Дипломная работа на тему "Реконструкция электроснабжения колхоза Прогресс"

ГлавнаяФизика → Реконструкция электроснабжения колхоза Прогресс




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Реконструкция электроснабжения колхоза Прогресс":


Содержание

Аннотация

Введение

1. Характеристика предприятия и элек троснабжения

1.1 Краткая характеристика предприятия и его элек троснабжения

1.2 ТЗ на проектирование элек троснабжения колхоза «Прогресс»

2. Расчет элек троснабжения отделения «Медведово»

2.1 Исходные данные для проектирования

2.2 Определение центра электрических нагрузок предприятия

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах

2.5 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи 0,4 кВ

2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38 кВ

3. Выбор оборудования и защиты линий сети элек троснабжения

3.1 Выбор предохранителей в сети 0,38 кВ и проверка защиты

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

3.3 Проверка кабельной линии на термическую стойкость

3.4 Выбор трансформаторной подстанции

3.5 Расчёт релейной защиты подстанции

4. Молниезащита и заземление электрооборудования подстанции

4.1 Защита подстанции от перенапряжений

4.2 Защита подстанции от прямых ударов молнии

4.3 Расчёт заземляющего устройства подстанции

5. Организация эксплуатации электрооборудования

5.1 Обоснование и расчёт структуры электротехнической службы

5.2 Надёжность проектируемой системы элек троснабжения

5.3 Организация технического обслуживания и текущего ремонта

6. Безопасность жизнедеятельности и экология

6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

6.2 Защита от поражения электрическим током

6.3 Защита от электрической дуги

6.4 Защита от механических травм

6.5 Мероприятия по пожарной безопасности

6.6 Мероприятия обеспечения безопасности при авариях

6.7 Мероприятия по производственной санитарии

6.8 Мероприятия по защите окружающей среды

7. Экономическая часть

7.1 Анализ выбора оптимальной схемы элек троснабжения

7.2 Расчет сметной стоимости

7.3 Расчёт основной и дополнительной заработной платы

7.4 Расчёт сметы годовых затрат на содержание оборудования и сетей

7.5 Технико-экономические показатели элек троснабжения

Заключение

Литература

Аннотация

Дипломный проект по теме «Реконструкция элек троснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовского района выполнен на 85 страницах машинописного текста и включает введение, 7 разделов, заключение и список использованной литературы из 16 источников. Графическая часть проекта содержит 8 листов формата А1 и служит иллюстрацией разработанных проектных решений. В основных разделах дипломного проекта обоснована схема элек троснабжения и выполнены все необходимые расчёты, подтверждающие работоспособность элементов разработанной системы элек троснабжения.

Введение

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. На сельское хозяйство приходится около 30 % потребления электроэнергии, поэтому вопросам элек троснабжения сельскохозяйственных предприятий уделяется большое внимание.

Развитие народного хозяйства и требования научно-технического прогресса диктуют необходимость совершенствования сельскохозяйственной электроэнергетики путем внедрения автоматизации технологических процессов, систем элек троснабжения сельскохозяйственных предприятий и решения проблемы энергосбережения и экономии электрической энергии.

Главной проблемой на этом этапе является создание рациональных систем элек троснабжения сельскохозяйственных предприятий. Созданию таких систем способствует следующее:

- выбор и применение рационального трансформирования энергии;

- выбор рациональных напряжений, что значительно снижает потери электрической энергии при её распределении;

- правильный выбор мест размещения подстанций, что минимизирует годовые приведенные затраты;

- совершенствование методики определения электрических нагрузок;

- рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, а также схем элек троснабжения и их параметров, что ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности;

- решение задачи симметрирования электрических нагрузок.

Общая задача оптимизации систем элек троснабжения включает рациональные решения по выбору сечений проводов и жил.

В настоящее время сельское хозяйство Брянской области, как и по всей России, испытывает определённые трудности, связанные с изменениями экономических отношений. Во многих хозяйствах наблюдается значительный спад сельскохозяйственного производства, что, конечно, вызывает снижение потребления электроэнергии, появление в связи с этим недогрузки электрооборудования сельских трансформаторных подстанций и линий электропередачи. Одновременно с этим, в связи с изменениями экономических отношений в сторону рыночных, значительно возросли требования к надёжности элек троснабжения тех сельскохозяйственных объектов, от бесперебойной работы которых зависит экономическое и финансовое благополучие сельскохозяйственных предприятий. В первую очередь это следует отнести к отрасли молочного животноводства, как отрасли, способной поставлять продукцию круглый год, практически без сезонных изменений количества и качества производимого молока.

Данный дипломный проект посвящен реконструкции элек троснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовского района с целью повышения надёжности элек троснабжения молочно-товарной фермы отделения «Медведово», сокращения недоотпуска электроэнергии и снижения потерь продукции.

1. Характеристика предприятия и элек троснабжения

1.1 Краткая характеристика предприятия и его элек троснабжения

Колхоз «Прогресс» расположен в Клинцовском районе Брянской области. За хозяйством закреплено около 3000 га земли, в том числе 2480 га сельскохозяйственных угодий, из которых под пашню выделено 2157 га, сенокосы 136 га и пастбища 187 га.

Производственное направление колхоза зерновое с развитым животноводством, включая свиноводство, молочное и мясо - молочное животноводство и коневодство.

В структуре посевных площадей сельхозпредприятия зерновые не превышают 60%, кормовые – 39%. Численность работников, занятых в основном производстве, составляет 123 человека, из них механизаторы – 21 человек, животноводы – 42 человека. Имеется 14 тракторов, 6 зерновых, картофеле - и свеклоуборочных комбайнов, 13 грузовых автомобилей.

Основные производственные фонды колхоза составляют 16845 тыс. рублей, общая рентабельность по хозяйству – 34%.

Центральное отделение колхоза «Прогресс», расположенное в селе Медведово Клинцовского района, занимается производством молока – основного вида продукции совхоза - на молочно-товарной ферме с дойным стадом 800 голов. На ферме имеются два коровника по 200 голов и один коровник на 400 голов дойных коров, четыре телятника по 120 голов, помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 180 голов, родильное отделение на 50 мест, конюшня на 80 голов, вспомогательные помещения и сооружения. Электрические нагрузки по объектам фермы приведены в таблице 1.1, а в таблице 1.2 сведены данные по расходу электрической энергии в основных подразделениях отделения «Медведово».

