжения между 10 и 0,66 кВ;

– при больших плотностях нагрузок и мощных цеховых трансформаторах (более 1000 кВА), при которых токи короткого замыкания на стороне вторичного напряжения возрастают до недопустимых для аппаратов величин при напряжении 0,4 кВ.

Проектируемый завод бензинов расположен от источника питания на расстоянии 2 км, следовательно потери в линии небольшие, поэтому мой выбор на первой ступени распределения электроэнергии пал на напряжение 110кВ.

На предприятии имеются в наличии элктроприемники на напряжение 6 кВ, поэтому на второй ступени выбираю 6кВ.

Обеспечение качества электроэнергии на зажимах приемников электроэнергии — одна из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснабжения. Появление в системах электроснабжения мощных электродвигателей, вентильных преобразователей и других приемников с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электромагнитной совместимости с системой электроснабжения, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как этих приемников, так и приемников со спокойной нагрузкой, присоединенных к той же системе (освещение, электродвигатели длительного режима работы и др.).

Показатели качества электроэнергии регламентируются требованиями ГОСТ 13109—97.

К показателям качества электроэнергии для трехфазных сетей переменного тока относятся следующие:

Соответствие перечисленных параметров ГОСТу способствует увеличению выпуска продукции и общей рентабельности производства.

Отклонение напряжения V — это разность действительного значения напряжения U и его номинального значения Uн для сети, возникающая при сравнительно медленном изменении режима работы, когда скорость изменения напряжения меньше 1% в секунду:

При понижении напряжения возрастает скольжение и уменьшается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся основными приемниками электроэнергии. При этом возрастает сила потребляемого тока, двигатели перегреваются и быстрее изнашивается изоляция. Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому при его понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения напряжения на зажимах электродвигателей, станций управления от — 5 до +10%.

Весьма чувствительны к изменению напряжения косинусные конденсаторы. Их реактивная мощность пропорциональна квадрату подводимого напряжения. Таким образом, при понижении напряжения на 10% мощность конденсатора снизится до 81%. Повышение напряжения на 10% увеличивает реактивную мощность конденсатора до 121% и приводит к его перегрузке, поэтому для конденсаторов допускается увеличение напряжения не более чем на 10%.

Значительное влияние отклонение напряжения оказывает на работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки. Для рационального ведения этого процесса отклонение напряжения на сварочных установках должно составлять +5%.

Высокие требования к качеству напряжения предъявляют осветительные установки. При отклонениях напряжения изменяются сила света ламп накаливания и срок их службы. Сила света изменяется при этом пропорционально изменению напряжения в третьей — четвертой степени. Повышение напряжения на 10% сокращает срок службы ламп накаливания примерно в 3 раза.

ГОСТ 13109—97 допускает отклонения напряжения на зажимах электроосветительных приборов от — 2,5 до +5%.

Под колебанием напряжения Vt, подразумевается изменение напряжения в сети со скоростью более 1%:

Где Uнб и Uнм — соответственно наибольшее и наименьшее действующие напряжения в кратковременном процессе его изменения, %.

Колебания напряжения ограничиваются частотой их возникновения. Для зрительного восприятия наиболее опасными считаются колебания с частотами в пределах 1. 10 Гц. Их значение при этом ограничивается величиной порядка 1%. Если число колебаний в час не превышает 10, то это значение возрастает до 1,5%, при числе колебаний не более 1 раза в час — до 4%.

Допустимые значения колебаний напряжения в сетях, от которых питаются электроосветительные установки и радиоприборы, определяют по формуле

Где т — частота колебаний в час, 1/ч; ∆t— средний интервал между последовательными колебаниями, мин.

Для обеспечения нормируемого ГОСТ 13109—97 режима напряжения применяются различные способы и средства регулирования напряжения.

– изменение коэффициента трансформации трансформаторов и автотрансформаторов (линейных регуляторов).

– синхронные двигатели с автоматическими регуляторами возбуждения.

Кроме того, можно использовать трансформаторы с переключением без возбуждения (ПБВ), неуправляемые батареи конденсаторов, синхронные двигатели без автоматического регулирования возбуждения.

Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы один из важнейших показателей качества электрической энергии. Причина появления несимметрии, напряжений и токов — различные несимметричные режимы системы электроснабжения. Широкое применение однофазных установок значительной мощности различного рода привело к значительному увеличению доли несимметричных нагрузок. Подключение таких мощных несимметричных однофазных нагрузок к трехфазным сетям вызывает в системах электроснабжения длительный несимметричный режим, характеризующийся несимметрией напряжений и токов.

В системах электроснабжения различают кратковременные (аварийные) и длительные (эксплуатационные) несимметричные режимы. Кратковременные несимметричные режимы обычно связаны с различными аварийными процессами, например несимметричными короткими замыканиями, обрывами одного или двух проводов воздушной линии с замыканием на землю и т. п. Длительные несимметричные режимы обычно обусловлены несимметрией элементов электрической сети или подключением к системе электроснабжения несимметричных нагрузок.

Несимметрия напряжений и токов, обоусловленная несимметрией элементов электрической сети, называется продольной. Примером продольной несимметрии могут служить неполнофазные режимы воздушных линий. Несимметрия характерна также для специальных систем электропередачи: два провода — земля (ДПЗ); два провода — рельсы (ДПР), два провода — труба (ДПТ) и т. д.

Несимметрия напряжений и токов, вызванная подключением к сети много – и однофазных несимметричных нагрузок, называется поперечной.

Несимметрия характеризуется коэффициентом несимметрии напряжения Кн — отношение напряжения обратной последовательности основной частоты U2 к номинальному линейному напряжению U1:

И коэффициентом неуравновешенности напряжения — отношением напряжений нулевой последовательности основной частоты Uo к номинальному фазному напряжению Uн:

Коэффициент несимметрии напряжений служит нормированным показателем качества электрической энергии. В соответствии с ГОСТ 13109—97 % длительно допустим на зажимах любого трехфазного симметричного приемника электрической энергии. В случаях, когда коэффициент несимметрии оказывается больше, должны быть приняты меры к его снижению.

Несимметрия напряжений в системах электроснабжения оказывает значительное влияние на работу отдельных элементов сети и приемников электрической энергии. При несимметрии напряжений, обусловленных несимметричной нагрузкой, в статорах синхронных машин проходят токи прямой, обратной и нулевой последовательности, что вызывает нагрев ротора и увеличение вибрации, в некоторых случаях опасной для конструкции машин.

Особенно неблагоприятно несимметрия напряжений сказывается на работе и сроке службы асинхронных машин. При несимметрии напряжений конденсаторные установки неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, мощность многофазных выпрямителей снижается.

При несимметричном режиме токи нулевой последовательности постоянно проходят через заземлители и отрицательно сказываются на их работе, вызывая высушивание грунта и увеличение сопротивления растеканию. Они оказывают значительное влияние на низкочастотные каналы проводной связи, сигнализации и автоблокировки.

Несинусоидальность формы кривой напряжения и тока. Широкое внедрение приемников электрической энергии с нелинейными вольт-амперными характеристиками, определяемое потребностями увеличения экономической эффективности производства, привело к отрицательному влиянию этих приемников на электрические параметры режима сети.

К элементам систем электроснабжения (СЭС) с нелинейными вольт-амперными характеристиками относятся вентильные преобразователи (ртутные и полупроводниковые), установки электросварки, газоразрядные источники света, а также трансформаторы и электродвигатели. Характерная особенность этих устройств — потребление ими из сети несинусоидальных токов при подведении к их зажимам несинусоидального напряжения.

Высшие гармонические токи и напряжения обусловливают дополнительные потери электроэнергии, приводят к нагреву электрооборудования и увеличивают интенсивность старения его изоляции и изоляции кабелей. Особенно неблагоприятное влияние эти гармоники оказывают на работу конденсаторных батарей, вызывая дополнительные потери и даже выход их из строя.

Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, вызывают падения напряжения в сопротивлениях этих элементов, которые, накладывала на основную синусоиду напряжения, приводят к искажению формы кривой напряжения.

