Системы электроснабжения элеватора

Содержание

Введение 6

1 Краткая характеристика предприятия 7

2 Электроснабжение 9

2.1 Определение расчетных нагрузок зданий 9

2.1.1 Построение картограммы электрических нагрузок 10

2.1.2 Определение центра электрических нагрузок предприятия 13

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения 15

2.2.1 Определение количества трансформаторных подстанций 15

2.2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения 18

2.2.3 Выбор напряжения внутреннего электроснабжения 18

2.2.4 Определение расчетных нагрузок 21

2.2.5 Компенсация реактивной мощности 21

2.2.6 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП - 10/0,4 кВ 22

2.2.7 Выбор сечений КЛ - 0,38 кВ с учетом технико-экономического сравнения вариантов 23

2.2.8 Выбор сечений КЛ - 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения 24

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения 34

2.3.1 Выбор схемы внешнего электроснабжения 34

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия 34

2.3.3 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения 35

2.3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения 36

  1. Выбор оптимального сечения питающей линии 10 кВ 41

2.4 Расчет токов короткого замыкания 43

2.4.1 Расчет токов к.з. на напряжении 0,38 кВ 48

2.5 Проверка оборудования по условиям работы в режиме к.з 48

2.5.1 Выбор высоковольтных выключателей 48

2.5.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 53

2.5.3 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности 53

2.5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 55

2.5.5 Выбор разрядников, предохранителей и заземляющих ножей 55

2.5.6 Выбор шин 55

2.5.7 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з. 56

2.5.8 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ 57

2.6. Защита сетей от аварийных режимов 58

2.6.1 Защита линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 58

2.6.2 Защита от перенапряжений 66

3 Обеспечение пожарной безопасности сельских установок 67

4 Организация эксплуатации 72

5 Охрана труда и окружающей среды 76

5.1 Мероприятия по электробезопасности объекта 76

5.2 Расчет защитного заземления 76

5.2.1 Охрана окружающей среды 77

6 Основные технико-экономические показатели проекта 79

Заключение 80

Список использованной литературы 81

Реферат

Пояснительная записка содержит: страниц 85, таблиц 17.

Ключевые слова: электрическая энергия, напряжение, солнечные батарей, оборудование, короткое замыкание, трансформатор, защита, затраты.

В данном дипломном проекте при реконструкции системы электроснабжения элеватора рассматриваются задачи: расчет электрических нагрузок, выбор схем внешнего и внутреннего электроснабжения.

Определение количества трансформаторов и их номинальной мощности, расчет сечений кабельных линий, выбор пускозащитной аппаратуры, т.е. предохранителей, автоматических выключателей, производится выбор оборудования в схемах внешнего и внутреннего электроснабжения по условиям работы в режиме короткого замыкания, обзор мероприятий по охране труда, расчет и определение количества обслуживающего персонала, расчет ориентировочной оценки необходимых капитальных вложений.

Введение

С научно-техническим процессом связано техническое перевооружение всех отраслей сельскохозяйственного производства. В условиях интенсивного развития современного животноводства на промышленной основе важной задачей является создание и поддержание в животноводческих помещениях микроклимата, который обеспечивает оптимальные зоологические санитарно-ветеринарные условия содержания животных.

Современная индустриальная технология производства продукции животноводства предъявляет высокие требования к условиям содержания животных. Большое значение имеет контроль физиологического состояния, текущей массы и продуктивности животных.

Комплексная механизация и автоматизация работ на животноводческих фермах предусматривает такой набор машин, механизмов, электродвигателей и аппаратов управления, который обеспечивает выполнение производственного процесса без непосредственного участия человека, функции которого сводятся к периодическому контролю. Внедрение системы электрифицированных машин в сельскохозяйственное производство позволит завершить комплексную механизацию и автоматизацию трудоемких процессов в животноводстве, повысить производительность труда, улучшить качество продукции и снизить затраты на ее производство.

Сельским энергетикам предстоит решать большой круг задач не только по правильному выбору направлений электрификации и автоматизации производственных процессов, но и по надежности и качеству монтажных работ, по эффективным методам эксплуатации электроустановок, по организации рационального потребления электроэнергии, по обеспечению безаварийной и безопасной работы установок, по всемерной экономии электроэнергии путем предотвращения ее потерь, повышение коэффициента мощности, правильного подбора электрооборудования к рабочим машинам, по умению правильно спланировать работу установок в течение суток, составить график их включения в наиболее благоприятные для энергосистем часы. Весьма ответственная задача – обеспечить электробезопасность обслуживающего персонала и противопожарную безопасность.

Решение вопросов оптимизации систем электроснабжения невозможно без применения различных математических методов, позволяющих осуществить выбор наиболее экономически целесообразного варианта. Основными вопросами электроснабжения, требующими математического анализа, являются:

Выбор и применение рационального числа трансформаций. В настоящее время имеют место системы электроснабжения с недопустимо большим количеством трансформаций.

Выбор и применение рациональных напряжений. Применение рациональных напряжений дает значительную экономию в потерях электроэнергии.

правильный выбор места размещения цеховых и главных распределительных и понизительных подстанций. Расположение питающих подстанций в соответствующих центрах электрических нагрузок обеспечивает минимальные годовые приведенные затраты.

Определение основных показателей электрической нагрузки предприятия. Правильное определение нагрузок способствует решению общей задачи оптимизации систем электроснабжения.

Рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, а также схем электроснабжения и их параметров ведет к сокращению потерь электроэнергии и повышению надежности систем электроснабжения.

Общая задача оптимизации систем электроснабжения включает рациональные решения по выбору сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации и диспетчеризации и другие технические и экономические решения в системах электроснабжения.


1 Краткая характеристика предприятия

ТОО «Арзамасское» организовано в 1995 году. Основными направлениями хозяйственной деятельности являются выращивание зерновых культур и животноводство. ТОО «Арзамасское» располагается в Узункольском районе Костанайской области в зоне сухого резкоконтинентального климата с суровой зимой и относительно жарким летом, в лесостепной зоне. Преобладающее направление ветра - юго-западное. Почвенные условия земель производственной зоны вполне благоприятны. ТОО «Арзамасское» надежно связано транспортными коммуникациями с г. Костанай.

Расчетные климатические условия

Минимальная расчетная температура

-40 Со

Максимальная расчетная температура

+40 Со

Среднегодовая температура

0 Со

Расчетная толщина стенки гололеда

15 мм

Расчетная скорость ветра

32 м/с

Число грозовых часов в году

40-60 ч

Расчетное удельное сопротивление грунта

100 Ом/м

Система электроснабжения животноводческого комплекса ТОО «Арзамасское» была введена в эксплуатацию в 1972г году и к настоящему времени морально и физически устарела.

Питание производственной зоны выполняется по одной воздушной линии 10 кВ выполненной проводом марки А-50 на деревянных опорах с железобетонными приставками. ВЛ-10 кВ к настоящему времени отслужила свой нормативный срок и представляет опасность в дальнейшей эксплуатации из-за сверхнормативного загнивания деревянных стоек опор, ослабления механической прочности проводов и ослабления линейной изоляции. Распределительные линии 0,38 кВ выполнены воздушными проводом марки А, сечением от 25 до 50 мм2 подвешенным на деревянных опорах с железобетонными приставками. Техническое состояние ВЛ 0,38 кВ на сегодняшний день не удовлетворительно из-за низкой механической прочности проводов и опор, а так же низкого уровня линейной изоляции. Состояние силовых трансформаторов 10/0,4 кВ и оборудования комплектных трансформаторных подстанций не позволяет их дальнейшую эксплуатацию из-за низкого уровня изоляции и разрушения металлоконструкций. Кроме того, силовые трансформаторы работают с перегрузкой, из-за чего не обеспечивается качественный уровень напряжения у потребителей и сдерживается повышение электровооруженности предприятия.

Учитывая вышеизложенное, можно сделать вывод, что существующая система электроснабжения животноводческого комплекса ТОО «Арзамасское» морально и физически устарела, не отвечает требованиям надежного и качественного электроснабжения, сдерживает рост электровооруженности предприятия и требует полной замены.

2 Электроснабжение

2.1 Определение расчетных нагрузок зданий

Расчетные силовые нагрузки определяем по методу коэффициента спроса. Расчеты будем вести на основе овчарни на 1200 голов. Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогично, поэтому в дальнейшем результаты вычислений будем сводить в соответствующие таблицы.

Исходные данные на проектирование.

  1. Генеральный план фермы.
  2. Сведения об электрических нагрузках фермы.
  3. Стоимость электроэнергии 12 тенге/ кВт*ч
  4. Расстояние от источника питания до завода 4,0 км

Используя значение коэффициента спроса, а также номинальную (установленную) мощность потребителей, можно определить силовую расчетную активную нагрузку группы потребителей или объекта [2].

Р= КР , (1)

где К- коэффициент спроса группы силовых электроприёмников, определяем по справочным данным [2];

Р- установленная мощность потребителя, кВт.

Р= кВт

Расчетная силовая реактивная нагрузка определяется по выражению [2]:

Q= Р tg (2)

где tg- коэффициент реактивной мощности нагрузки (соответствует характерному для группы cos).

Q= кВАр

Расчетная нагрузка электроосвещения определяется по методу удельной мощности на единицу производственной площади по выражениям [2]:

Р = Р F (3)

Q = Рtg (4)

где Р- удельная мощность электроосвещения, определяем по справочным данным [2];

F – площадь освещаемой территории, м

tg- тангенс угла, соответствующий cos=0,9

Р = = 32,40 кВт

Q = кВАр

Суммарные расчётные нагрузки определяем по выражениям [2]:

Р = Р+ Р (5)

Q= Q+ Q (6)

Р = 152+32,4=184,4 кВт

Q= 110,96+23,652 =134,612 кВАр

Полная расчетная нагрузка на вводе потребителя:

(7)

кВА

Расчет нагрузок для остальных потребителей на 0,38 кВ выполняем аналогично, результаты расчета сводим в таблицу 1.

2.1.1 Построение картограммы электрических нагрузок

Картограмма нагрузок дает первое представление о распределении нагрузок по территории объекта. Для выбора схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма нагрузок. Для этой цели на генеральном плане предприятия наносим в масштабе электрическую нагрузку в виде кругов, площади которых представляют собой электрические нагрузки потребителей.