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки по объектам фермы

--------------------------------------------------
№ |

Наименование

объекта

| Дневная нагрузка |

Вечерняя

нагрузка

| Коэффициент сезонности |
---------------------------------------------------------
кВт | квар | кВт | квар | Зима | Весна | Лето | Осень |
---------------------------------------------------------
1 | Дом животновода с ветеринарно-фельдшерским пунктом | 6 | - | 8 | - | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,9 |
---------------------------------------------------------
2 | Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 400 голов | 45 | 32 | 45 | 32 | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,9 |
---------------------------------------------------------
3 | Родильное отделение на 50 мест | 6 | - | 6 | - | 1,0 | 0,9 | 0,5 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
4 | Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 200 голов | 20 | 16 | 20 | 16 | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,9 |
---------------------------------------------------------
5 | Телятник на 150 голов | 5 | 3 | 8 | 5 | 1,0 | 0,8 | 0,4 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
6 | Конюшня на 80 голов | 3 | - | 3 | - | 0,8 | 0,2 | 0,2 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
7 | Помещение ремонтного, откормочного молодняка на 180 голов | 10 | - | 3 | - | 1,0 | 0,6 | 0,3 | 0,9 |
---------------------------------------------------------
8 | Телятник на 120 голов | 5 | 3 | 8 | 5 | 1,0 | 0,8 | 0,4 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
9 | Телятник на 120 голов | 5 | 3 | 8 | 5 | 1,0 | 0,8 | 0,4 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
10 | Телятник на 120 голов | 5 | 3 | 8 | 5 | 1,0 | 0,8 | 0,4 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
11 | Овощехранилище на 1000 т | 5 | 3 | 2 | - | 1,0 | 0,5 | 0,4 | 1,0 |
---------------------------------------------------------
12 | Весовая | 1 | - | - | - | 1,0 | 0,5 | 0,2 | 0,8 |
---------------------------------------------------------
13 | Сенохранилище | 10 | 8 | - | - | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 1,0 |
---------------------------------------------------------
14 | Водонасосная станция | 10 | 8 | 10 | 8 | 1,0 | 0,9 | 0,8 | 1,0 |
---------------------------------------------------------
15 | Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза на 200 голов | 20 | 16 | 20 | 16 | 1,0 | 0,8 | 0,7 | 0,9 |
---------------------------------------------------------
Суммарная нагрузка | 156 | 95 | 149 | 92 |
---------------------------------------------------------
Суммарная полная мощность | 183 кВА | 175 кВА |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Элек троснабжение отделения «Медведово» осуществляется от трёх трансформаторных подстанций, распределение нагрузок которых также видно из таблицы 2. Подстанции питаются от независмых воздушных линий напряжением 10 кВ через масляные выключатели типа МВ-10 от шин 10 кВ подстанций Киваи 35/10 кВ и Логоватое 35/10 кВ. Длина линии 10 кВ от подстанции Киваи 10,7 км, от подстанции Логоватое – 9 км. Линия 10 кВ от подстанции Киваи управляется линейным разъединителем ЛР-1, а от подстанции Логоватое – комплектным разъединителем КР-2.

Таблица 1.2 – Расход электрической энергии в 2005 году, кВт·часов

--------------------------------------------------
Месяц | Кормоцех | Ферма | Коровник |
---------------------------------------------------------
ТП-2 | ТП-1 | ТП-3 |
---------------------------------------------------------
январь | 11700 | 9600 | - |
---------------------------------------------------------
февраль | 9900 | 8800 | - |
---------------------------------------------------------
март | 12900 | 8800 | - |
---------------------------------------------------------
апрель | 15000 | 10000 | - |
---------------------------------------------------------
май | 10800 | 8000 | - |
---------------------------------------------------------
июнь | 9000 | 8000 | - |
---------------------------------------------------------
июль | 8100 | 6000 | - |
---------------------------------------------------------
август | 9300 | 5200 | - |
---------------------------------------------------------
сентябрь | 9300 | 5200 | - |
---------------------------------------------------------
октябрь | 8400 | 5600 | 1360 |
---------------------------------------------------------
ноябрь | 7800 | 6000 | 6680 |
---------------------------------------------------------
декабрь | 9000 | 9200 | 6970 |
---------------------------------------------------------
Сумма по ТП | 112290 | 90400 | 15010 |
---------------------------------------------------------
Годовое потребление | 217700 кВт·ч |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Несмотря на наличие резервной линии элек троснабжения, надёжность обеспечения потребителей на молочно-товарной ферме электроэнергией оказалась низкой. Расстояние между разъединителями ЛР-1 и КР-2 составляет около 1050 м. В результате при аварии на основной снабжающей линии электропередачи 10 кВ вторая, резервная линия 10 кВ подключается не сразу, имеет место длительный перерыв в элек троснабжении, что приводит к значительным потерям производимой продукции из-за недоотпуска электроэнергии.

Другой недостаток существующей схемы элек троснабжения заключается в использовании масляных выключателей, которые обладают невысокими эксплуатационными показателями и низкой надёжностью. Эти выключатели также ухудшают надёжность элек троснабжения сельхозпредприятия.

Кроме того, трансформаторные подстанции открытого типа, используемые в существующей схеме элек троснабжения, значительно уступают по многим показателям, и, в первую очередь, по эксплуатационным и по надёжности подстанциям закрытого типа.

Ещё один недостаток существующей схемы элек троснабжения связан с изменениями потребления электрической энергии.

Снижение потребления электроэнергии на производственные нужды привело к падению загрузки подстанций. Следовательно, снизилась эффективность использования электрооборудования подстанций, повысились относительные потери электроэнергии непроизвоственного характера, выросли относительные потери на холостой ход трансформаторов.

В связи с падением сельскохозяйсвенного производства и соответствующим снижением потребления электроэнергии центр тяжести потребления электроэнергии сместился в сторону однофазных потребителей – жилых домов с. Медведово. По этой причине резко возросла несимметрия нагрузки во внутренней сети отделения «Медведово», снизились качественные показатели электроэнергии и, как следствие, возросла аварийность электрооборудования трансформаторных подстанций ТП1, ТП2 и ТП3.

Рост аварийности на подстанциях привел к снижению надёжности элек троснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выросли потери колхоза за счёт недополученной продукции в связи с отключениями электроэнергии. Так по данным экономической службы колхоза «Прогресс» при отключении электроэнергии и срыве доения продуктивность коров снижается в первый день на 20%, во второй – на 10% и в третий – на 5%. В результате недополучения молока колхоз теряет за три дня при дневном надое на ферме 7723 кг молока 18372 рублей. Если учесть, что зимой таких отключений электроэнергии бывает не одно и не два, то можно представить насколько сильно снижается эффективность производства, падает рентабельность производства.

Наконец, наличие трёх действующих трансформаторных подстанций приводит к неоправданным эксплуатационным затратам, которые ложатся тяжёлым бременем на плечи сельскохозяйсвенного предприятия, что также снижает как эффективность производства и его рентабельность.

1.2 Техническое задание на проектирование элек троснабжения колхоза «Прогресс» Клинцовского района

Исходные данные для проектирования элек троснабжения:

1. Генеральный план молочно-товарной фермы с нанесенной на него существующей схемой элек троснабжения.