Степень несинусоидальности напряжения сети принято характеризовать коэффициентом несинусоидальности напряжения Кнс, который представляет собой отношение действующего значения гармонической составляющей несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты, %:

Где Uv, U1 — действующие значения соответственно v-й и 1-й гармоник напряжения.

ГОСТ 13109—97 нормирует форму кривой напряжения у приемников электроэнергии, допуская отклонение действующего напряжения всех высших гармоник от действующего напряжения основной частоты не более 5%.

Для снижения уровня влияния высших гармоник на напряжение устанавливают силовые фильтры, уменьшают число фаз I выпрямления.

Отклонение частоты ∆f—разность действительного f и номинального fн значений основной частоты:в Гц

Http://xreferat. com/102/676-1-elektrosnabzhenie-neftepererabatyvayushego-zavoda. html

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

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

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 эл

Http://www. studsell. com/view/206356

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

7. Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования

8.3.1 Выбор системы оперативного тока и источников оперативного тока

15.1 Определение капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования

15.4 Расчет годовых трудоемкостей текущих и капитальных ремонтов

15.5 Определение общего годового фонда заработной платыремонтного и обслуживающего персонала

15.7 Технико-экономические показатели для оборудования и сетей 10кВ

Система электроснабжения промышленных предприятий создаётся для обеспечения электроэнергией промышленных приемников электрической энергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности.

Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения завода по производству моторных топлив, заключающаяся в выборе цеховых ТП и трансформаторов ГПП, электрооборудования ГПП, расчёте молниезащиты подстанции и защитного заземления, выполнении технико-экономического сравнения двух вариантов схемы электроснабжения и разработке мероприятий по защите окружающей среды.

В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы расчета электрических нагрузок завода; выбора числа и мощности цеховых трансформаторов и трансформаторов ГПП; компенсации реактивной мощности в сетях 0,4 кВ и 10 кВ; расчета токов короткого замыкания; выбора оборудования ГПП и сетей напряжением выше 1000В; расчета показателей качества электрической энергии; измерения электрических величин на предприятии; заземления и молниезащиты ГПП; технико-экономического сравнения вариантов системы электроснабжения; разработки мероприятий по

Экологичности и безопасности при эксплуатации цеховых ТП 10/0,4кВ.

Проект охватывает вопросы комплексного проектирования электроснабжения промышленного предприятия, понизительной подстанции (ГПП) и цеховых подстанций (ТП) на базе серийно выпускаемого электрооборудования.

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» создано на базе Новогорьковского нефтеперерабатывающего завода, введенного в эксплуатацию в 1958 году. Сегодня это один из крупнейших российских производителей и поставщиков высококачественных видов моторного топлива, смазочных масел, парафинов, нефтяных битумов и углеводородного сырья для нефтехимического синтеза.

Установленная мощность ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» по переработке нефти составляет 17 миллионов тонн в год. Предприятие перерабатывает нефть по топливно-масляному варианту и выпускает свыше 70 наименований товарных продуктов. Набор производственных мощностей рассчитан на выпуск продукции высокого качества для широкого сегмента потребительского рынка.

На предприятии уделяется пристальное внимание вопросам повышения качества вырабатываемой продукции.

Предприятию вручен сертификат, подтверждающий его право производить топливо Джет А-1 в соответствии с международными стандартами. В нижегородском аэропорту «Строгино» регулярно производится заправка самолетов компании «Люфт Ганза» топливом Джет А-1, произведенным «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».

Освоено и начато промышленное производство дизельного топлива с содержанием серы от 50 до 10 ppm в соответствии с требованиями европейского стандарта.

За период с 2002 по 2005 год предприятием успешно реализовано более 20 инвестиционных проектов: реконструкция установок первичной переработки, введена в эксплуатацию установка риформинга с непрерывной регенерацией катализатора ЛФ-35/21-1000, доля высокооктановых бензинов в выпуске увеличилась на 23,8 %, завершена реконструкция установки 35/5 под процесс изомеризации фракции С5-С6 (технология Пар-Изом фирмы UOP).Пар-Изом – начало пути производства автомобильных бензинов, соответствующих требованиям ЕВРО-4. Уже с начала 2006 года обеспечена поставка высокооктановых бензинов по ЕВРО-3, а с пуском каталитического крекинга весь выпускаемый бензин должен соответствовать требованиям не ниже ЕВРО-4.

