Дипломная работа: Реконструкция электроснабжения колхоза "Прогресс"

; ,

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

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

Определяем координаты

;

 м;

;

 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 электроснабжения 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 электроснабжения 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. Электроснабжение 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 []

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

,(2.2)

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

;(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

 = 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 электроснабжения 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 электроснабжения.

Одновременно с выбором трансформаторов производим выбор мощности компенсирующих устройств в сети электроснабжения 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 кВ i-го приемника без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки, определяется по формуле:

.(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 =  ≤ 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 кВ объекта

 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 =  = 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 электроснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки

2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах

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

Потери активной (кВт) и реактивной (квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам:

,(2.8)

,(2.9)

где  и  - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

 - ток холостого хода трансформатора, %;

uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

N - количество трансформаторов;

- фактический коэффициент загрузки трансформаторов.

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

. (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

 кВА.

Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах

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

 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

 кВА.

Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 – Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах

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 электроснабжения:

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

Основываясь на принципах построения внутренних сетей предприятия и учитывая особенности проектирования электроснабжения 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·,(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·+.(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:

, 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:

.(2.18)

Максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7