2. Элек троснабжение фермы осуществляется от подстанции Киваи 35/10кВ по воздушной линии напряжением 10 кВ (основное питание). Резервное питание от подстанции Логоватое 35/10кВ по воздушной линии 10 кВ длиной 9 км.

3. Расстояние проектируемой подстанции закрытого типа от подстанции Киваи – 10,7 км.

4. Расчетные нагрузки объектов приведены в таблице 1.1.

5. Напряжение всех электроприемников - 380/220 В.

6. Электроприемники I категории – пожарные насосы на ферме суммарной мощностью 50 кВт.

7. Предусмотреть автоматическое включение резервного элек троснабжения.

8. Район по толщине стенки гололеда – 1.

9. Роза ветров - преимущественно юго-западное направление.

10. Коррозийная активность грунта - низкая.

11. Тариф на электроэнергию двухставочный: основная плата за 1 кВт заявленной мощности 59,5 руб. (1 кВт/мес.), дополнительная плата 52 коп./кВт·ч.

12. Потребители с суммарной максимальной нагрузкой Рмакс= 184 кВт при коэффициенте мощности соsφ = 0,876.

13. Выполнить замену трансформаторных подстанций ТП-1, ТП-2 и ТП-3 одной подстанцией закрытого типа ЗТП 10/0,4 с двумя трансформаторами по 160 кВА.

2. Расчет элек троснабжения отделения «Медведово»

2.1 Исходные данные для проектирования

Объект проектирования представляет собой производственную зону отделения «Медведово» и включает потребители, перечисленные с максимальными дневными нагрузками в таблице 2.1

Таблица 2.1 – Нагрузочные характеристики потребителей

--------------------------------------------------
№ | Наименование потребителя | Максимальные нагрузки |
---------------------------------------------------------

РДн, кВт

|

QДн, квар

|
---------------------------------------------------------
1. | Дом животновода с ветпунктом | 6 | - |
---------------------------------------------------------
2. | Коровник на 400 голов | 45 | 32 |
---------------------------------------------------------
3. | Родильное отделение на 50 мест | 6 | - |
---------------------------------------------------------
4. | Коровник на 200 голов | 20 | 16 |
---------------------------------------------------------
5. | Телятник на 150 голов | 5 | 3 |
---------------------------------------------------------
6. | Конюшня на 80 голов | 3 | - |
---------------------------------------------------------
7. | Помещение для молодняка на 180 голов | 10 | - |
---------------------------------------------------------
8. | Телятник на 120 голов | 5 | 3 |
---------------------------------------------------------
9. | Телятник на 120 голов | 5 | 3 |
---------------------------------------------------------
10. | Телятник на 120 голов | 5 | 3 |
---------------------------------------------------------
11. | Овощехранилище на 1000 тонн | 5 | 3 |
---------------------------------------------------------
12. | Весовая | 1 | - |
---------------------------------------------------------
13. | Сенохранилище | 10 | 8 |
---------------------------------------------------------
14. | Водонасосная станция | 10 | 8 |
---------------------------------------------------------
15. | Коровник на 200 голов | 20 | 16 |
---------------------------------------------------------
Суммарная нагрузка | 156 | 95 |
---------------------------------------------------------
Полная мощность |

SДн = 184 кВА

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

В хозяйстве по степени надежности и бесперебойности элек троснабжения большая часть электроприемников относится ко II и III категории.

По степени поражения людей электрическим током в отделении имеются помещения с повышенной опасностью, сырые и пыльные.

Электрооборудование, установленное в производственных помещениях, работает от трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. Основная его часть рассчитана для работы на напряжении 380/220 В. Краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категориям бесперебойности элек троснабжения и среды производственных помещений в сответствии с ПУЭ приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Характеристика производственных помещений по ПУЭ

--------------------------------------------------

№ по ген.

плану

| Наименование объекта |

Класс среды

помещений

|

Категория

надежности

по ПУЭ

|
---------------------------------------------------------
1. | Дом животновода с ветпунктом | Нормальное | III |
---------------------------------------------------------
2. | Коровник на 400 голов | Влажное | II |
---------------------------------------------------------
3. | Родильное отделение на 50 мест | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
4. | Коровник на 200 голов | Влажное | II |
---------------------------------------------------------
5. | Телятник на 150 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
6. | Конюшня на 80 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
7. | Помещение для молодняка на 180 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
8. | Телятник на 120 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
9. | Телятник на 120 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
10. | Телятник на 120 голов | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
11. | Овощехранилище на 1000 тонн | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
12. | Весовая | Нормальное | III |
---------------------------------------------------------
13. | Сенохранилище | Пыльное | III |
---------------------------------------------------------
14. | Водонасосная станция | Влажное | III |
---------------------------------------------------------
15. | Коровник на 200 голов | Влажное | II |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

2.2 Определение центра электрических нагрузок предприятия

Воспользуемся математическим методом, который позволяет аналитически определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) объект по координатам отдельных его потребителей.

Если считать нагрузки равномерно распределенными по площади объекта, что характерно для нашего случая, то центр нагрузок можно принять совпадающим с геометрическим центром фигуры, изображающей объект на генплане. Геометрическим центром фигуры, в свою очередь, является место пересечения её диагоналей.

Для определения ЦЭН предприятия на его генплане (рис. 2.1) произвольно наносим оси координат х и y, графически по плану определяем координаты ЦЭН каждого потребителя и заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Определение ЦЭН отделения «Медведово»

--------------------------------------------------
№ | Наименование потребителя |

Ррi,

кВт

|

Хi,

м

|

Yi,

м

|
---------------------------------------------------------
1. | Дом животновода с ветпунктом | 6 | 280 | 280 |
---------------------------------------------------------
2. | Коровник на 400 голов | 45 | 280 | 190 |
---------------------------------------------------------
3. | Родильное отделение на 50 мест | 6 | 370 | 210 |
---------------------------------------------------------
4. | Коровник на 200 голов | 20 | 440 | 220 |
---------------------------------------------------------
5. | Телятник на 150 голов | 5 | 440 | 140 |
---------------------------------------------------------
6. | Конюшня на 80 голов | 3 | 460 | 110 |
---------------------------------------------------------
7. | Помещение для молодняка на 180 голов | 10 | 420 | 60 |
---------------------------------------------------------
8. | Телятник на 120 голов | 5 | 520 | 160 |
---------------------------------------------------------
9. | Телятник на 120 голов | 5 | 520 | 70 |
---------------------------------------------------------
10. | Телятник на 120 голов | 5 | 440 | 8 |
---------------------------------------------------------
11. | Овощехранилище на 1000 тонн | 5 | 280 | 10 |
---------------------------------------------------------
12. | Весовая | 1 | 240 | 110 |
---------------------------------------------------------
13. | Сенохранилище | 10 | 200 | 60 |
---------------------------------------------------------
14. | Водонасосная станция | 10 | 110 | 90 |
---------------------------------------------------------
15. | Коровник на 200 голов | 20 | 38 | 95 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Координаты ЦЭН предприятия хо и yо определяются по формулам:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

где хi; yi - соответвствующие координаты центра i-нагрузки;

Рр. ц.i - активная расчетная мощность i-ой нагрузки.