При модернизации установок гидроочистки, были выбраны лучшие из предлагаемых катализаторов на мировом рынке. Это позволило освоить выпуск дизельного топлива, соответствующего стандарту ЕВРО-4, с содержанием серы менее 50 ppm и обеспечить его поставки не только на российский рынок, но и на экспорт.

Выполнен ряд энергосберегающих мероприятий, на 10 технологических объектах введены электронные распределенные системы управления. Введены в эксплуатацию реконструированные объекты общезаводского хозяйства производственного и непроизводственного назначения.

Сегодня ООО “ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез”- крепко стоящее на ногах предприятие, имеющее все шансы стать гигантом нефтепереработки европейского уровня. Грандиозные планы продиктованы самой жизнью. Залог их воплощения – значительный производственный резерв, действующая программа инвестиционного развития и высокий кадровый потенциал.

“ЛУКОЙЛ” – социально ориентированная компания, главное богатство которой – люди. Поэтому наряду с программой технического развития в ООО “ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез” разработана и долговременная программа социального развития, обеспечивающая благоприятные условия работы, отдыха, медицинского обслуживания и пенсионного обеспечения сотрудников, социальную защиту ветеранов труда.

Структурная схема развития предприятия показана на рисунке 1.1. Блок-схема технологических процессов показана на рисунке 1.2.

В состав завода производства моторных топлив входят следующие производственные цеха:

1.Цех атмосферно-вакуумная трубчатка (первичная переработка – ректификация нефти и мазута);

Цех Атмосферно-вакуумная Трубчатка (первичная Переработка Ректификация Нефти И Мазута)

Основными электроприемниками цеха являются низковольтные насосы перекачки фракций перегонки нефти и вентиляторы для охлаждения продуктов перегонки, напряжение питания 380В. Площадь цеха 6480 м 2 . Мощность электроприемников цеха 6100кВт.

Цех Каталитического Риформинга На Высокооктановый Компонент Бензина С Периодической Регенерацией Катализатора И Предварительной Гидроочисткой

Основными электроприемниками цеха являются низковольтные насосы перекачки легких фракций перегонки нефти и вентиляторы для охлаждения продуктов перегонки, напряжение питания 380В. Мощность электроприемников составляет 2200кВт. Площадь цеха 6480м 2 .

Цех Каталитического Риформинга На Высокооктановый Компонент Бензина С Постоянной Регенерацией Катализатора

Основными электроприемниками цеха низковольтные насосы перекачки фракций и вентиляторы для охлаждения продуктов перегонки, напряжение питания 380В. Нагрузка составляет 7300кВт. Площадь цеха 5760м 2 .

Цех Предварительной Гидроочисткой Для Получения Летних Сортов Дизельного Топлива ЛЧ-24-2000

Процесс гидроочистки сырья каталитического крекинга осуществляется по традиционной для всех гидроочисток технологии и включает:

– реакторный блок, где осуществляется процесс гидроочистки и отделение гидрогенизата от циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов;

– отделение ректификации (стабилизации) гидрогенизата, где происходит последующее разделение гидрогенизата на бензин, дизельное топливо и гидроочищенный вакуумный дистиллят;

– блок печей, включающий печи для нагрева газосмесевой смеси перед входом в реакторы и нестабильного гидрогенизата для последующего разделения в атмосферной колонне;

– блок моноэтаноламиновой очистки газов, где очистке от сероводорода подвергается циркуляционный водородсодержащий газ, сухой газ каталитического крекинга, жирный газ висбрекинга, пропан-пропиленовая фракция и углеводородный газ Секции 100;

– блок защелачивания бутан-бутиленовой фракции, где при неработающем реакторном блоке колонна очистки углеводородного газа висбрекинга используется в схеме очистки бутан-бутиленовой фракции щелочью.