Радиус круга, представляющего активные электрические нагрузки потребителей, определяем по выражению [2]:

(8)


Таблица 1

Расчет электрических нагрузок напряжением 0,38 кВ

№

НАИМЕНОВАНИЕ

Ру,кВт

Кс

cos j

tg j

F , м2

Pуд, Вт/м2

Рр.о.,кВт

Рр,кВт

Рр1,кВт

Qр.о.,кВт

Qр.,кВт

Qр1.,кВт

Sр.,кВт

1

Лаборатория на 1200 голов

190

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

152

184,4

23,652

110,96

134,612

228,31

2

Лаборатория на 1200 голов

190

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

152

184,4

23,652

110,96

134,612

228,31

3

Лаборатория на 1200 голов

190

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

152

184,4

23,652

110,96

134,612

228,31

4

Лаборатория на 1200 голов

190

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

152

184,4

23,652

110,96

134,612

228,31

5

Лаборатория на 1200 голов

190

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

152

184,4

23,652

110,96

134,612

228,31

6

Лаборатория на 800 маток ягнения

200

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

160

192,4

23,652

116,8

140,452

238,21

7

Лаборатория на 800 маток ягнения

200

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

160

192,4

23,652

116,8

140,452

238,21

8

Лаборатория на 800 маток ягнения

200

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

160

192,4

23,652

116,8

140,452

238,21

9

Лаборатория на 800 маток ягнения

200

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

160

192,4

23,652

116,8

140,452

238,21

10

Лаборатория на 800 маток ягнения

200

0,8

0,8

0,73

2160

15

32,4

160

192,4

23,652

116,8

140,452

238,21

11

Бригадный дом

50

0,85

0,9

0,46

150

25

3,75

42,5

46,25

1,725

19,55

21,275

50,909

12

Автовесы

30

0,9

0,9

0,46

12

20

0,24

27

27,24

0,1104

12,42

12,5304

29,984

13

Кормоцех

300

0,7

0,75

0,86

100

20

2

210

212

1,72

180,6

182,32

279,62

14

Склад кормов

75

0,7

0,7

1

120

5

0,6

52,5

53,1

0,6

52,5

53,1

75,095

15

Пункт искусственного осеменения

40

0,8

0,8

0,73

100

25

2,5

32

34,5

1,825

23,36

25,185

42,715

16

Ветамбулатория

60

0,85

0,9

0,46

300

25

7,5

51

58,5

3,45

23,46

26,91

64,393

17

Гараж

45

0,7

0,7

1

250

15

3,75

31,5

35,25

3,75

31,5

35,25

49,851

18

Площадка для ветобработки овец

20

0,9

0,7

1

900

3

2,7

18

20,7

2,7

18

20,7

29,274

19

Пожарное депо

30

0,8

0,8

0,73

175

15

2,625

24

26,625

1,9163

17,52

19,43625

32,965

20

Насосная станция

80

0,7

0,7

1

100

15

1,5

56

57,5

1,5

56

57,5

81,317

21

Очистные сооружения

85

0,7

0,7

1

400

5

2

59,5

61,5

2

59,5

61,5

86,974

 

Наружное освещение

 

 

 

 

89100

0,2

17,82

 

17,82

 

 

 

17,82

 

3173,5


где Р - расчетная активная мощность с учетом освещения, кВт;

= 3,14;

m – масштаб, кВт/см.

Масштаб выбираем равным 0,1 из условия, чтобы наименьшую мощность можно было показать, и самая большая мощность поместилась на генеральном плане.

Нагрузка освещения выделяется в данном геометрическом изображении отдельно в виде сектора с углом , который рассчитываем по выражению [2]:

= (9)

== 63,254

Вычисленные радиусы кругов электрических нагрузок потребителей сводим в таблицу 2.

2.1.2 Определение центра электрических нагрузок

Для нахождения места расположения главной понизительной подстанции (ГПП) или главного распределительного пункта (ГРП) необходимо найти условный центр электрических нагрузок (ЦЭН) . ГПП или ГРП должны располагаться как можно ближе к ЦЭН.

Координаты ЦЭН по активной нагрузке определяем следующим образом [2]:

(10)

(11)

где Р - расчетные нагрузки потребителей, кВт;

X, Y – расстояние от центра круга по картограмме нагрузок до координатных осей X и Y, выбранных произвольно, см.


Таблица 2

Построение картограммы электрических нагрузок

№

НАИМЕНОВАНИЕ

Рi,кВт

Qi,кВАр

m, кВт/см

rа,см

rр,см

Pp.о., кВт

,град

1

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

3,14

0,1

24,2335

20,7051

32,4

63,254

2

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

3,14

0,1

24,2335

20,7051

32,4

63,254

3

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

3,14

0,1

24,2335

20,7051

32,4

63,254

4

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

3,14

0,1

24,2335

20,7051

32,4

63,254

5

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

3,14

0,1

24,2335

20,7051

32,4

63,254

6

Лаборатория на 1000 маток ягнения

192,4

140,452

3,14

0,1

24,7536

21,1495

32,4

60,624

7

Лаборатория на 1000 маток ягнения

192,4

140,452

3,14

0,1

24,7536

21,1495

32,4

60,624

8

Лаборатория на 1000 маток ягнения

192,4

140,452

3,14

0,1

24,7536

21,1495

32,4

60,624

9

Лаборатория на 1000 маток ягнения

192,4

140,452

3,14

0,1

24,7536

21,1495

32,4

60,624

10

Лаборатория на 1000 маток ягнения

192,4

140,452

3,14

0,1

24,7536

21,1495

32,4

60,624

11

Бригадный дом

46,25

116,4

3,14

0,1

12,1364

19,2536

3,72

28,956

12

Автовесы

27,24

27,275

3,14

0,1

9,31405

9,32004

0,24

3,1718

13

Кормоцех

212

12,53

3,14

0,1

25,9838

6,317

2

3,3962

14

Склад кормов

53,1

182,32

3,14

0,1

13,0042

24,0964

0,6

4,0678

15

Пункт искусственного осеменения

34,5

53,1

3,14

0,1

10,482

13,0042

2,5

26,087

16

Ветамбулатория

58,5

25,185

3,14

0,1

13,6494

8,95584

7,5

46,154

17

Гараж

35,25

26,91

3,14

0,1

10,5953

9,25746

2,75

28,085

18

Площадка для ветобработки овец

20,7

35,25

3,14

0,1

8,11933

10,5953

2,7

46,957

19

Пожарное депо

26,62

20,7

3,14

0,1

9,20745

8,11933

2,625

35,5

20

Насосная станция

57,5

19,43

3,14

0,1

13,5322

7,86632

1,5

9,3913

21

Очистные сооружения

61,5

57,5

3,14

0,1

13,995

13,5322

2

11,707


Для определения ЦЭН по реактивной нагрузке в расчетные выражения подставляем значения расчётной реактивной мощности Q [2].

(12)

(13)

Результаты определения ЦЭН сводим в результирующую таблицу 3.

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1. Определение количества трансформаторных подстанций

При определении количества ТП в СЭС предприятия руководствуемся принципом максимального приближения электрической энергии на высоком напряжении к местам её потребления. При определении количества ТП исходим прежде всего из величины максимальной мощности на вводе потребителя. Для СЭС промышленных потребителей доказано, что если нагрузка потребителей превышает 250 кВА, то для неё целесообразно устанавливать отдельную ТП. Исходя из этого количество ТП, необходимое для каждого потребителя определяем по выражению [2]:

(14)

Кроме того необходимо учитывать количество трансформаторов ТП и их максимальную мощность. Для промышленных предприятий, относящихся ко второй категории по надёжности электроснабжения, обычно проектируются двух трансформаторное ТП. При выборе мощности силовых трансформаторов учитываем возможность аварийной перегрузки трансформаторов.


Таблица 3

Определение центра электрических нагрузок предприятия

№

НАИМЕНОВАНИЕ

Рр1,кВт

Qр1,кВАр

Xi,см

Yi,см

Pi*Xi,кВт*см

Qi*Xi,кВАр*см

Pi*Yi,кВт*см

Qi*Yi,кВАр*см

1

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

8,5

18

1567,4

1144,202

3319,2

2423,016

2

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

8,5

14

1567,4

1144,202

2581,6

1884,568

3

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

8,5

10,5

1567,4

1144,202

1936,2

1413,426

4

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

8,5

6,5

1567,4

1144,202

1198,6

874,978

5

Лаборатория на 1200 голов

184,4

134,612

8,5

3

1567,4

1144,202

553,2

403,836

6

Лаборатория на 800 маток ягнения

192,4

140,452

25

18

4810

3511,3

3463,2

2528,136

7

Лаборатория на 800 маток ягнения

192,4

140,452

25

14

4810

3511,3

2693,6

1966,328

8

Лаборатория на 800 маток ягнения

192,4

140,452

25

10,5

4810

3511,3

2020,2

1474,746

9

Лаборатория на 800 маток ягнения

192,4

140,452

25

6,5

4810

3511,3

1250,6

912,938

10

Лаборатория на 800 маток ягнения

192,4

140,452

25

3

4810

3511,3

577,2

421,356

11

Бригадный дом

46,25

116,4

11,5

26,5

531,875

1338,6

1225,625

3084,6

12

Автовесы

27,24

27,275

9,7

26

264,228

264,5675

708,24

709,15

13

Кормоцех

212

12,53

10,5

22

2226

131,565

4664

275,66

14

Склад кормов

53,1

182,32

14,5

25

769,95

2643,64

1327,5

4558

15

Пункт искусственного осеменения

34,5

53,1

4,2

22,5

144,9

223,02

776,25

1194,75

16

Ветамбулатория

58,5

25,185

3

26,5

175,5

75,555

1550,25

667,4025

17

Гараж

35,25

26,91

13

21

458,25

349,83

740,25

565,11

18

Площадка для ветобработки овец

20,7

35,25

1,5

22

31,05

52,875

455,4

775,5

19

Пожарное депо

26,62

20,7

6,5

26,5

173,03

134,55

705,43

548,55

20

Насосная станция

57,5

19,43

16

28

920

310,88

1610

544,04

21

Очистные сооружения

61,5

59,5

16,5

1,5

1014,75

981,75

92,25

89,25

 

Итого

2578,66

2011,42

 

 

39611,28

30733,09

33356,55

27229,09


При проектировании ориентируемся на коэффициент аварийной перегрузки равный 1,4.

Согласно ПТЭ перегрузку в 40% трансформаторы марки ТМ допускают в течение 2ч. С учетом этого максимальная расчетная нагрузка одной внутрицеховой ТП составит [2]:

Поэтому для потребителей с мощностью больше Sколичество ТП больше одного [2].

(15)

Результаты определения количества ТП сводим в результирующую таблицу 4.

2.2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Выбор схемы внутреннего электроснабжения производим, исходя из особенностей генерального плана фермы, категории надежности электроснабжения электроприёмников потребителей, режима работы электрической сети. Исследуя генеральный план, и определяя категорию надежности потребителей по справочным данным, выбираем конфигурацию схемы электрической сети – радиальная или магистральная.

Наиболее ответственные и наиболее мощные потребители запитываем по радиальным ЛЭП, менее ответственные и менее мощные потребители запитываем по магистральным ЛЭП.

2.2.3 Выбор напряжения внутреннего электроснабжения

Номинальное напряжение электрической сети значительно влияет на технико-экономические показатели СЭС. Электроприёмниками фермы являются электродвигатели напряжением 380В и 10000В, электронагреватели и электроосвещение. На стороне до 1000В в схемах внутреннего электроснабжения предприятия в настоящее время наибольшее распространение получило напряжение 0,38 кВ. В связи с тем, что силовые электроприёмники на стороне выше 1000 В имеют номинальное напряжение 10 кВ и применение других стандартных значений напряжения приведёт к удорожанию СЭС за счет применения специальных трансформаторов, то напряжение 10кВ является оптимальным.


Таблица 4

Определение количества ТП

№ п.п

Наименование

Sрсум,кВА

NТП1

NТП2

Принятое кол-во ТП

№ потр. запитанных от ТП

1

Лаборатория на 1200 голов

228,31

0,91324

0,10192

0

 

2

Лаборатория на 1200 голов

228,31

0,91324

0,10192

0

 

3

Лаборатория на 1200 голов

228,31

0,91324

0,10192

1

1,2,3,4,5

4

Лаборатория на 1200 голов

228,31

0,91324

0,10192

0

 

5

Лаборатория на 1200 голов

228,31

0,91324

0,10192

0

6

Лаборатория на 1000 маток ягнения

228,31

0,91324

0,10192

0

 

7

Лаборатория на 1000 маток ягнения

228,31

0,91324

0,10192

0

8

Лаборатория на 1000 маток ягнения

228,31

0,91324

0,10192

1

6,7,8,9,10,21

9

Лаборатория на 1000 маток ягнения

228,31

0,91324

0,10192

0

10

Лаборатория на 1000 маток ягнения

228,31

0,91324

0,10192

0

 

11

Бригадный дом

50,9

0,2036

0,02272

0

12

Автовесы

29,984

0,11994

0,01339

0

13

Кормоцех

279,62

1,11848

0,12483

0

14

Склад кормов

75,095

0,30038

0,03352

1

11,12,13,14,15,16,17,18,19,20

15

Пункт искусственного осеменения

42,715

0,17086

0,01907

0

16

Ветамбулатория

64,393

0,25757

0,02875

0

17

Гараж

49,851

0,1994

0,02225

0

18

Площадка для ветобработки овец

29,274

0,1171

0,01307

0

19

Пожарное депо

32,965

0,13186

0,01472

0

20

Насосная станция

81,317

0,32527

0,0363

0

21

Очистные сооружения

86,974

0,3479

0,03883

0


2.2.4 Определение расчетных нагрузок ТП – 10 / 0,38 кВ

Расчетную нагрузку на шинах низкого напряжения ТП определяем суммированием нагрузок всех потребителей подключенных к ТП с учетом коэффициента одновременности К [2].