Определяем координаты

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м.

Следует учитывать, что размещение подстанции на территории молочно-товарной фермы должно быть выполнено с соблюдением следующих условий:

1) необходимо располагать трансформаторную подстанцию как можно ближе к ЦЭН предприятия;

2) подвод линий внешнего элек троснабжения должен быть осуществлен безпересечения с путями внутрифермского транспорта;

3) подстанция и воздушные линии 10 кВ следует распололагать в зоне минимального загрязнения изоляции.

С учётом вышеуказанных условий размещаем подстанцию 10/0,4кВ на генплане предприятия вблизи пересечения линий 10кВ, как показано на рис. 2.2. у северо-восточного угла ограждения фермы.

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Для данного объекта – молочно-товарной фермы центрального отделения колхоза «Прогресс» экономически целесообразно принять одну трансформаторную подстанцию вместо трёх подстанций в существующей схеме элек троснабжения фермы.

При выборе числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания электроприемников фермы и жилых домов отделения «Медведово» будем руководствоваться следующими положениями, изложенными в СН-174-75:

1.  Мощность трансформаторов должна выбираться с учетом допустимой нагрузки в нормальном и послеаварийном режиме работы.

2.  Число трансформаторов определяется исходя из обеспечения надежности питания с учётом категории потребителей.

3.  Двухтрансформаторные подстанции сооружаются при сосредоточении значительных нагрузок в месте установки подстанций. Элек троснабжение электроприемников II категории должно иметь резервирование.

4.  Должна учитываться возможность расширения или развития подстанций с установкой более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.

В качестве критерия выбора числа и мощности трансформаторов принимаем удельную плотность нагрузки фермы:

sуд = Sp/F,(2.1)

где Sp– полная расчетная мощность электроприемников, кВА;

F– площадь помещений фермы, определяемая по генплану, м2;

sуд – удельная плотность электрической нагрузки на ферме, кВА/м2.

По данным таблицы 2.1 полная расчетная мощность электроприемников молочно - товарной фермы составляет Sp = 210 кВА. Из генплана на рис. 2.2 находим F = 5680 м2. Тогда удельная плотность нагрузки фермы составит

sуд = 184/5680 = 0,032 кВА/м2.

Ориентировочную номинальную мощность трансформаторов выбираем по плотности нагрузки из данных, представленных в таблице 2.4. Эта мощность для основного и резервного трансформаторов составляет 160 кВА.

Таблица 2.4 - Зависимость мощности трансформатора от плотности нагрузки []

--------------------------------------------------

sуд, кВА/м2

| ≤ 0,04 | ≤ 0,05 | ≤ 0,1 | ≤ 0,2 |
---------------------------------------------------------

Sт, кВА

| 160 | 250 | 400 | 630 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Минимальное число трансформаторов i-го потребителя N0.i определим по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,(2.2)

где Рсм.i - активная средняя мощность за наиболее загруженную смену электроприемников фермы, кВт, определяемая по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;(2.3)

SТ.i– номинальная мощность i-го трансформатора, кВА;

BН.i– нормативный коэффициент загрузки трансформатора, выбираемый согласно СН174-75 по категориям нагрузок (II-Bн=0,7…0,8; III-Bн=0,9–0,95);

Kм.i – коэффициент максимума нагрузки (принимаем Kм.i=1,1 - нагрузка нередко непостоянная).

Имеем из таблицы 2.1 Pp = 184 кВт. Принимаем Bн=0,75. Тогда

Рсм = 184/1,1 = 167,3 кВт

и минимальное число трансформаторов с учётом потребителей II категории

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 1,39.

Полученное значение N0 округляем до большего целого числа, т. е. принимаем N0 = 2. При выборе мощности трансформаторов необходимо учитывать возможность их перегрузки в послеаварийном режиме до 40% продолжительностью не более 6 ч в течение 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки в соответствии с ПУЭ должен быть не более 0,8.

Коэффициент загрузки трансформаторов по 160 кВА предварительно составляет

Кз. основн. =184/2/160 = 0,58.

С учётом этого на случай послеаварийного элек троснабжения фермы принимаем второй, резервный трансформатор мощностью 160 кВА. В случае отказа основного трансформатора 160 кВА, перегрузка резервного трансформатора при питании потребителей II категории (коровники SII = 140 кВА) составит

Кз. резерв. = 140/160 = 0,875.

Резервный трансформатор в послеаварийном режиме будет недогружен.

Таким образом, выбранные трансформаторы мощностью по 160 кВА удовлетворяют и по степени загрузки, и по надёжности элек троснабжения.

Одновременно с выбором трансформаторов производим выбор мощности компенсирующих устройств в сети элек троснабжения фермы.

Реактивная мощность дневного максимума составляет согласно таблице 2.1 Q = 95 квар, активная - Р = 157 кВт, коэффициент мощности в сети фермы cosφ1 = 0,876. Наибольшая реактивная мощность QВн.i, которая может быть внесена из распределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВi-го приемника без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки, определяется по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..(2.4)

При расчетной реактивной низковольтной нагрузке QР.i для максимального перетока мощности конденсаторной установки необходимо обеспечить получение следующего значения реактивной мощности:

Qку.i= Qр.i - QВн.i,(2.5)

где Qку.i - реактивная мощность i-й конденсаторной установки, квар.

Полученное значение Qку.i уточняется до величины Qбк стандартной конденсаторной установки.

Далее проверяют фактический коэффициент Вф.i загрузки i го трансформатора после компенсации по условию:

Вф.i = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ≤ Вн.i.(2.6)

Если это условие не соблюдается, следует увеличить мощность трансформатора. После этого уточняют величину реактивной мощности, передаваемую из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ по формуле:

QВн.i =Qр.i - Qбк.i(2.7)

Проведем расчет компенсации реактивной мощности потребителей фермы. Определяем наибольшую реактивную мощность QВн, которая может быть внесена из распределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВобъекта

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. квар.

Расчетная реактивная нагрузка QР, подлежащая компенсированию

QР = Ррtgφ1,

где tgφ1= 0,55 – тангенс угла сдвига фаз в сети до компенсации реактивной мощности, соответствующий cosφ1 = 0,876.

QР = 157·0,55 = 86,4 квар.