Основными электроприемниками цеха являются компрессоры подающие сырье на данную установку и вентиляторы, охлаждающие конечный продукт. Напряжение питания 380В. Нагрузка цеха 2550кВт. Площадь цеха 3456м 2 .

Основными электроприемниками цеха являются компрессоры в качестве электропривода которых установлены высоковольтные взрывозащищенные электродвигатели AMD, а так же низковольтные насосы перекачки реактивного топлива и вентиляторы, охлаждающие это топливо. Напряжение питания 10 и 0,4кВ. Нагрузка цеха: 0,4кВ – 6800кВт, 10кВ – 1260кВ. Площадь цеха 7920м 2 .

Рисунок 1.4-Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн. тонн. Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Основными электроприемниками цеха являются компрессоры и насосы, которые подают сырье для более глубокой его переработки в колоннах, а также вентиляторы, которые охлаждают конечный продукт (высокооктановый бензин). Нагрузка цеха составляет 9560кВт. Напряжение питания 380В. Площадь цеха 8316м 2 .

Основными электроприемниками цеха являются насосы, которые подают гудрон для более глубокой его переработки в печах, а также вентиляторы, которые охлаждают конечный продукт (высокооктановый бензин). Нагрузка цеха 5650кВт. Напряжение питания 380В. Площадь цеха 6480м 2 .

Электроприемниками цеха являются насосы, в качестве электропривода которых установлены электродвигатели типа HXR, обеспечивающие циркуляцию воды по заводу. Напряжение питания 10кВ. Суммарная мощность насосов составляет 2520кВт, а так же низковольтные вентиляторы, охлаждающие оборотную воду. Нагрузка 0,4 кВ составляет 300 кВт. Напряжение питания 380В. Площадь цеха 1080м 2 .

Надежность электроснабжения цехов предприятия зависит от последствий, которые могут возникнуть вследствие перебоев электроснабжения.

С точки зрения бесперебойности электроснабжения, потребителей можно разделить на три категории бесперебойности электроснабжения [1]:

I категория: перерыв в электроснабжении может повлечь за собой, опасность для здоровья и жизни людей или значительный ущерб, связанный с повреждением оборудования, массовым браком продукции или длительным нарушением технологического процесса.

II категория: перерыв в электроснабжении связан с массовым недовыпуском продукции, простоем рабочих механизмов.

III категория: потребители электроэнергии, не относящиеся к I и II категории

Http://revolution. allbest. ru/physics/00363869_0.html

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

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

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.

Http://www. refsru. com/referat-13351-1.html

Электроснабжение предприятий целлюлозно-бумажной промышленности осуществляется одновременно от собственной тепловой электростанции и от районной энергосистемы. Электроприемники производственных цехов целлюлозно-бумажных комбинатов относятся по надежности снабжения электроэнергией ко II категории по Правилам устройства электротехнических установок.  [16]

Электроснабжение предприятий нефтяной и газовой промышленности осуществляется в основном от внешних источников. На первом этапе по этой программе предусматривается строительство автономных электростанций в газодобывающих районах ( Заполярная и Бованенковская газотурбинные электростанции), а на следующем этапе – сооружение электростанций на КС новых магистральных газопроводов.  [17]

Электроснабжение предприятий газовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности связано с установкой распределительных устройств и подстанций вблизи или непосредственно во взрывоопасной среде. Возможность искрения, дугового разрыва при коммутационных переключениях и коротких замыканиях, чрезмерного перегрева отдельных частей электроустановки из-за перегрузки делает распределительное устройство возможным очагом взрыва. Поэтому сооружение распределительных устройств непосредственно во взрывоопас – ных помещениях всех классов не допускается. Эти помещения должны быть изолированы от взрывоопасных помещений глухими несгораемыми стенами и иметь отдельные выходы наружу. Должны быть приняты меры, исключающие возможность попадания газов, паров или взрывчатой смеси из производственного помещения в помещение электроустановки. Для этого камеры трансформаторов и распределительных устройств не должны иметь окон, дверей и каких-либо отверстий, сообщающихся с взрывоопасными помещениями.  [18]