(16)

(17)

где К- коэффициент одновременности, принимаем равным 1 при одном потребителе; равным 0,9 при числе потребителей больше 1[2].

(18)

кВА

По заданным выражениям определяем расчетную мощность каждой ТП предприятия, результаты вычислений сводим в таблицу 5.

Таблица 5

Определение расчетных нагрузок ТП 10/0,38кВ

ТП

Рр1,кВт

Qр,кВАр

Кр.м.

Pр.тп,кВт

Qр.тп,кВАр

Sр.тп,кВА

ТП1

571,665

454,21

0,9

514,499

408,789

657,12796

ТП2

922

673,06

0,9

829,8

605,754

1027,3782

ТП3

1023,5

763,76

0,9

921,15

687,384

1149,3538

2.2.5 Компенсация реактивной мощности

Как правило, в промышленных сетях наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной, обусловленный ростом промышленных силовых нагрузок. Для выполнения задач баланса реактивной мощности, снижения потерь электрической энергии, регулирования напряжения, применяется важное техническое мероприятие, называемое компенсацией реактивной мощности. Наиболее распространенным средством компенсации РМ на промышленных предприятиях являются батареи конденсаторов, устанавливаемые на шинах 0,38 кВ ТП.

Необходимую мощность конденсаторных установок для компенсации РМ определяем по выражению [2]:

= – (19)

= – = 239,004 кВАр

Принимаем для реактивной нагрузки ТП-1 две конденсаторные установки УКБ-0,38-150 У3 и УКБ-0,38-100 кВАр. Общая мощность конденсаторных установок составляет 150 кВАр. Расчетная нагрузка ТП-1 с учетом компенсации:

(20)

=538,45 кВА

Расчет мощностей конденсаторных установок остальных ТП сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Компенсация реактивной мощности

ТП

Pр.тп,кВт

Qр.тп,кВАр

Sр.тп,кВА

cos

Qбк,кВАр

Тип БК

Qбк.ст.,кВАр

Sр.тп1,кВА

cos к

ТП1

514,5

408,789

657,1283

0,783

239,004

УКБ-0,38-150-УКБ-0,38-100

250

538,45

0,96

ТП2

829,8

605,754

1027,378

0,8077

331,92

УКБ-0,38-200-УКБ-0,38-150

350

868,32

0,96

ТП3

921,15

687,384

1149,354

0,8015

383,405

2хУКБ-0,38-200

400

964,94

0,95

2.2.6 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП – 10 / 0,4 кВ

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, цеховых ТП предприятий производят при соответствующем технико-экономическом обосновании.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику приведенных расчетных затрат. Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов выполняется по полной расчетной нагрузке потребителей, подключенных к рассматриваемой подстанции, с учетом компенсации реактивной мощности.

Приведенные затраты метода по выбору номинальной мощности трансформатора определяются по следующему выражению [3]:

З = (Ен + Ра/100) ·К + (Рх · 8760 + К32· Рк · )· Цэ , (21)

где К – капитальные затраты на проектирование трансформаторной подстанции соответствующей ступени мощности, тыс. тенге;

Кз – коэффициент загрузки , Кз = Sр / (n · Sн), где n – количество трансформаторов подстанции [2].

Рассчитаем приведенные затраты для ТП цеха металлообработки.

Так как расчетная мощность ТП с учетом компенсации равна 384,61 кВА, выбираем трансформатор с номинальной мощность 400 кВА, учитывая, что трансформатор может работать с 40% перегрузкой. По справочнику определяем потери холостого хода, короткого замыкания, стоимость трансформатора.

Рх=1,55 кВт, Рк.з=5,5 кВт, К=312 тыс.тен.

З = 0,184·312+(1,45·8760+0,4532·5,5·3000) ·12/1000=153,20 тыс.тен./год

Для этой же ТП просчитываем затраты на трансформаторы с большей мощностью. По результатам расчетов выбираем трансформатор с наименьшими затратами.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.

2.2.7 Выбор сечения кабельных линий 0,38 кВ

При выборе сечения жил кабельных линий должны соблюдаться нормативные технические и экономические требования.

Сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей, характеризующих возможные варианты, позволяет произвести выбор наилучшего решения.

Выбираемые сечения проводников КЛ должны обязательно отвечать нормативным техническим требованиям:

  • расчетный ток линии не должен быть больше допустимого по длительному нагреву тока для данного сечения проводника;
  • сечение проводника должно быть термически стойким к протеканию токов к.з.;
  • потеря напряжения в проводнике не должна превышать допустимое значение;
  • выбранное сечение должно обеспечивать надежное срабатывание аппаратов защиты и запуск мощных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (для КЛ-0,38 кВ).

Выбранное сечение проводников должно обеспечивать минимальные приведенные расчетные затраты на передачу электроэнергии. Мы используем метод непосредственного определения расчетных затрат для стандартного сечения кабеля [2].

, (22)

где р- отчисления от стоимости КЛ,

k- удельная стоимость одного км линии,

kЗ – коэф. загрузки,

Руд – удельные потери мощности на ед. длины линии, при нагрузке, равной допустимой по нагреву.

По выражению (2.6) просчитываем приведенные расчетные затраты для нескольких стандартных сечений, начиная с минимально допустимого:

Выбор сечения КЛ 0,38 кВ сводим в таблицу 8.

2.2.8 Выбор сечения КЛ 10 кВ

Выбор сечения КЛ 10 кВ производится таким же образом. Результат сводим в таблицу 9.


Таблица 7

Выбор мощности трансформаторов ТП

ТП

Sрк,кВА

Sн,кВА

Sтр.ст.,кВА

Еа

Ра

Kт,т.т

Pх,кВт

Pк,кВт

Кз2

T,т.ч

Со,т/кВт*ч

З,т.т

Тип трансформатора

ТП1

538,45

384,61

400

0,12

0,064

312

1,45

5,5

0,453

3

12

153,20259

ТМ-400/10

 

 

384,61

630

0,12

0,064

432

2,27

7,6

0,183

3

12

239,62622

 

ТП2

868,32

620,23

630

0,12

0,064

432

2,27

7,6

0,475

3

12

239,70619

ТМ-630/10

 

 

620,23

1000

0,12

0,064

579

3,3

11,6

0,188

3

12

348,25315

 

ТП3

964,94

689,24

1000

0,12

0,064

579

3,3

11,6

0,233

3

12

348,27164

ТМ-1000/10

 

 

689,24

1600

0,12

0,064

768

4,5

16,5

0,091

3

12

474,78976

 


Таблица 8

Выбор сечения КЛ 0,38 кВ

Линия

F,мм2

L,км

К,тыс.тен

К1,тыс.т*км

Iраб,А

Iав,А

Iдл.доп.,А

DPуд,кВт/км

Кз

Кз2

DW*Цэ,т.т/год

(Ен+Ра/100)*К1,т.т/год

З,т.т/год

Fэк,мм2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП1-РП11

50

0,05

362

18,1

61,65

123,3

165

77

0,374

0,14

38,698

2,711

41,41

 

 

70

0,05

443

22,1

61,65

123,3

200

83

0,308

0,095

28,391

3,319

31,71

 

 

95

0,05

548

27,4

61,65

123,3

240

85

0,257

0,066

20,191

4,106

24,298

 

 

120

0,05

650

32,5

61,65

123,3

270

90

0,228

0,052

16,892

4,871

21,763

 

 

150

0,05

771

38,6

61,65

123,3

305

88

0,202

0,041

12,943

5,783

18,726

 

 

185

0,05

915

45,8

61,65

123,3

345

91

0,179

0,032

10,461

6,863

17,323

1х185

Продолжение таблицы 8

РП11-РП12

10

0,03

203

6,08

22,81

45,61

65

67

0,351

0,123

17,814

0,911

18,725

 

 

16

0,03

225

6,75

22,81

45,61

90

60

0,253

0,064

8,3211

1,013

9,3336

 

 

25

0,03

263

7,88

22,81

45,61

115

75

0,198

0,039

6,3706

1,181

7,5518

 

 

35

0,03

300

9

22,81

45,61

135

72

0,169

0,029

4,4379

1,35

5,7879

 

 

50

0,03

362

10,8

22,81

45,61

165

77

0,138

0,019

3,1771

1,627

4,8039

 

 

70

0,03

443

13,3

22,81

45,61

200

83

0,114

0,013

2,3309

1,991

4,3222

1х70

 

95

0,03

650

19,5

22,81

45,61

240

85

0,095

0,009

1,6577

2,923

4,5805

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП1-РП14

95

0,02

548

8,21

119

237,9

240

85

0,496

0,246

22,556

1,232

23,788

 

 

120

0,02

650

9,74

119

237,9

270

90

0,441

0,194

18,87

1,461

20,332

 

 

150

0,02

771

11,6

119

237,9

305

88

0,39

0,152

14,459

1,735

16,194

 

 

185

0,02

915

13,7

119

237,9

345

91

0,345

0,119

11,686

2,059

13,745

1х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

РП14-РП20

35

0,04

300

12

61,85

123,7

135

72

0,458

0,21

43,518

1,8

45,318

 

 

50

0,04

362

14,5

61,85

123,7

165

77

0,375

0,14

31,155

2,169

33,324

 

 

70

0,04

443

17,7

61,85

123,7

200

83

0,309

0,096

22,857

2,655

25,512

 

 

95

0,04

548

21,9

61,85

123,7

240

85

0,258

0,066

16,255

3,285

19,54

 

 

120

0,04

650

26

61,85

123,7

270

90

0,229

0,052

13,599

3,897

17,496

 

 

150

0,04

771

30,8

61,85

123,7

305

88

0,203

0,041

10,42

4,626

15,046

 

 

185

0,04

915

36,6

61,85

123,7

345

91

0,179

0,032

8,4218

5,49

13,912

1х185

Продолжение таблицы 8

ТП1-РП17

70

0,03

443

13,3

92,67

185,3

200

83

0,463

0,215

38,49

1,991

40,481

 

 

95

0,03

548

16,4

92,67

185,3

240

85

0,386

0,149

27,373

2,464

29,837

 

 

120

0,03

650

19,5

92,67

185,3

270

90

0,343

0,118

22,901

2,923

25,823

 

 

150

0,03

771

23,1

92,67

185,3

305

88

0,304

0,092

17,547

3,47

21,017

 

 

185

0,03

915

27,5

92,67

185,3

345

91

0,269

0,072

14,182

4,118

18,299

1х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РП17-РП15

25

0,08

263

21

54,76

109,5

115

75

0,476

0,227

97,934

3,15

101,08

 

 

35

0,08

300

24

54,76

109,5

135

72

0,406

0,165

68,224

3,6

71,824

 

 

50

0,08

362

28,9

54,76

109,5

165

77

0,332

0,11

48,842

4,338

53,18

 

 

70

0,08

443

35,4

54,76

109,5

200

83

0,274

0,075

35,833

5,31

41,143

 

 

95

0,08

548

43,8

54,76

109,5

240

85

0,228

0,052

25,484

6,57

32,054

 

 

120

0,08

650

52

54,76

109,5

270

90

0,203

0,041

21,32

7,794

29,114

 

 

150

0,08

771

61,7

54,76

109,5

305

88

0,18

0,032

16,336

9,252

25,588

 

 