Реактивная мощность конденсаторной установки

Qку = 181,5 – 86,4 = 95,1 квар.

Полученное значение Qку уточняем до величины Qбк стандартной конденсаторной установки. Принимаем Qбк = 75 квар.

Фактический коэффициент Вф загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности

Вф = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 0,59.

Это значение меньше принятого Вн = 0,75. Следовательно, корректировать расчёт установки для компенсации реактивной мощности нет необходимости.

Принимаем к установке на проектируемом объекте закрытую трансформаторную подстанцию Биробиджанского трансформаторного завода.

Таблица 2.5 – Параметры сети элек троснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки

--------------------------------------------------
№ | Наименование | Значение |
---------------------------------------------------------
1. | Трансформаторная подстанция КТП №1 | ЗКТПБ/М/ |
---------------------------------------------------------
2. | Активная расчётная нагрузка, кВт | 157 |
---------------------------------------------------------
3. | Реактивная расчётная нагрузка, квар | 95 |
---------------------------------------------------------
4. | Полная расчётная нагрузка, кВА | 184 |
---------------------------------------------------------
5. |

Общая площадь объекта, м2

| 5680 |
---------------------------------------------------------
6. | Категория электроприёмников | II и III |
---------------------------------------------------------
7. |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.загрузки транс-ра, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
8. |

Удельная плотность мощности, кВА/м2

| 0,034 |
---------------------------------------------------------
9. |

Тип и мощность трансформатора:

Основного

Резервного

|

ТМ - 160

ТМ - 160

|
---------------------------------------------------------
10. | Вносимая реактивная мощность, квар | 181,5 |
---------------------------------------------------------
11. | Мощность компенсирующей установки, квар | 100 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах

Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.

Потери активной Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.(кВт) и реактивной Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.(квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,(2.8)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,(2.9)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. и Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - ток холостого хода трансформатора, %;

uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

N - количество трансформаторов;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.- фактический коэффициент загрузки трансформаторов.

Уточняем нагрузку в сети 0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. (2.10)

Из справочных данных находим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением 10 кВ его параметры:

ΔРхх = 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx = 2,4%; uкз = 4,5%.

Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРТ1+Т2 = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.

Потери реактивной мощности:

ΔQT1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар.

Результаты расчёта потерь вносим в таблицу 2.6.

Уточним нагрузку фермы с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы сети 0,4 кВ с исходными данными:

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т1

Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВА.

Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах

--------------------------------------------------
№ nn | Параметр | Трансформаторы Т1,Т2 |
---------------------------------------------------------
ТМ 160/10 |
---------------------------------------------------------
1. |

Количество, n, шт

Мощность, ST, кВА

|

2

160

|
---------------------------------------------------------
2. |

Потери холостого хода, ΔPхх, кВт

| 0,56 |
---------------------------------------------------------
3. |

Потери короткого замыкания, ΔPкз, кВт

| 2,65 |
---------------------------------------------------------
4. |

Ток холостого хода, iхх, %

| 2,4 |
---------------------------------------------------------
5. |

Напряжение КЗ, uкз, %

| 4,5 |
---------------------------------------------------------
6. |

Коэффициент загрузки, Вф

| 0,55 |
---------------------------------------------------------
7. |

Активные потери, ΔРТi, кВт

| 2х2,02 |
---------------------------------------------------------
8. |

Реактивные потери, ΔQTi, квар

| 2х7,01 |
---------------------------------------------------------

Потери в нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1

| 2,02 кВт/7,01 квар |
---------------------------------------------------------

Потери в поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2

| 2,02 кВт/7,01 квар |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2

Рр2 = 72 кВт; Qр2 = 10 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ2 = 2,02 кВт; ΔQT2 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т2

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВА.

В послеаварийном режиме работы сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):

Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВА.

Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 – Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах

--------------------------------------------------

nn

| Параметр | Режим работы сети |
---------------------------------------------------------
Нормальный | Послеаварийный |
---------------------------------------------------------
Т1 | Т2 | Т1 | Т2 |
---------------------------------------------------------
1. |

Активная мощность, Рр, кВт

| 112 | 72 | 112 | - |
---------------------------------------------------------
2. |

Активные потери, ΔРТi, кВт

| 2,02 | 2,02 | 2,02 | - |
---------------------------------------------------------
3. |

Реактивная мощность, Qp, квар

| 85 | 10 | 85 | - |
---------------------------------------------------------
4. |

Реактивные потери, ΔQTi, квар

| 7,01 | 7,01 | 7,01 | - |
---------------------------------------------------------
5. |

Мощность БК, Qбк, квар

| 75 | 75 | 75 | - |
---------------------------------------------------------
6. |

Полная мощность, Sp, кВА

| 146,5 | 76 | 146,5 | - |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

2.5 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи 0,4 кВ

Определение числа линий электропередачи 0,4 кВ

В настоящее время приняты следующие основные принципы построения схем внутреннего элек троснабжения:

1.  Число отходящих от трансформаторной подстанции линий не должно превышать 4-х.

2.  Работа линий и трансформаторов должна быть раздельной, так как параллельная работа приводит к увеличению токов КЗ, удорожанию релейной защиты, особенно на коротких линиях внутри объекта.

3.  Воздушные линии напряжением 0,38 кВ располагают преимущественно вдоль одной стороны дорог.

Распределение электроэнергии по рекомендациям СН-174-75 может быть выполнено радиальной, магистральной или смешанной схемой. Выбор зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, от требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта.

В практике проектирования элек троснабжения предприятий крупные и ответственные потребители обычно подсоединяются к источнику электроэнергии по радиальным схемам. Средние и мелкие потребители группируются, а их элек троснабжение проектируется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего элек троснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Основываясь на принципах построения внутренних сетей предприятия и учитывая особенности проектирования элек троснабжения фермы, принимаем смешанную схему сети 0,38 кВ из 4-х линий. Две линии (схема на рис. 2.3) 1 и 4 от трансформатора Т1 питают 4 коровника (потребители II категории №№ 2, 4 и 15), родильное отделение (№3), телятник (№8) и водонасосную станцию (№14). Другие две линии 2 и 3 снабжают электроэнергией сенохранилище и хранилище сочных кормов (потребители №13 и 11), весовую, 3 телятника, откормочное и конюшню (№ № 5-7, 9, 10) от Т2.

Выбор расчётной схемы сети 0,38 кВ и расчёт нагрузок линий

Расчётную схему линий 0,38 кВ составим для дневных нагрузок, используя генплан фермы на рис. 2.2, и покажем на рисунке 2.3.