Электроснабжение предприятий газовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности связано с установкой распределительных устройств и подстанций вблизи или непосредственно во взрывоопасной среде. Возможность искрения, дугового разрыва при коммутационных переключениях и коротких замыканиях, чрезмерного перегрева отдельных частей электроустановки из-за перегрузки делает распределительное устройство возможным очагом взрыва. Поэтому сооружение распределительных устройств непосредственно во взрывоопасных помещениях всех классов не допускается. Эти помещения должны быть изолированы от взрывоопасных помещений глухими несгораемыми стенами и иметь отдельные выходы наружу. Должны быть приняты меры, исключающие возможность попадания газов, паров или взрывчатой смеси из производственного помещения в помещение электроустановки. Для этого камеры трансформаторов и распределительных устройств не должны иметь окон, дверей и каких-либо отверстий, сообщающихся с взрывоопасными помещениями.  [19]

Все электроснабжение предприятия производится от районной энергосистемы, а все теплоснабжение – от местной котельной установки. Отработавший производственный пар используется только для частичного покрытия отопительно-вентиляционной тепловой нагрузки.  [20]

Для электроснабжения предприятий применяют два основных типа схем: радиальную ( рис. 2, а), по которой отдельные потребители или групры потребителей питаются по самостоятельным линиям от электростанции, подстанции или распределительного-пункта ( такие питающие линии называются фидерами), и магистральную ( рис. 2, б), по которой потребители присоединяются к общей распределительной линии.  [22]

Система электроснабжения предприятия тесно связана с технологической схемой производства, планировкой цехов, вспомогательных объектов и сооружений. При этом во всех случаях она должна быть экономичной, отвечать минимуму капитальных затрат, обеспечивать надежность по условиям бесперебойности электроснабжения потребителей электроэнергии соответствующей категории. Вместе с тем система электроснабжения должна предусматривать возможность расширения предприятия в ближайшие 8 – 10 лет с учетом планируемого увеличения нагрузок за счет совершенствования технологии и интенсификации процессов производства.  [23]

Система электроснабжения предприятия определяется не только характеристиками источников питания, электроприемников и распределительных сетей, но и технологией производства, планировкой и строительной частью предприятия, ростом его производственных мощностей и расширением, совершенствованием технологического процесса.  [24]

Нарушение электроснабжения предприятий связано со значительным народнохозяйственным ущербом. Поэтому выбор конфигурации и параметров систем электроснабжения, их эксплуатационных режимов должен выполняться с учетом показателей надежности. Оценке надежности систем электроснабжения промышленных объектов присущи свои особенности.  [25]

Регулирование электроснабжения предприятий, особенно при внезапном возникновении дефицита мощности, затруднительно, когда предприятие питается по распределительным сетям вместе с другими потребителями, в том числе ответственными, и не имеет самостоятельных линий от питающих центров. Весьма сложной для проведения режимных мероприятий при внезапном возникновении дефицита мощности в энергосистеме является схема электроенабжения, по которой питающие линии различных предприятий подключены под один выключатель на питающем центре энергосистемы. Такое подключение применяется для более полного использования пропускной способности оборудования ячеек РУ 6 – 10 кВ на питающем центре и с этой точки зрения экономически целесообразно. Однако указанная схема неудовлетворительна для регулирования режимов электроснабжения предприятий, подключенных под общий выключатель, если их электроприемники предъявляют различные требования к надежности электроснабжения.  [26]

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов ( в случае выхода из строя другого) полностью или с некоторым ограничением обеспечивает питание предприятия.  [27]

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как пра; вило, работают раздельно.  [28]

Надежность электроснабжения предприятия ( разд. При этом любой из оставшихся в работе трансформаторов ( при аварии с другим) обеспечивает полную потребную мощность.  [29]

Система электроснабжения предприятия состоит из питающих, распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных и воздушных сетей, а также токопроводов напряжением до 1000 В и выше.  [30]

Http://www. ngpedia. ru/id614283p2.html

Добавить комментарий