185

0,08

915

73,2

54,76

109,5

345

91

0,159

0,025

13,203

10,98

24,183

1х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РП15-РП18

10

0,02

203

4,05

22,23

44,45

65

67

0,342

0,117

11,28

0,608

11,887

 

 

16

0,02

225

4,5

22,23

44,45

90

60

0,247

0,061

5,2688

0,675

5,9438

 

 

25

0,02

263

5,25

22,23

44,45

115

75

0,193

0,037

4,0338

0,788

4,8213

 

 

35

0,02

300

6

22,23

44,45

135

72

0,165

0,027

2,81

0,9

3,71

 

Продолжение таблицы 8

 

50

0,02

362

7,23

22,23

44,45

165

77

0,135

0,018

2,0117

1,085

3,0962

 

 

70

0,02

443

8,85

22,23

44,45

200

83

0,111

0,012

1,4759

1,328

2,8034

1х70

 

95

0,02

548

11

22,23

44,45

165

77

0,135

0,018

2,0117

1,643

3,6542

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП1-РП19

50

0,1

362

34,3

82,28

164,6

165

77

0,499

0,249

130,95

5,151

136,1

 

 

70

0,1

443

42

82,28

164,6

200

83

0,411

0,169

96,075

6,306

102,38

 

 

95

0,1

548

52

82,28

164,6

240

85

0,343

0,118

68,326

7,802

76,128

 

 

120

0,1

650

61,7

82,28

164,6

270

90

0,305

0,093

57,162

9,255

66,417

 

 

150

0,1

771

73,2

82,28

164,6

305

88

0,27

0,073

43,8

10,99

54,787

 

 

185

0,1

915

86,9

82,28

164,6

345

91

0,238

0,057

35,399

13,04

48,438

1х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РП19-РП16

35

0,03

300

9

48,98

97,95

135

72

0,363

0,132

20,468

1,35

21,818

 

 

50

0,03

362

10,8

48,98

97,95

165

77

0,297

0,088

14,653

1,627

16,28

 

 

70

0,03

443

13,3

48,98

97,95

200

83

0,245

0,06

10,75

1,991

12,742

 

 

95

0,03

548

16,4

48,98

97,95

240

85

0,204

0,042

7,6454

2,464

10,109

 

 

120

0,03

650

19,5

48,98

97,95

270

90

0,181

0,033

6,3961

2,923

9,3189

 

 

150

0,03

771

23,1

48,98

97,95

305

88

0,161

0,026

4,901

3,47

8,3705

 

 

185

0,03

915

27,5

48,98

97,95

345

91

0,142

0,02

3,961

4,118

8,0785

1х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 8

ТП2-РП1

2х70

0,06

885

53,1

173,6

347,3

400

166

0,434

0,188

135,14

7,965

143,11

 

 

2х95

0,06

1095

65,7

173,6

347,3

480

170

0,362

0,131

96,111

9,855

105,97

 

 

2х120

0,06

1299

77,9

173,6

347,3

540

180

0,322

0,103

80,407

11,69

92,098

 

 

2х150

0,06

1542

92,5

173,6

347,3

610

176

0,285

0,081

61,611

13,88

75,489

 

 

2х185

0,06

1830

110

173,6

347,3

690

182

0,252

0,063

49,795

16,47

66,265

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП2-РП2

2х70

0,02

885

13,3

173,6

347,3

400

166

0,434

0,188

33,786

1,991

35,777

 

 

2х95

0,02

1095

16,4

173,6

347,3

480

170

0,362

0,131

24,028

2,464

26,492

 

 

2х120

0,02

1299

19,5

173,6

347,3

540

180

0,322

0,103

20,102

2,923

23,024

 

 

2х150

0,02

1542

23,1

173,6

347,3

610

176

0,285

0,081

15,403

3,47

18,872

 

 

2х185

0,02

1830

27,5

173,6

347,3

690

182

0,252

0,063

12,449

4,118

16,566

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП2-РП4

2х70

0,04

885

35,4

173,6

347,3

400

166

0,434

0,188

90,096

5,31

95,406

 

 

2х95

0,04

1095

43,8

173,6

347,3

480

170

0,362

0,131

64,074

6,57

70,644

 

 

2х120

0,04

1299

52

173,6

347,3

540

180

0,322

0,103

53,605

7,794

61,399

 

 

2х150

0,04

1542

61,7

173,6

347,3

610

176

0,285

0,081

41,074

9,252

50,326

 

 

2х185

0,04

1830

73,2

173,6

347,3

690

182

0,252

0,063

33,196

10,98

44,176

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 8

ТП2-РП5

2х70

0,09

885

75,2

173,6

347,3

400

166

0,434

0,188

191,45

11,28

202,74

 

 

2х95

0,09

1095

93,1

173,6

347,3

480

170

0,362

0,131

136,16

13,96

150,12

 

 

2х120

0,09

1299

110

173,6

347,3

540

180

0,322

0,103

113,91

16,56

130,47

 

 

2х150

0,09

1542

131

173,6

347,3

610

176

0,285

0,081

87,283

19,66

106,94

 

 

2х185

0,09

1830

156

173,6

347,3

690

182

0,252

0,063

70,542

23,33

93,875

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП3-РП6

2х70

0,06

885

53,1

181,2

362,4

400

166

0,453

0,205

147,12

7,965

155,08

 

 

2х95

0,06

1095

65,7

181,2

362,4

480

170

0,377

0,142

104,63

9,855

114,48

 

 

2х120

0,06

1299

77,9

181,2

362,4

540

180

0,336

0,113

87,532

11,69

99,223

 

 

2х150

0,06

1542

92,5

181,2

362,4

610

176

0,297

0,088

67,071

13,88

80,949

 

 

2х185

0,06

1830

110

181,2

362,4

690

182

0,263

0,069

54,207

16,47

70,677

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП3-РП7

2х70

0,02

885

13,3

181,2

362,4

400

166

0,453

0,205

36,78

1,991

38,771

 

 

2х95

0,02

1095

16,4

181,2

362,4

480

170

0,377

0,142

26,157

2,464

28,621

 

 

2х120

0,02

1299

19,5

181,2

362,4

540

180

0,336

0,113

21,883

2,923

24,806

 

 

2х150

0,02

1542

23,1

181,2

362,4

610

176

0,297

0,088

16,768

3,47

20,237

 

 

2х185

0,02

1830

27,5

181,2

362,4

690

182

0,263

0,069

13,552

4,118

17,669

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 8

ТП3-РП9

2х70

0,04

885

35,4

181,2

362,4

400

166

0,453

0,205

98,079

5,31

103,39

 

 

2х95

0,04

1095

43,8

181,2

362,4

480

170

0,377

0,142

69,752

6,57

76,322

 

 

2х120

0,04

1299

52

181,2

362,4

540

180

0,336

0,113

58,354

7,794

66,148

 

 

2х150

0,04

1542

61,7

181,2

362,4

610

176

0,297

0,088

44,714

9,252

53,966

 

 

2х185

0,04

1830

73,2

181,2

362,4

690

182

0,263

0,069

36,138

10,98

47,118

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП3-РП10

2х70

0,09

885

75,2

181,2

362,4

400

166

0,453

0,205

208,42

11,28

219,7

 

 

2х95

0,09

1095

43,8

181,2

362,4

480

170

0,377

0,142

148,22

13,96

162,18

 

 

2х120

0,09

1299

52

181,2

362,4

540

180

0,336

0,113

124

16,56

140,57

 

 

2х150

0,09

1542

61,7

181,2

362,4

610

176

0,297

0,088

95,017

19,66

114,68

 

 

2х185

0,09

1830

73,2

181,2

362,4

690

182

0,263

0,069

76,793

23,33

100,13

2х185

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТП3-РП21

35

0,3

300

45

66,15

132,3

135

72

0,49

0,24

186,7

6,75

193,45

 

 

50

0,03

362

10,8

66,15

132,3

165

77

0,401

0,161

26,732

1,627

28,359

 

 

70

0,03

443

13,3

66,15

132,3

200

83

0,331

0,109

19,612

1,991

21,604

 

 

95

0,03

548

16,4

66,15

132,3

240

85

0,276

0,076

13,948

2,464

16,412

 

 

120

0,03

650

19,5

66,15

132,3

270

90

0,245

0,06

11,669

2,923

14,592

 

 

150

0,03

771

23,1

66,15

132,3

305

88

0,217

0,047

8,9412

3,47

12,411

 

 

185

0,03

915

27,5

66,15

132,3

345

91

0,192

0,037

7,2263

4,118

11,344

1х185

Таблица 9

Выбор сечения КЛ 10 кВ

Линия

F,мм2

L,км

К,тыс.тен

К1,тыс.т*км

Iраб,А

Iав,А

Iдл.доп.,А

Pуд,кВт/км

Кз2

W*Цэ,т.т/год

(Ен+Ра/100)*К1,т.т/год

З,т.т/год

Fэк,мм2

ГРП-ТП1

16

0,035

354

12,39

15,56

31,12

75

39

0,043

2,12

1,8585

3,974

 

 

25

0,035

381

13,335

15,56

31,12

90

40

0,03

1,51

2,0003

3,507

 

 

35

0,035

415,5

14,5425

15,56

31,12

115

42

0,018

0,97

2,1814

3,15

 

 

50

0,035

460,5

16,1175

15,56

31,12

140

44

0,012

0,68

2,4176

3,102

1х50

 

70

0,035

523,5

18,3225

15,56

31,12

165

44

0,009

0,49

2,7484

3,241

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГРП-ТП2

16

0,13

354

46,02

25,095

50,19

75

39

0,112

20,4

6,903

27,34

 

 

25

0,13

381

49,53

25,095

50,19

90

40

0,078

14,6

7,4295

21,98

 

 

35

0,13

415,5

54,015

25,095

50,19

115

42

0,048

9,36

8,1023

17,46

 

 

50

0,13

460,5

59,865

25,095

50,19

140

44

0,032

6,62

8,9798

15,6

 

 

70

0,13

523,5

68,055

25,095

50,19

165

44

0,023

4,76

10,208

14,97

1х70

 

95

0,13

601,5

78,195

25,095

50,19

205

50

0,015

3,51

11,729

15,24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГРП-ТП3

16

0,145

354

51,33

27,885

55,77

75

39

0,138

28,1

7,6995

35,84

 

 

25

0,145

381

55,245

27,885

55,77

90

40

0,096

20

8,2868

28,33

 

 

35

0,145

415,5

60,2475

27,885

55,77

115

42

0,059

12,9

9,0371

21,93

 

 

50

0,145

460,5

66,7725

27,885

55,77

140

44

0,04

9,11

10,016

19,13

 

 

70

0,145

523,5

75,9075

27,885

55,77

165

44

0,029

6,56

11,386

17,95

 

 

95

0,145

601,5

87,2175

27,885

55,77

205

50

0,019

4,83

13,083

17,91

1х95

 

120

0,145

684

99,18

27,885

55,77

240

54

0,013

3,81

14,877

18,68

 


2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия, начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия (ГРП или шины 6-10 кВ ГПП). Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы с одним приемным пунктом (ГПП, ГРП, РП). Для потребителей 1 и 2 категорий по надежности электроснабжения предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия

Полная расчетная нагрузка предприятия определяется по выражениям [2].

(23)

где Рр.ТП – суммарная расчетная активная мощность ТП, кВт;

Рр10кВ – суммарная расчетная активная мощность объектов, имеющих электрооборудование на напряжении 10 кВ;

k0 - коэффициент одновременности, k0=0.9 [2].

Ррпр. = (0,9 2265,5)/1000 = 2,04 МВт

(24)

где Qр.ТП – суммарная расчетная реактивная мощность ТП, кВАр;

Qр10кВ – суммарная расчетная реактивная мощность объектов, имеющих электрооборудование на напряжении 10 кВ;

k0 - коэффициент одновременности, k0=0.9.