С учётом коэффициента ко одновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:

РЛ.i = ко·Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,(2.11)

где РД.i – дневная нагрузка i-го потребителя в данной линии. Если нагрузки потребителей различаются более чем в 4 раза, наименьшие нагрузки РД.j складываем без учёта коэффициента одновременности в соответствии с формулой:

РЛ.i = ко·Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.+Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..(2.12)

Полная расчётная мощность определяется с учётом коэффициента мощности нагрузок

Sр = РЛ.i/cosφ.(2.13)

В соответствии с расчётной схемой определим расчётные нагрузки линий.

Линия 1:ко = 0,85;cosφ14,15 = 0,78;

РЛ.1 = 0,85(10 +20) = 25,5 кВт;

SрЛ1 = 25,5/0,78 ≈ 33 кВА.

Линия 2: ко = 0,85;cosφ13 = 0,78; cosφ11 = 0,86;

РЛ.2 = 0,85(10 + 5)= 12,8 кВт;

SрЛ2 = 8,5/0,78 +4,25/0,86 ≈ 16 кВА.

Линия 3:ко = 0,8;cosφ6,7,12 =1; cosφ5,9 = 0,86;

РЛ.3 = 0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт;

SрЛ3 =10+10/0,86+3+1 ≈ 28 кВА.

Линия 4:ко=0,85; cosφ1,3=1; cosφ2=0,82; cosφ4=0,78; cosφ8=0,86;

РЛ.4 = 0,85(45+20)+(6 +6 +5) = 72,25 кВт;

SрЛ4 =6+6+45/0,82+20/0,78+5/0,86 ≈ 88 кВА.

Линию 1, проходящую вблизи воздушных линий 10кВ, выполним кабелем, чтобы избежать пересечения воздушных линий. Остальные линии принимаем воздушными линиями электропередачи.

Выбор сечения проводов и расчёт потерь напряжения

Прокладку кабеля по территории фермы осуществляем в воздухе. Предусматриваем применение кабеля марки ААШв с алюминиевыми жилами в алюминиевой защитной оболочке с наружным покровом из поливинилхлоридного шланга.

Выбор сечения кабельной линии осуществляем по экономической плотности тока iэк с дальнейшей проверкой по техническим условиям. К техническим условиям относят проверку сечений по нагреву расчётным током в режиме наибольших нагрузок и послеаварийном режиме.

Нестандартное экономически целесообразное сечение кабеля Fэ выбираем по экономической плотности тока по формуле:

FЭ = Ip/iЭк,(2.14)

гдеIр – расчётный ток кабельной линии, А.

Согласно ПУЭ [3] при годовом максимуме нагрузки Тмакс< 5000 ч и использовании в качестве проводника – алюминия iЭк =1,4 А/мм2.

Расчётный ток кабельной линии определяем по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., А(2.15)

гдеSp – полная расчётная мощность электроприёмников в линии, кВА.

Расчётный ток линии 1

= 50,1 А.

Сечение жилы кабеля линии 1

FЭ. Л1 = 50,1/1,4 = 35,8 мм2.

Полученное значение сечения жилы округляем до меньшего стандартного значения. Принимаем [2] FЭ. ст= 35 мм2 (r0=0,89 Ом/км; х0=0,064 Ом/км).

Так как кабель проложен в воздухе, то для данного сечения кабеля

Iдоп = 65 А.

Найденное по справочнику сечение проверяем по нагреву.

В нормальном рабочем режиме:

Кt· КаIдоп ≥ Iр,(2.16)

гдеКt – коэффициент учёта температуры среды, отличной от расчётной;

Ка – коэффициент учёта расстояния в свету между кабелями, проложенными рядом и их количеством;

Iдоп – длительный допустимый ток для кабеля, А.

Принимаем Кt=1, т. к. длительно допустимая температура жилы кабеля с бумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +650С, а температура среды составляет +15о С. Тогда в соответствии с формулой (2.16) имеем

65А > 50А,

следовательно, сечение жил кабеля проходит в нормальном рабочем режиме. В послеаварийном режиме, учитывая возможность 30 % перегрузки линии:

1,3 Кt· КаIдоп ≥ Iп/ав,(2.17)

гдеIп/ав – максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме, которое определяется для однотрансформаторной подстанции с резервированием формулой:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..(2.18)

Максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме

≈ 60 А.

Условие (2.17) для послеаварийного режима

1,3·65 = 84,5 А > 60 А.

Данное условие также выполняется.

К техническим условиям относят также проверку по потере напряжения:

-  в рабочем режиме:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ≤ 5%(2.19)

-  в послеаварийном режиме:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ≤ 10%(2.20)

гдеl – длина кабельной линии, км;

х0, r0 – удельные активное и индуктивное сопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.

Находим потерю напряжения в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 2,1% < 5%.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.

Далее определяем потери в кабельной линии:

-активной мощности

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт(2.21)

-реактивной мощности

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., квар(2.22)

-активной электроэнергии

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., МВтч/год,(2.23)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - потери в изоляции кабеля, определяемые как

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..(2.24)

Так как, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. - величина сравнительно небольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;

t - время максимальных потерь, определяемое по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., ч(2.25)

где Тм=4500 ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ч.

Определяем потери активной мощности в кабельной линии 1:

Ркл1 = 3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.

Потери реактивной мощности в этой же линии 1:

Qкл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.

Потери активной электроэнергии в кабельной линии 1:

ΔWКл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.

Рассчитаем сечения проводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя для участка линии формулу:

ΔUучастка = ΔUуд·Sрасч. участка·lучастка.

Принимая провод 3А35+А35 (r0 = 0,83 Ом/км) для участка ΔU2-1-11 и провод 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери напряжения на участках линии 2:

ΔU2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;

ΔU2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;

ΔU2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:

ΔU2макс = ΔU2-2-1+ ΔU2-1-11;

ΔU2макс = 1,24+ 0,43 = 1,67% < ΔUдоп= 5%.

Следовательно, выбранные сечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии 2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ΔU3-3-9, ΔU3-3-7, ΔU3-3-6, ΔU3-2-5, ΔU3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:

ΔU3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;

ΔU3-3-7 = 0,83·10·0,025 = 0,21%;

ΔU3-3-6 = 0,83·3·0,015 = 0,04%;

ΔU3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;

ΔU3-2-5 = 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;

ΔU3-1-3-2 = 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;

ΔU3-1-12 = 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;

ΔU3-3-1 = 0,588·28·0,121 = 1,99%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 3 состоит из потерь на участках:

ΔU3макс = ΔU3-3-1+ ΔU3-1-3-2+ ΔU3-2-3-3+ ΔU3-3-7;

ΔU3 = 1,99 + 1,68 + 0,64 + 0,21 = 4,52% < ΔUдоп= 5%.