Расчетная реактивная нагрузка ТП определяется с учетом установки в них компенсирующих устройств [2], т.е.

(25)

Qр.тпк = (1701,93 – 954,33) = 747,6 кВАр

Qp.пр. = (0,9 747,6)/1000 =0,673 МВАр

Полная расчетная нагрузка предприятия [2]:

(26)

SР.ПР = =2,15 МВА.

Коэффициент мощности электрической нагрузки предприятия в целом определяется по выражению [2]:

(27)

Значение коэффициента мощности электрической нагрузки предприятия должно находиться в диапазоне 0,93 – 0,97.

2.3.3 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

Величина напряжения в схеме внешнего электроснабжения предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уpовнями напряжения в них, расстоянием до источников питания, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами. Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели.

В дипломном проекте необходимо сравнить два основных варианта схем внешнего электроснабжения предприятия:

– вариант без трансформации питающей электроэнергии, установка на территории предприятия главного распределительного пункта (ГРП)

- вариант с трансформацией питающей электроэнергии, установка на территории предприятия главной понизительной подстанции (ГПП).

В первом случае напряжение в схеме внешнего электроснабжения будет таким же, что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения, т.е. 10 кВ. Во втором случае напряжение принимается из имеющихся стандартных напряжений (35 или 110 кВ) на источнике питания. Для этого предварительно следует найти величину рaционального напряжения (кВ), которую возможно оценить по формуле Стилла [2]:

(28)

где l – расстояние передачи электроэнергии, км;

Р – передаваемая мощность МВт.

= 25,52 кВ

По рассчитанному значению рационального напряжения принимают для сравнения ближайшее к нему стандартное (35 или 110 кВ).

Uст. = 35 кВ

2.3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Технико – экономический анализ вариантов схем внешнего электроснабжения заключается в сравнении приведенных расчетных затрат на сооружение ГРП или ГПП с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.

Приведенные затраты по варианту, [2]:

Зi = Ен · Кi + Игi (29)

где Кi – капиталовложение на строительство по варианту, тен;

Игi – соответствующие годовые издержки на эксплуатацию, тен/год;

Ен – нормативных коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12 [2,3,4] .

По каждому из сравниваемых вариантов проводятся соответствующие расчеты приведенных расчетных затрат и выбирается вариант с меньшими приведенными затратами.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГРП.

В этом случае Uн=10кВ. Определим рабочий ток линии [2]:

, (30)

А.

Определим сечение кабеля по экономической плотности тока [2]:

, (31)

где УЭК=1,3 – экономическая плотность тока для КЛ [3].

мм2.

Принимаем три кабеля сечением 70 мм2, так как они подходят по аварийному току 130,96 А. Iдоп=165 А. Принимаем кабель марки ААБ –10- 2(370)

Определяем капитальные затраты.

Капитальные затраты для ЛЭП [2]:

, (32)

где n- количество линий;

кО=523,5 тыс.тен./км – стоимость одного км линии;

l= 2 км – расстояние от подстанции до предприятия.

тыс.тен.

Капитальные затраты для ГРП [3]:

, (33)

где кВЯ=690·10 3тен. – стоимость вводной ячейки.

кТСН=367·10 3тен.- трансформатора собственных нужд ТМ25/10;

кТН=228·103 тен – стоимость трансформатора напряжения;

кСя=690·10 3 тен.- стоимость секционного выключателя.

КЛЯ=360·10 3 тен.- стоимость линейной ячейки.

n= 3 – количество линейных ячеек.

тыс. тен.

Общие капитальные затраты для варианта с ГРП [3]:

К1=КЛЭП+КГРП (34)

К1=4188+6110=10298 тыс. тен.

Определим приведенные затраты для первого варианта [3]:

Зi = Ен * Кi + Иi (35)

где Кi – капиталовложение на строительство по варианту ,тыс. тен;

Кi – соответствующие годовые издержки на эксплуатацию тыс. тен/год;

Ен – нормативных коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12.

Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются [3]:

Иi = Иа + Иоб + Ипэ (36)

где - издержки на амортизацию, тыс. тен/год [3];

ра=3% - амортизационные отчисления для КЛ-10кВ [3];

ра=6,4 – амортизационные отчисления для РУ-10кВ[3];

– издержки на обслуживание, тыс. тен/год [3];

роб=1,5% - отчисления на обслуживание для КЛ-10кВ[3].

- издержки на потери эл. энергии, тыс.

тен/год [2].

=3000 часов;

ЦЭ=12 тен/кВт*ч. – стоимость э/э.

тыс. тен/год;

тыс. тен/год;

тыс. тен/год

Иг= 516,68+154,47+1470,69 = 2141,84 тыс.тен/год

З1=0,1210298+2141,84 =3377,6 тыс. тен/год.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГПП.

В этом случае Uн=35 кВ. По формуле (30) определим рабочий ток линии:

А.

Определим сечение провода ВЛ по формуле (3.8).

УЭК=1,0 – экономическая плотность тока для ВЛ [2].

мм2.

Принимаем провод марки АС-70. Iдоп=265 А.

Определим номинальную мощность трансформатора ГПП с учетом 40% аварийной перегрузкой [2]:

, (37)

кВА.

Принимаем трансформатор ТМ-2500/35, Рхх=5,1кВт, Рк= 23,5кВт, К=1776 тыс.тен.

Определим капитальные затраты для ЛЭП [2]:

(38)

где - стоимость 1 км ВЛ

Определим капитальные затраты для подстанции [3]:

, (39)

где кОРУ-35=1800 тыс. тен,

кТР=1573,5 тыс. тен,

кЗРУ-10= кГРП-10=6110 тыс. тен.

тыс. тен.

Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:

, (40)

тыс. тен.

Определим годовые издержки на эксплуатацию:

Издержки на амортизацию:

тыс. тен/год;

Издержки на обслуживание:

тыс. тен/год,

где роб = 0,4 % - отчисления на обслуживание для ВЛ – 35 кВ.

Издержки на потери электрической энергии в электрических сетях определяются по выражению [2]:

Ип.э. = W Цэ (41)

где W - количество теряемой в электрических сетях электроэнергии, кВт ч. Цэ – стоимость потерь электроэнергии, тенг./кВт ч.

Стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях потребителей принимают равной тарифу на электроэнергию.

Количество теряемой в электрических сетях электроэнергии можно определить, суммируя потери энергии в линиях и трансформаторах [2]:

W = Wл + Wт (42)

Потери электроэнергии в линиях [2]:

(43)

где n – количество линий;

I – расчетный ток линии, А;

roi – удельное сопротивление линии, Ом/км;

- время максимальных потерь электроэнергии, ч;

L – длина линии, км.

кВтч

Потери электроэнергии в трансформаторах [2]:

Wт = 2(Рх Тв + кз2Рк ) (44)

где Рх, Рк – номинальные потери мощностей холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

кз - коэффициент загрузки элементов электрической сети, кВт

(кз = Sp/SHOM);

Тв, - время включения электрооборудования и максимальных потерь электроэнергии, час.

Wт = 2(5,18760 + (0,45)223,53000) = 117904,5 кВтч

Ип.э. = (117904,5+11581,73) 1110-3= 1424,34

Иг= 1285,09+102,79+1424,34 = 2812,22 тыс.тен/год

По формуле (35) определим приведенные затраты для второго варианта:

З2=0,1225697+2812,22=5895,86 тыс. тен/год.

3377,6 ‹ 5895,86

Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.

2.3.5 Выбор оптимального сечения питающей линии 10 кВ

Нахождение экономически целесообразного сечения питающей линии электропередачи осуществляется по тем же формулам и аналитическим выражениям, что и для кабельных линии 0,38 и 10 кВ.

Расчет сводим в таблицу 10.


Таблица 10

Выбор оптимального сечения питающей линии 10 кВ

Линия

F,мм2

L,км

К,тыс.тен

К1,тыс.т*км

Iраб,А

Iав,А

Iдл.доп.,А

Pуд,кВт/км

Кз2

W*Цэ,т.т/год

(Ен+Ра/100)*К1,т.т/год

З,т.т/год

Fэк,мм2

 ПС-ГРП

70

4

523,5

2094

65,48

130,96

165

44

0,157

997,849

314,1

1311,9

 

 

95

4

601,5

2406

65,48

130,96

205

0,102

734,585

360,9

1095,5

 

 

120

4

684

2736

65,48

130,96

240

54

0,074

578,83

410,4

989,23

 

 

150

4

781,5

3126

65,48

130,96

275

56

0,057

457,196

468,9

926,1

 

 

185

4

885

3540

65,48

130,96

310

57

0,045

366,211

531

897,21

1х185

 

240

4

1064

4254

65,48

130,96

355

58

0,034

284,152

638,1

922,25

 

Принимаем кабель марки ААБ-10-2(3х185)


  1. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания выполняется на основании расчетной схемы системы электроснабжения, в которой должны быть учтены сопротивления всех элементов системы электроснабжения, влияющие на величину токов к.з. Расчетная схема электроснабжения объекта заменяется эквивалентной схемой замещения (рисунок 1), в которой все элементы системы электроснабжения представлены активными и реактивными сопротивлениями.

За базисные величины (обычно их обозначают буквами со звездочкой) принимают базисную мощность и базисное напряжение. Базисные напряжения для схемы замещения принимаем для каждой ступени напряжения равные средне номинальному значению напряжения соответствующей ступени из следующего ряда: 0,4; 6,3; 10,5; 37,5; 115; 230 кВ.

Рисунок 1 Эквивалентная схема замещения для расчета токов к.з.

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения по выражению [7]:

, кА (45)

кА

кА

Реактивное сопротивление системы

Последовательно, от источника питания до цеховых ТП, согласно схеме замещения, определяются активные и реактивные сопротивления питающей ЛЭП.

Рассчитаем сопротивления питающей линии [7].

(46)

где rо=0,125 Ом/км – удельное сопротивление кабеля марки ААБ -10-2(3х185), X0 =0,07 Ом/км

Uб- базисное напряжение первой ступени.

(47)

По формулам (46) и (47) рассчитываем активное и реактивное сопротивления линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 11.

Таблица 11

Расчет сопротивлений линий

№ Расчётной точки

Местоположение расчётной точки

Uб,кВ

Iб,кА

L, км

r0, Ом/км

х0, Ом/км

rл, Ом/км

хл, Ом/км

К-1

Шины 10 кВ ГРП

10,5

5,51

4

0,125

0,07

0,454

0,254

К-2

Шины 0,4 кВ ТП-1

0,4

144,5

0,035

0,59

0,09

12,91

1,9688

К-3

Шины 0,4 кВ ТП-2

0,4

144,5

0,13

0,42

0,086

34,13

6,9875

К-4

Шины 0,4 кВ ТП-3

0,4

144,5

0,145

0,31

0,083

28,09

7,5219

Определяем сопротивления ТП.

Полное сопротивление ТП определяем по выражению[7]:

, (48)

где UК%- напряжение короткого замыкания,

SН.Т.- ном. мощность трансформатора, МВА.

Активное сопротивление ТП определяем по выражению[7]:

, (49)

где РК- потери короткого замыкания, МВт.

Реактивное сопротивление ТП определяем по выражению[7]:

(50)

Полное сопротивление ТП1.1:

Активное сопротивление ТП1.1:

Реактивное сопротивление ТП3:

Сопротивления остальных ТП рассчитываются аналогично. Расчет сводим в таблицу 12.

После определения сопротивлений элементов сети определяются результирующие сопротивления до точек КЗ на схеме замещения по формуле [7]:

(51)

Таблица 12

Расчет сопротивлений ТП.

ТП

Pк, кВТ

Pх, кВт

Uк,%

Sнт, кВА

Rтр, Ом

Zтр, Ом

Xтp, Ом

ТП1

5,5

1,45

4,5

400

3,4375

11,25

10,712

ТП2

7,6

2,27

5,5

630

1,91484

8,73

8,51741

ТП3

11,6

3,3

5,5

1000

1,16

5,5

5,37628

где rрез ,xрез , результирующие активное и реактивное сопротивления до каждой расчетной точки КЗ по схеме замещения.

Рассчитав результирующие сопротивления элементов сети до точек КЗ, определяют установившееся значения трехфазного тока короткого замыкания в расчетных точках КЗ по схеме замещения, по формуле [7]:

(52)

Установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной схеме (металлическое замыкание) [7]:

(53)

Мгновенные значения ударного тока в точках КЗ в расчетной схеме замещения [7]:

(54)

где Ку – ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения x/r.

kу- ударный коэффициент [3,5,6].

Расчет значений токов короткого замыкания для удобства рассмотрения и анализа сводят в таблицу 13.


Таблица 13

Расчет токов к.з.

№ Расчётной точки

Местоположение расчётной точки

Uб,кВ

Iб,кА

Zрез

I(3)к,кА

I(2)к,кА

Ку

iу,кА

Iу,кА

Sк,МВА

К-1

Шины 10 кВ ГРП

10,5

5,51

0,52

10,6006

9,22248

1,3

19,489

16,961

192,8

К-2

Шины 0,4 кВ ТП-1

0,4

144,5

13,06

11,0681

9,62924

1,35

21,131

18,816

7,668

К-3

Шины 0,4 кВ ТП-2

0,4

144,5

34,83

4,14836

3,60907

1,28

7,5093

6,4714

2,874

К-4

Шины 0,4 кВ ТП-3

0,4

144,5

29,08

4,96849

4,32259

1,35

9,4858

8,4464

3,442


2.4.1 Расчет токов к.з. на напряжении 0,38 кВ

Для линий напряжением 0,38 кВ требуется определить минимальное значение однофазного тока короткого замыкания (в конце линий), которое определяется методом именованных единиц по выражению [2]:

,кА (55)

где ZT – сопротивление трансформатора при 1-но фазных к. з.

ZП ф-о – сопротивление петли “фаза-ноль” кабеля 0,38 кВ

ZT и ZП ф-о принимается по справочным данным 2,3,4.

Результаты расчета однофазных токов к.з. сводят в таблицу 14.

2.5 Выбор т проверка электрооборудования по режиму работы при коротких замыканиях

Все элементы распределительного устройства проектируемого ГПП предприятия должны надёжно работать в условиях длительных, нормальных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов, шин, кабелей и других элементов очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих в эксплуатации.

Электрическое оборудование в СЭС должно отвечать следующим основным требованиям.

2.5.1 Выбор высоковольтных выключателей

1. Изоляция электрического аппарата должно соответствовать напряжению электрической установки [5].

(56)

10 = 10

2. Рабочий ток аппарата в максимальном режиме меньше значения его номинального тока [5].

(57)

65,48< 630

3. Аппарат противостоит электродинамическому действию токов


Таблица 14

Расчет однофазных токов к.з.

Линия

Тип трансформатора

Zто ,Ом

Сечение кабеля ,мм2

Длина,км

Zп.уд.,ом\км

Zп,ом

Zто+Zп,ом

Iк1,А

ТП1-РП11

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,05

0,21

0,011

0,08

2913,91

РП11-РП12

ТМ-400\10

0,065

1х70

0,03

0,55

0,017

0,08

2699,39

ТП1-РП14

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,02

0,21

0,004

0,07

3179,19

РП14-РП20

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,04

0,21

0,008

0,07

2997,28

ТП1-РП17

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,03

0,21

0,006

0,07

3085,55

РП17-РП15

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,08

0,21

0,017

0,08

2689,49

РП15-РП18

ТМ-400\10

0,065

1х70

0,02

0,55

0,011

0,08

2894,74

ТП1-РП19

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,1

0,21

0,021

0,09

2558,14

РП19-РП16

ТМ-400\10

0,065

1х185

0,03

0,21

0,006

0,07

3085,55

ТП2-РП1

ТМ-630\10

0,043

2х185

0,06

0,21

0,013

0,06

3956,83

ТП2-РП2

ТМ-630\10

0,043

2х185

0,02

0,21

0,004

0,05

4661,02

ТП2-РП4

ТМ-630\10

0,043

2х185

0,04

0,21

0,008

0,05

4280,16

ТП2-РП5

ТМ-630\10

0,043

2х185

0,09

0,21

0,019

0,06

3554,12

ТП3-РП6

ТМ-1000\10

0,027

2х185

0,06

0,21

0,013

0,04

5555,56

ТП3-РП7

ТМ-1000\10

0,027

2х185

0,02

0,21

0,004

0,03

7051,28

ТП3-РП9

ТМ-1000\10

0,027

2х185

0,04

0,21

0,008

0,04

6214,69

ТП3-РП10

ТМ-1000\10

0,027

2х185

0,09

0,21

0,019

0,05

4793,03

ТП3-РП21

ТМ-1000\10

0,027

1х185

0,15

0,21

0,032

0,06

3760,68


короткого замыкания [5].

(58)

где iуд.уст. – ударный ток к.з. в цепи, где установлен аппарат, кА;

i.пс.с.. – номинальный ток электродинамической стойкости аппарата, кА.

16,9 < 324. При коротком замыкании температура токоведущих частей не должна превышать предельно допустимого значения [5]

(59)

где tпр – приведенное время протекания тока,

tк – каталожное время.

tпр = tк = 0,015(с)

(10,6)20,015= 1,68 < (12,5)2 0,015=2,3

5. Предельно отключаемый ток выключателей должен быть больше максимального тока к.з. в месте его установки [5].

(60)

12,5 > 10,6

6. Допустимая предельная мощность выключателя должна быть больше мощности к.з. в месте его установки [5].

(61)

(62)

31012,5 = 216,5 > 31010,6= 183,38

Принимаем высоковольтный выключатель марки ВВ/TEL-10-12,5/630-У2-41

Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводят в таблицу 15.


Таблица 15

Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

Расч параметры

Iн, А

iу, кА

Iк2·tпр, кА2·с

Sк, МВА

Параметры выключателя

Iн, А

iу, кА

Iтс2·t, кА2·с

Sот, МВА

Питающая

65,48

16,9

1,68

183,38

BB/TEL-10-12,5/630-У2-41(4шт)

630

32

2,3

216,5

W1

32,12

18,8

1,83

191,34

BB/TEL-10-12,5/630-У2-41(2шт)

630

32

2,3

216,5

W2

50,19

6,47

0,25

71,62

BB/TEL-10-12,5/630-У2-41(2шт)

630

32

2,3

216,5

W3

55,77

8,44

0,36

85,81

BB/TEL-10-12,5/630-У2-41(2шт)

630

32

2,3

216,5

Секционный

65,48

5,3

1,68

183,38

BB/TEL-10-12,5/630-У2-41

630

32

2,3

216,5


2.5.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока

Условие выбора трансформаторов тока [5]:

а) Uном.Т.Т. Uном.сети (63)

10 =10

б) Iном. Iраб.мах. (64)

200 65,48

в) kдин. . . I1ном. iуд. (65)

150 2200 = 42,3 > 16,9

г) (kT . I1ном.)2 . tT Вк (66)

(90200)21,05=340,2 > 117,98

Принимаем трансформатор тока марки ТПЛ -10-200 (16 шт)

Выбор трансформаторов тока на напряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводим в таблицу 16.

Трансформаторы напряжения

Условие выбора трансформаторов напряжения: [5]

а) Uном.Т.Н. Uном.сети (67)

10 = 10

б) S2ном.Т.Н. S2 (68)

где S2 – вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

  1. > 8 9= 72

Принимаем трансформаторы напряжения НТМИ -10-71У3 ( 2 шт.)

2.5.3 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

Условие выбора трансформаторов тока нулевой последовательности [5]:

а) Uном.Т.Т. Uном.сети (69)

10 =10


Таблица 16

Выбор трансформаторов тока на напряжение выше 1000 В

Расч. Пар.

Iн, А

Кдин 2 Iном, кА

(Кт Iном)2 tт, кА2·с

Пар. трансформатора

Iн, А

iу, кА

Iтс2·t, кА2·с

Питающая

65,48

42,3

8100

ТПЛ - 10-200 (16 шт)

200

16,96

117,98

W1

32,12

10,575

8100

ТПЛ - 10-50 (8 шт)

50

18,81

128,99

W2

50,19

21,15

8100

ТПЛ - 10-100 (8 шт)

100

6,47

17,99

W3

55,77

21,15

8100

ТПЛ - 10-100 (8шт)

100

8,44

25,83

Секционный

65,48

21,15

8100

ТПЛ - 10-100 (6 шт)

100

16,96

117,98


б) Iном в. Iраб.с.. (70)

4500 > 31,12

Принимаем для линии W1 ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности на напряжениемнапряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводим в таблицу 17.

Таблица 17

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

Расч. Пар.

Iн, А

Пар. трансформатора

Iн, А

W1

31,12

ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)

4500

W2

50,19

ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)

4500

W3

55,77

ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)

4500

  1. Выбор трансформаторов собственных нужд

Электроприемниками собственных нужд ГРП являются освещение, вентиляция, электрообогрев приборов, электроприводы выключателей и т.п. В соответствии с типовыми решениями для питания собственных нужд принимают 2 трансформатора ТМ 25/10.

2.5.5 Выбор предохранителей и заземляющих ножей

На напряжение Uном.=10 кВ принимаем:

  1. Предохранители марки ПКТ-101-10/5 – 2 шт;
  2. марки ПКН-001-10 2 шт.
  3. Заземляющие ножи ЗР-10-У3 – 9 шт.

  1. Выбор шин

Условие выбора шин [5]:

а) Uном. Uном.сети (71)

10 =10

б) Iдоп. Iраб.мах. (72)

165 > 65,48

в) Sш. Sэк= Iраб./jэк, (73)

где - коэффициент изменения нагрузки, 1;

jэк – экономическая плотность тока, ( 1,1 …1,4)

0,44 > 1 65,4810-3/1,1 = 0,059

Принимаем шину АД31-Т (60Х4).

2.5.7 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з.

Для выбора термически устойчивого к токам к.з. сечения жил кабелей необходимо иметь значения установившегося тока к.з. и возможное время прохождения этого тока через кабель.

Определение сечения по термической стойкости выполняется по выражению:

(74)

где – расчетный коэффициент, для кабеля ААБ – 10 кВ = 12;

tn – время протекания тока к.з.

Для времени действия защит равного 1,2 с tn из зависимости tn = f(t) составит 1,6 с.

Для данных условий:

Принятое сечение кабеля питающей линии составляет 185 мм2, т.е. кабель термически устойчив к токам к.з.

Результаты проверки кабелей 10 кВ по термической стойкости к токам к.з. сводим в таблице 18

Таблица 18

Результаты проверки кабелей 10 кВ по термической стойкости к токам к.з.

Линия

Sт

I3кtф,кАс

Принятый кабель

Питающая

160,89

12,98

ААБ-10-2(3х185)

Л1

83,5

5,5

ААБ-10-2(3х95)

Л2

76,95

5,07

ААБ-10-2(3х95)

Л3

92,14

6,07

ААБ-10-2(3х95)

2.5.8 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ

Условия выбора автоматических выключателей [2]:

а) по напряжению

Uавт. Uсети (75)

0,38 = 0,38

б) по номинальному току

Iн.авт. Iр.мах. (76)

400 > 123,3

в) по номинальному току теплового расцепителя

Iн.р.. kH . Iр.мах (77)

где kH – коэффициент надежности, kH = 1,1...1,3;

250 > 1,1 123,3= 135,53

г) по предельно отключаемому току

Iпр.от.авт. Iк(3) (78)

12,5 > 11,06

д) по условию отключения однофазных к.з.