Принимаем провод 3А70+А70 (r0 = 0,42 Ом/км) для участков ΔU4-4-1, ΔU4-1-4-2, ΔU4-2-4-2-1, ΔU4-2-1-2-2, для ΔU4-1-2, ΔU4-1-2 и ΔU4-2-2-4 - провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35 - для ΔU4-2-2-8, ΔU4-2-1-3. Тогда потери напряжения на участках линии:

ΔU4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;

ΔU4-2-2-4 = 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;

ΔU4-2-1-2-2 = 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;

ΔU4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;

ΔU4-2-4-2-1 = 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;

ΔU4-2-1 = 0,588·6·0,015 = 0,05%;

ΔU4-1-4-2 = 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;

ΔU4-1-2 = 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;

ΔU4-4-1 = 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 4 складывается из потерь на участках:

ΔU4макс = ΔU4-4-1+ ΔU4-1-4-2+ ΔU4-2-4-2-1+ ΔU4-2-1—2-2;

ΔU4 = 1,65 + 1,55 + 1,67 + 0,43 = 4,47% < ΔUдоп= 5%.

2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38 кВ

Для воздушных линий принимаем железобетонные опоры на основе стойки СВ-10,5-5 (длина стойки 10,5м и допустимый изгибающий момент не более 5т·м). Глубину заложения опор в грунт принимаем равную 2,5 м.

Пролёты между опорами возушных линий принимаем:

- для проводов А70 - 37 м;

- для проводов А50 – 40 м;

- для проводов А34 – 45 м,

длины ответвлений к вводам в здания – не более 10м.

Крепление проводов выполним на изоляторах ТФ-20. Крепление проводов на промежуточных опорах выполним проволочными скрутками, а на концевых опорах – зажимами плашечными типа ПА.

Траверсы присоединяем проводниками диаметром 6 мм к нулевому проводу посредством зажимов ПА.

Для заземления опор используем один из стежрней стойки, к которому с двух сторон привариварены заземляющие элементы.

В качестве шинопроводов 0,4 кВ принимаем шинопровод ШРА73-400 с параметрами:

Iн ≤ 400А, Uн = 380 В,

rф= 0,15мОм/м,

хф=0,17мОм/м,

rN=0,162мОм/м,

хN=0,164мОм/м,

lш=0,7м.

Повторные заземления нулевого провода принимаем Rп. з.≤ 30 Ом.

3. Выбор оборудования и защиты линий сети элек троснабжения

3.1 Выбор предохранителей в сети 0,38 кВ и проверка защиты

Предохранители для линий 0,38 кВ выбираем по напряжению сети и рабочему току в начале линии из условий:

Uпр ³ Uсети и Iпр ³ Iл.(3.1)

Параметры линий и выбранных [4] предохранителей сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Параметры предохранителей в сети 0,38 кВ

--------------------------------------------------

Линия

|

Рабочий ток

линии Iл, А

| Параметры предохранителя |
---------------------------------------------------------
Тип |

Номинальный ток предохранителя,

А

|

Номинальный ток плавкой

вставки,

А

|

Предельный ток отключения при

U =380 В, кА

|
---------------------------------------------------------
1 | 50,1 |

ПП 40

(ТУ16-90 ИГПН 646727.001ТУ)

| 25-630 | 63 | 200 |
---------------------------------------------------------
2 | 24,3 | 40 |
---------------------------------------------------------
3 | 42,6 | 63 |
---------------------------------------------------------
4 | 130 | 160 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Как следует из таблицы 3.1, выбранные предохранители удовлетворяют условиям (3.1). Для проверки предохранителей на отключающую способность и быстродействие необходимо определить возможные максимальные и минимальные токи короткого замыкания.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

Составим схему замещения линии 1 электропередачи сети 0,38 кВ. Намечаем на схеме замещения расчётные точки 1 и 14. В точке 15 ток однофазного КЗ не учитываем, т. к. он заведомо больше, чем в точке 14 (длина участка до т. 15 короче, чем до т.14). Рассчитываем параметры схемы замещения линии 1.

Сопротивления прямой последовательности трансформатора [4], приведённые к ступени низшего напряжения

rT1 = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.17,5 мОм;

хТ1 = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.41,5 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т1, обмотки которого соединены по схеме «звезда-звезда с нулем», принимаем по данным таблицы п.5.3 [4]

rT0 = 10 rT1 =175 мОм;хТ0 = 7 хТ1 =290,5 мОм.

Сопротивления прямой последовательности с учётом двух болтовых соединений на фазу шинопровода ШРА73-400:

rш1 = 0,006·2 + 0,15∙0,7 = 0,012 + 0,105 = 0,1117 мОм;

хш1 = 0,17∙0,7 = 0,119 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопровода принимаем по рекоменциям [4] как

rш0 = rш1 + 3rN = 0,105 +3·0,162 = 0,591 мОм;

хш0 =7,5 хш1 = 7,5·0,119 = 0,893 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности участка 1-2 кабельной линии с жилами А35 (r0 = 0,89 Ом/км, х0 = 0,064 Ом/км):

r1-21 = 0,89·0,09 = 80 мОм;

х1-21 = 0,064·0,09 = 5,8 мОм.

Полное сопротивление нулевой последовательности участка 1-2 из кабеля ААШв (табл. п.6.13 [4]):

z1-20 = 1,83·0,09 = 164,7 мОм.

Для участка 2-14 кабельной линии:

r2-141 = 0,89·0,033 = 29,4 мОм;

х2-141 = 0,064·0,033 = 2,1 мОм;

z2-140 = 1,83·0,033 = 60,4 мОм.

Определяем сопротивления прямой последовательности до точки 1

R1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке 1:

IКЗ. макс = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.5,1 кА.

Проверяем предельную отключающую способность предохранителя ПП 40 с предельным током вставки Iпр = 200 кА:

Iпр ≥ Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;(3.2)

Iпр = 200 кА ≥ Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Условие (3.2) выполняется, значит, выбранный предохранитель ПП 40 при максимальном расчётном токе КЗ не разрушится. Рассчитаем минимальный ток КЗ в точке 14. Суммарные сопротивления линии до точки 14 равны

r1Σ = 17,62 + 29,4 = 47,02 мОм;

х1Σ = 41,62 + 2,1 = 43,72 мОм;

z0Σ = 164,7 + 60,4 = 225,1 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке 14 будет равен

2,4 кА.

По графику время - токовой характеристики плавкой вставки (рис.6.2 [4]) принятый предохранитель при токе 2,4 кА разорвёт цепь за 0,05 с. Следовательно, выбранный предохранитель ПП 40 проходит.

Проверим чувствительность и быстродействие защит линий 4, 2 и 3 предохранителями ПП 40 с плавкими вставками на 160А, 40А и 63А.

Сопротивления прямой последовательности до точек «0» линий:

R1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке «0»:

IКЗ. макс = Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.5,1 кА.