(79)

2913,91/200 = 14,56 > 3

Принимаем выключатель марки ВА 51-37

Данные выбора автоматов сводят в таблицу 19.

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Защита линий электропередачи напряжением выше 1кВ

Для защиты кабельных линий 10 кВ и цеховых трансформаторов 10/0,4 кВ предусматриваем устройство релейной защиты на каждой отходящей линии. Схема релейной защиты представлена на рис.2

  1. Определяем минимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени на реле [7]:

, (80)

где кн – коэффициент надежности (1,3 – 1,4);

кв – коэффициент возврата реле (0,6 – 0,8);

кСП – коэффициент самозапуска (1,1 – 1,3);

Ip.max – максимальный рабочий ток, А.

  1. Определяем максимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени [7]:

, (81)

где кч – коэффициент чувствительности (1,5).

  1. Определяем ток срабатывания защиты [7]:

Iс.з.1 Iс.з. Iс.з.2

(82)

  1. Определяем ток срабатывания реле защиты [7]:

, (83)

где ксх – коэффициент схемы (1);

nTT – коэффициент трансформации трансформатора тока№

  1. Уточняем ток срабатывания защиты [7]:

(84)

  1. Определяем коэффициент чувствительности защиты [7]:

(85)

Полученное значение коэффициента чувствительности должно быть больше чем 1,5, в противном случае ток срабатывания защиты необходимо пересчитать на меньшее значение.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

  1. Определяем ток срабатывания токовой отсечки [7]:

(86)


Таблица 19

Результаты выбора автоматических выключателей на 0,38 кВ

Линия

Данные сети

Данные выключателя

Iр макс, А

I к,кА

I к мин,А

Тип,марка

I ном,А

I н расц,А

Iпр откл,А

Iк\Iн р

ТП1-РП11

123,3

11,06

2913,91

ВА51-37

400

200

50

14,57

ТП1-РП12

45,61

11,06

2699,39

ВА51-35

400

100

50

26,99

ТП1-РП14

237,9

11,06

3179,19

ВА51-37

400

320

50

9,935

РП14-РП20

123,7

11,06

2997,28

ВА51-35

400

200

50

14,99

ТП1-РП17

185,3

11,06

3085,55

ВА51-35

400

200

50

15,43

РП17-РП15

109,5

11,06

2689,49

ВА51-35

400

200

50

13,45

РП15-РП18

44,45

11,06

2894,74

ВА51-35

400

100

50

28,95

ТП1-РП19

164,6

11,06

2558,14

ВА51-35

400

200

50

12,79

РП19-РП16

97,95

11,06

3085,55

ВА51-35

400

100

50

30,86

ТП2-РП1

347,3

4,14

3956,83

ВА51-37

400

400

50

9,892

ТП2-РП2

347,3

4,14

4661,02

ВА51-37

400

400

50

11,65

ТП2-РП4

347,3

4,14

4280,16

ВА51-37

400

400

50

10,7

ТП2-РП5

347,3

4,14

3554,12

ВА51-37

400

400

50

8,885

ТП3-РП6

362,4

4,96

5555,56

ВА51-37

400

400

50

13,89

ТП3-РП7

362,4

4,96

7051,28

ВА51-37

400

400

50

17,63

ТП3-РП9

362,4

4,96

6214,69

ВА51-37

400

400

50

15,54

ТП3-РП10

362,4

4,96

4793,03

ВА51-37

400

400

50

11,98

ТП3-РП21

132,3

4,96

3760,68

ВА51-35

400

200

50

18,8


Q

КА1 КА3

КА2 КА4

ТА1 ТА2

КА5

ЗЗП-1

ТА

Рис. 2 Схема релейной защиты КЛ – 10 кВ.

КА-1 КА-2 – токовая отсечка

КА-3 КА-5 – МТЗ

ЗЗП-1 – защита от замыканий на землю

  1. Определяем ток срабатывания реле отсечки [7]:

(87)

  1. Уточняем ток срабатывания отсечки [7]:

(88)

Выполняем защиту питающей линии

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 200 А.

2,31>1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 300 А.

Выполняем защиту отходящей линии 1

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 200А.

2,4>1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 300 А.

Выполняем защиту отходящей линии 2

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 150А.

2,4 > 1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 250 А.

Выполняем защиту отходящей линии 3

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 200А

2,16 > 1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 250 А.

2.6.2 Защита линий от перенапряжений

Условие выбора разрядников [5]:

а) Uном. Uном.сети (89)

10 =10

Принимаем разрядники РВО – 10 (4 шт.)


3 Обеспечение пожарной безопасности сельских установок

В настоящее время около донной трети пожаров в сельском хозяйстве происходит от электрического тока, из них 78% - прямое следствие коротких замыканий (кз). Статистика пожаров и специальные исследования показывают , что традиционные средства защиты в электроустановках - предохранители и автоматические выключатели – не могут обеспечить пожаробезопасность при коротких замыканиях.

В качестве эффективной меры электропожарозащиты можно считать устройства защитного отключения по току утечки (УЗО). Их разрабатывали как средства обеспечения электробезопасности людей и животных. Этим определялись их функциональные возможности и выбор параметров. Однако реальные условия эксплуатации электроустановок в сельском хозяйстве препятствуют широкому применению УЗО и вызывают скептическое отношение к ним обслуживающего персонала. Основные недостатки большинства УЗО связаны с выполнением ими узкоограниченных функций, отсутствием возможности регулирования уставки, низкой стабильностью параметров, внезапными и зачастую ложными срабатываниями.

При целевой ориентации УЗО, как средства противопожарной защиты , вопросы расширения функций и параметров становятся определяющими. Необходимо также решение проблем стабильной и надежной работы защиты при металлических КЗ в защищаемой сети. Во многих УЗО уже первое короткое замыкание приводит к намагничиванию сердечника дифференциального трансформатора тока (ДТТ), который является датчиком входного сигнала. Это вызывает изменение чувствительности и нестабильную работу защиты.

Наиболее распространенная конструкция ДТТ имеет магнитопровод тороидальной формы, выполненный из пермаллоя. Первичными обмотками ДТТ служат питающие провода защищаемой сети. Вторичная обмотка равномерно располагается на магнитопроводе.

ЭДС (Е) вторичной обмотки трансформатора зависит от магнитной проницаемости сердечника:

Е = F(о) (90)

где о – магнитная постоянная;

– относительная магнитная проницаемость. Она определяется крутизной кривой зависимости магнитной индукции В от напряженности поля Н, т.к. о = dB/dH.

Поскольку крутизна гистерезисной петли в нормальном режиме (точки a, c,d,k,l,a) , когда ДТТ работает при малом первичном токе, отличается от крутизны петли гистерезиса после намагничивания сердечника током КЗ (точки А,C,D,K,L,A), изменится и ЭДС вторичной обмотки ДТТ при том же первичном токе. Намагничивание сердечника током короткого замыкания приведет к уменьшению уставки срабатывания защиты по току утечки.

В общем случае после прерывания тока в первичной цепи ЭДС вторичной обмотки ДТТ может не только уменьшаться, но и увеличиваться , если в предшествующем режиме сердечник трансформатора был намагничен. Экспериментальные данные показывают , что уставка устройств защитного отключения может уменьшиться или увеличиться в 2-3 раза.

Для предотвращения подобных эффектов применяются настройка устройств защитного отключения при предварительно намагниченном сердечнике ДТТ до остаточной индукции, специальная технология изготовления сердечников, а также используют материалы с малым коэффициентом прямоугольности петли гистерезиса. Однако все эти меры малоэффективны, не всегда применимы и поэтому не могут быть рекомендованы для широкого использования.

Учитывая это, нами реализовано два способа стабилизации характеристик ДТТ, обеспечивающие размагничивание сердечника после каждого короткого замыкания.

Первый способ заключается в переводе трансформатора тока при значительном увеличении первичного тока в режим короткого замыкания и осуществляется путем включения параллельно вторичной обмотке полупроводникового ключа. Ключ отпирается при достижении ЭДС вторичной обмотки ДТТ определенного критического значения. При этом ток во вторичной обмотке оказывает размагничивающее действие на сердечник трансформатора. Поэтому он переходит в режим работы на промежуточных циклах гистерезисной петли – вместо предельного при отсутствии ключа. За счет этого снижается остаточная индукция после отключения первичного тока и происходит стабилизация выходных характеристик ДТТ. Однако в этом случае полное размагничивание сердечника не обеспечивается.

Другой более эффективный способ основан на подключении параллельно вторичной обмотке ДТТ предварительно заряженного конденсатора после каждого срабатывания УЗО. При этом в LC-контуре, образуемом конденсатором с обмоткой ДТТ , происходит вспомогательный колебательный процесс, обеспечивающий размагничивание трансформатора по безгистерезисной кривой, т.е. установление его рабочей точки в начальный участок кривой намагничивания.

Номинальное значение емкости конденсатора выбираем таким, чтобы резонансная частота LC-контура была выше промышленной частоты защищаемой сети. Это необходимо для исключения влияния резонанса на промышленной частоте сети во время срабатывания устройства защитного отключения. Данный способ реализован в многофункциональном устройстве защиты и контроля УЗК-01 – защитном аппарате, существенно отличающемся от выпускаемых промышленностью УЗО.

Устройство осуществляет защиту от всех видов КЗ, перегрузки и токов утечки на землю, имеет предупредительную сигнализацию о снижении качества изоляции с возможностью передачи сигнала в цепь диспетчерской или пожарной сигнализации, обеспечивает возможность выбора параметров в широких пределах для реализации в каждом конкретном случае максимальной безопасности, позволяет в рабочем режиме защищаемой сети производить периодические оценки состояния изоляции. УЗК-01 может применяться для защиты от поражения электрическим током людей и животных и от пожароопасных режимов линий электропередачи, электропроводок и электрооборудования при групповом и индивидуальном подключении.

На базе устройства такого типа может строиться селективная защита сетей 0,38 кВ, начиная от шин трансформаторных подстанций ( при переходе на режим электроснабжения ТТ ) и кончая отдельными электроприемниками.

Устройство УЗК-01 (функциональная схема приведена на листе № 7 графической части дипломного проекта) содержит ДТТ, узел стабилизации его характеристик СТ, ограничитель напряжения ОН, делитель напряжения с нелинейной амплитудной характеристикой ДН, активный полосовой фильтр ПФ, каналы защиты и сигнализации, блок питания БП и автоматический выключатель ВА.

Узел стабилизации характеристик предназначен для исключения остаточной намагниченности сердечника ДТТ. Ограничитель напряжения защищает входные цепи УЗК-01 от перегрузок. Делитель напряжения используется для расширения диапазона чувствительности защиты, повышения надежности работы при малых уставках благодаря разграничению близких по величине сигналов малого уровня.

Активный полосовой фильтр выполнен на операционном усилителе с частотно-зависимой отрицательной обратной связью и служит для выделения и усиления сигнала промышленной частоты 50 Гц.

В канале защиты формируется сигнал, управляющий автоматическим выключателем, в канале сигнализации – индикатором Ик.

В канал защиты входят компаратор Кп1, предназначенный для сравнения порогового напряжения, соответствующего уставке по току , с величиной сигнала на выходе ПФ, интегратор Ит1, используемый для задания времени срабатывания УЗК-01 в зависимости от уставки по току и действительной величины тока утечки, ключ, управляющий независимым расцепителем ВА.

Канал сигнализации по назначению аналогичен каналу защиты.