Предельная отключающая способность предохранителей ПП 40 с предельным током Iпр = 200 кА:

Iпр = 200 кА ≥ Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Предохранители выбраны правильно по предельной отключающей способности и не разрушатся при максимальном токе КЗ

Таблица 3.2–Результаты расчёта параметров схем замещения ВЛ0,4 кВ

--------------------------------------------------

Элемент

цепи

|

Сопротивления прямой

последовательности, мОм

|

Сопротивления обратной

последовательности, мОм

|
---------------------------------------------------------
активное | реактивное | активное | реактивное |
---------------------------------------------------------
Трансформатор | 17,5 | 41,5 | 175 | 290,5 |
---------------------------------------------------------
Шины РУ 0,4 | 0,117 | 0,119 | 0,591 | 0,893 |
---------------------------------------------------------

Участки

линии

№ 2

|

|

r0=0,588 Ом/км

77,6

|

x0=0,297 Ом/км

39,2

| 1,18 | 0,62 |
---------------------------------------------------------

а13

|

r0=0,588 Ом/км

11,7

|

x0=0,297 Ом/км

6,2

|
---------------------------------------------------------

а11

|

r0=0,83 Ом/км

86,3

|

x0=0,308 Ом/км

32,0

| 1,7 | 0,64 |
---------------------------------------------------------

Участки

линии

№ 3

|

|

r0=0,588 Ом/км

71,1

|

x0=0,297 Ом/км

35,9

| 1,18 | 0,62 |
---------------------------------------------------------
аб |

r0=0,588 Ом/км

63,5

|

x0=0,297 Ом/км

32,1

|
---------------------------------------------------------
бв |

r0=0,588 Ом/км

36,5

|

x0=0,297 Ом/км

18,4

|
---------------------------------------------------------
а12 |

r0=0,83 Ом/км

13,3

|

x0=0,308 Ом/км

4,9

| 1,7 | 0,64 |
---------------------------------------------------------
б5 |

r0=0,83 Ом/км

70,5

|

x0=0,308 Ом/км

26,2

|
---------------------------------------------------------
в6 |

r0=0,83 Ом/км

12,4

|

x0=0,308 Ом/км

4,6

|
---------------------------------------------------------
в7 |

r0=0,83 Ом/км

20,7

|

x0=0,308 Ом/км

7,7

|
---------------------------------------------------------
в9 |

r0=0,83 Ом/км

29,9

|

x0=0,308 Ом/км

11,1

|
---------------------------------------------------------

Участки

линии

№ 4

| 0а |

r0=0,42 Ом/км

19,3

|

x0=0,283 Ом/км

13,0

| 0,84 | 1,62 |
---------------------------------------------------------
аб |

r0=0,42 Ом/км

39,9

|

x0=0,283 Ом/км

26,9

|
---------------------------------------------------------
бв |

r0=0,42 Ом/км

51,2

|

x0=0,283 Ом/км

34,5

|
---------------------------------------------------------
вг |

r0=0,42 Ом/км

16,0

|

x0=0,283 Ом/км

10,7

|
---------------------------------------------------------
г4 |

r0=0,42 Ом/км

17,6

|

x0=0,283 Ом/км

11,9

|
---------------------------------------------------------
а2 |

r0=0,588 Ом/км

21,8

|

x0=0,297 Ом/км

11,0

| 1,18 | 0,62 |
---------------------------------------------------------
б1 |

r0=0,83 Ом/км

12,4

|

x0=0,308 Ом/км

4,6

| 1,7 | 0,64 |
---------------------------------------------------------
в3 |

r0=0,83 Ом/км

34,9

|

x0=0,308 Ом/км

12,9

|
---------------------------------------------------------
г8 |

r0=0,83 Ом/км

40,7

|

x0=0,308 Ом/км

15,1

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Определим минимальные токи КЗ в линиях. С учётом схемы линии 2 суммарные сопротивления от точки «0» до точки «11»:

r1Σ = 17,62 + 77,6 + 86,3 = 181,5 мОм;

х1Σ = 41,62 + 39,2 + 32 = 112,8 мОм;

r0Σ = 175,591 + 1,18 + 1,7 = 178,5 мОм;

х0Σ = 291,393 + 0,62 + 0,64 = 292,6 мОм.

Суммарные сопротивления от точки «0» до точки «13»:

r1Σ = 17,62 + 77,6 + 11,7 = 106,9 мОм;

х1Σ = 41,62 + 39,2 + 6,2 = 87,0 мОм;

r0Σ = 175,591 + 2·1,18 = 177,9 мОм;

х0Σ = 291,393 +2·0,62 = 292,6 мОм.

Ток однофазного КЗ воздушной линии

,(3.3)

где КСЗ = 0,77 с учётом трёхметровой длины вертикальных заземлителей и III зоны климата;

KR = KX = 0,96 – поправочные коэффициенты на заземлители.

1,044 кА.

1,332 кА.

По наименьшему из токов КЗ проверяем быстродействие предохранителя с номинальным током плавкой вставки 40А. Быстродействие плавкой вставки 40А при токе 1,044 кА составляет 1с. Предохранитель ПП40 удовлетворяет.

Из анализа схемы замещения линии №3 видно, что наименьшие токи КЗ могут возникнуть в точке «5» или в точке «9». Определим суммарные сопротивления от точки «0» до точки «5»:

r1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 70,5 = 222,7 мОм;

х1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 26,2 = 135,8 мОм;

r0Σ = 175,591 + 2·1,18 + 1,7 = 179,6 мОм;

х0Σ = 291,393 + 2·0,62 + 0,64 = 293,3 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «5» воздушной линии №3:

0,894 кА.

Суммарные сопротивления в линии №3 от точки «0» до точки «9»:

r1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 36,5 + 29,9 = 218,6 мОм;

х1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 18,4 +11,1 = 139,1 мОм;

r0Σ = 175,591 + 3·1,18 + 1,7 = 180,8 мОм;

х0Σ = 291,393 + 3·0,62 + 0,64 = 293,9 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «9» воздушной линии №3:

0,893 кА.

Так же ток КЗ, равный 893А, приведёт к расплавлению плавкой вставки 63А, защищающей линию №3 за время около 1,4 с, что приемлимо.

На основании анализа схемы замещения линии №4 принимаем, что наименьший ток КЗ будет в точке «8». Определим суммарные сопротивления до этой точки:

r1Σ = 17,62 + 19,3 + 39,9 + 51,2 + 16 + 40,7 = 184,7 мОм;

х1

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Реконструкция электроснабжения колхоза Прогресс". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 660

Другие дипломные работы по специальности "Физика":

Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Смотреть работу >>

Математическое моделирование пластической деформации кристаллов

Смотреть работу >>

Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Смотреть работу >>

Электроснабжение судоремонтного завода

Смотреть работу >>

Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"

Смотреть работу >>