Таблица 20

Техническая характеристика УЗК-01

Номинальное напряжение защищаемой сети

380/220В

Рабочий ток в защищаемой сети

125А

Пределы регулирования уставки отключения по току утечки

30,50,100,300,500,1000 мА

Продолжение таблицы 20

Пределы регулирования уставки срабатывания сигнализации по току утечки

20,40,80,200,400,800 мА

Диапазон времени срабатывания защиты от тока утечки

0,1…2 с

Время срабатывания от электромагнитного расцепителя

0,04 с

Уставка электромагнитного расцепителя

1200 А

Уставка теплового расцепителя

160 А

Диапазон времени срабатывания тепловой защиты

1…1800 с

Потребляемая мощность

8,8 В·А

Габаритные размеры

276х350х131 мм

Масса

8,6 кг

Степень защиты

IP-44

Климатическое исполнение

У 3.1

Срок службы

10 лет

Параметры теплового и электромагнитного расцепителей могут изменяться в зависимости от требований к коммутационному аппарату.

Возможность использования в качестве головной и групповой защиты обеспечивается за счет широкого диапазона дискретно регулируемой уставки срабатывания по току утечки и автоматического увеличения (до 2с) времени срабатывания при увеличении уставки. В диапазоне уставок до 100 мА защитные параметры УЗК-01 обеспечивают безопасное для человека сочетание тока и продолжительности его протекания. Все уставки в устройстве выбраны с учетом минимальных зажигающих токов утечки , полученных экспериментальным путем для электропроводок различных марок. Рекомендуемые уставки электрической защиты электропроводок, исключающие пожароопасные режимы, при времени срабатывания 30…50 с приведены в таблице 21

Если время срабатывания защиты не превышает 2 с , что предусмотрено УЗК-01, то уставки, приведенные в таблице, могут быть увеличены в 1,5-2 раза.

Опытная эксплуатация УЗК-01 в хозяйствах показала их высокую эффективность. УЗК-01 рекомендовано к применению.

Таблица 21

Рекомендуемые уставки защит

Сечение токоведущей жилы проводов (кабелей) , мм2

Уставка при материале

наружной изоляции проводов, мА

резина

Поливинил-

хлоридный

пластикат

2,5

4

6

10

16

25

35

30;50

30;50

30;50

30;50

100

100;300

300;500

50;100

50;100

50;100

50;100

100;300

300

300:500

Определение экономического эффекта от применения

устройства УЗК-01

По данным исследований частота возгораний сельскохозяйственных животноводческих помещений из-за коротких замыканий в электропроводках составляет 0,09 1/год [15].

Рассмотрим эффективность применения устройства УЗК-01 для овчарни на 1000 маток. Балансовая стоимость овчарни составляет 3500000 тен.

ожидаемый ущерб потребителю из-за пожаров при отказе аппаратов защиты электроустановок составит

Установка в овчарне 12 устройств УЗК-01 уменьшит ожидаемый ущерб на 90%, следовательно, годовой экономический эффект для овчарни на 1000 маток составит

При стоимости одного устройства УЗК-01 5700 тен., срок окупаемости дополнительных капитальных вложений составит

(91)

Таким образом, срок окупаемости устройства УЗК-01 меньше нормативного (6 лет) и их применение экономически эффективно.

4 Организация эксплуатации электрохозяйства

Эксплуатация электроустановок овцефермы осуществляется электротехнической службой. Электротехническую службу возглавляет главный энергетик, который отвечает за организацию обслуживания, ремонта электрооборудования, внедрение электрической энергии в производственные процессы фермы и рациональное ее использование. Число электромонтеров электротехнической службы фермы определяют в зависимости от имеющегося объема работ по обслуживанию и ремонту электрооборудования в условных единицах ( у.е.). Средняя нагрузка на одного электромонтера должна составлять 120 у.е.

Условные единицы предусматривают работы по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту электроустановок с входящими в них электрооборудованием, аппаратурой управления, защиты и автоматики, а также силовыми и осветительными электропроводками. В них учтены время и сезонность работы электроустановок, а также затраты труда на них, текущее обслуживание и планово-предупредительный ремонт.

Электротехническая служба включает в себя 3 группы: монтажную, эксплуатационную и ремонтную, а также испытательную лабораторию. Материально-технической базой службы являются посты технического обслуживания и передвижные транспортные средства, снабженные соответствующим оборудованием.

Периодичность, объем, и содержание работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования регламентированы «Системой планово-предупредительного ремонта и технического обслуживания электрооборудования используемого в сельском хозяйстве» (ППРЭсх).

Труд электромонтеров оплачивают в зависимости от присвоенного квалификационного разряда по тарифным ставкам.

Для улучшения технических показателей эксплуатации электроустановок определим количество условных единиц обслуживания для овцефермы. Коэффициенты перевода электротехнического оборудования в условные единицы принимаем в соответствии с (11). Результаты подсчета сводим в таблицу 22

Таблица 22

Определение условных единиц обслуживания

Наименование оборудования

Единицы измерения

Количество

Число условных единиц на единицу оборудования

Общее количество условных единиц

1.Кабельная линия 10 кВ

км

4,31

1,9

8,189

2.Кабельная линия 0,38 кВ

км

0,935

1,9

1,7765

3.Распределительный пункт 10кВ

1 пр.

21

2,2

46,2

Продолжение таблицы 22

4.Трансформаторная п\ст 10\0,38 кВ

1 п\тс

3

3,5

10,5

5. Вводные кабельные устройства

1 устр.

23

0,1

2,3

6.Распределительный пункт до 1000 В

1 пункт

23

3

69

7.Электропривод мощностью до 10 кВт

1 двиг.

240

0,5

120

8.То же от 10 до 20 кВт

1 двиг.

32

0,7

22,4

9.То же свыше 20 кВт

1 двиг.

12

1

12

10.Светильники

1 прис.

230

0,5

115

11.Силовые и осветительные электропроводки

100 м

313,2

0,5

156,6

12.Батареи статических конденсаторов

1 батар.

14

16

224

13.Сварочный трансформатор

1 транс.

6

0,5

3

14.Электронагреватели

1 шт

24

0,5

12

15.Электрокалориферы

1 шт

32

1

32

Итого

 

 

 

834,9655

Количество электромонтеров требующихся для обслуживания электроустановок фермы:

N = Q / a (92)

Где Q – количество условных единиц обслуживания электрооборудования;

a – норма обслуживания у.е. на одного электромонтера, а = 120 у.е./чел.

N = 834,96 / 120 = 6,96 электромонтера

Для обслуживания электрооборудования фермы необходима бригада электромонтеров в количестве 7 человек. Одного из электромонтеров с самым высоким разрядом необходимо назначить бригадиром, с доплатой ему за руководство бригадой 10% тарифной ставки при условии выполнения бригадой установленных месячных заданий. Для выполнения монтажных работ и капитального ремонта электрооборудования должны привлекаться специализированные бригады из электротехнической службы.

Нормы расхода материалов и запасных частей на техническое обслуживание и ремонт электроустановок определяются в соответствии с ППРЭсх.

Определим годовой расход материалов на обслуживание и текущий ремонт кабельных линий 0,38 кВ, результаты расчета сводим в таблицу 23

Таблица 23

Потребность в материалах на обслуживание и текущий ремонт КЛ-0,38 кВ

№

Расходуемый материал

Тип , марка

Норма расхода на 1 у.е.

Общее количество, кг

1

Бензин

ГОСТ 1012-72

0,04

0,082

2

Растворитель

645

0,02

0,041

3

Труба стальная, 25 мм

ГОСТ 3262-75

0,07

0,114

4

Крепежные изделия

 

0,2

0,041

5

Сталь ст.45, 12х18 мм

ГОСТ 1050-74

0,15

0,308

6

Проволка стальная d =2мм

Св -08 ГС

0,1

0,205

7

Проволка бандажная d =1 мм

ГОСТ 9124-79

0,1

0,205

8

Припой

ПОС -40

0,05

0,103

9

Лента изоляционная 0,2х20 мм

ЛЭС

0,2

0,41

10

Лента прорезиненная0,3х20 мм

ПОЛ

0,1

0,205

11

Лакоткаль 0,15 мм

ЛХМ-105

0,02

0,041

12

Кабель сечением 35-185 мм

ААШв

0,95

1,95

13

Ацетон

ГОСТ 2603-79

0,03

0,062

14

Канифоль

ГОСТ 19113-84

0,05

0,103

15

Лак битумный

ГОСТ 5631-79

0,2

0,41

16

Лак бакелитовый

ГОСТ 901-78

0,01

0,021

17

Олифа

ГОСТ 7931-76

0,01

0,021

18

Кабельная мастика

-

0,51

1,05

19

Бумага кабельная 0,12 мм

К-120

0,01

0,021

20

Лента смоляная

 

5

10,3

21

Лента киперная 0,45х25 мм

ГОСТ 4514-78

2,3

4,72

22

Лента тафтяная 0,25х15 мм

ГОСТ 4514-78

1,4

2,87

23

Ветошь обтирочная

ГОСТ 5354-79

0,1

0,205

24

Соединительные муфты

 

10

21

25

Кабельные наконечники

 

10

21

26

Кабельные воронки

 

10

21

В соответствии с технико-экономическими расчетами, выполненными в разделе 2 приведенные затраты на систему электроснабжения фермы составляют

З = 3377,6 · 103 тен/год

Годовое потребление электроэнергии составляет:

Wгод = Pp ·T (93)

Wгод = 2265,5·5600 = 12686,8·103

Себестоимость подачи электроэнергии по сетям:

Со.эл. = Згод / Wгод = 3377,6·103 / 12686,8·103 = 0,27 тен/кВ·ч (94)

Экономичность эксплуатации:

Со.у.е. = Згод / Q = 3377,6·103 / 834,96 =4,04 тен/у.е. (95)

5 Охрана труда

5.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

При проектировании молниезащиты зданий и сооружений решается комплекс вопросов, обеспечивающий безопасность людей и животных, защиту зданий и сооружений от взрывов, пожаров и разрушений, возможных при воздействии молнии.

В данном разделе выполняется проектирование молниезащиты овчарни, которая в соответствии с нормативными документами должна оборудоваться молниезащитой по 3-й категории. Здание имеет размеры в плане 18х120, высота здания составляет 3 м.

Молниезащиту овчарни предусматриваем стрежневыми молниеотводами, расположенными на кровле здания. Выполним расчет зоны защиты молниеотводов. Предусматриваем 3 молниеотвода, расположенные на расстоянии 50 м друг от друга. Минимальная высота зоны защиты в середине здания должна быть не менее 3,5м, наименьшая ширина не менее 9,5м. Принимаем для защиты здания три молниеотвода высотой 11 м и выполним расчет габаритов зоны защиты.

Высота молниеотвода, с учетом высоты здания, составит 14 м. Наименьшая высота совместной зоны защиты hc в соответствии с РД 34.21.122 – 87:

hc = 0.92h – 0.14·(L-h) (96)

hc = 0.92·14 – 0.14·(50 – 14) = 6,4 м (97)

Наименьшая ширина совместной зоны защиты rсх составит:

rcx = 1.5h·((hc-hx)/ hc) (98)

rcx = 1.5·14·((6,4-3.0) /6,4) =7,96м

Таким образом, зона защиты данных молниеотводов полностью защищает здание.

Радиус зоны защиты одного молниеотвода на высоте 3м (rx) определяется по выражению:

rx = 1.5·(h - (hх / 0.92)) (99)

rx = 1.5(14- (3,0/0.92)) = 10,11 м

5.2 Охрана окружающей среды

Сельское хозяйство, будучи важным источником питания людей, сырья для промышленности, одновременно представляют собой могучий фактор воздействия человека на окружающую среду. Оно особенно усилилось с ростом населения планеты, повышение энерговооруженности, совершенствование агротехнических приемов и селекций.

В Казахстане и других государствах СНГ сельскохозяйственное производство оказалось на грани кризиса. Одна из главных причин такого состояния экологическая. Предстоит, таким образом, преодолеть это состояние сельского хозяйства и выйти из него. Это, несомненно, произойдет если будут реализованы назревшие изменения в социальной сфере, если компоненты агроэкосистемы обретут хозяина и у них появится стоимость, если сельскохозяйственные комплексы и фермы встанут на путь экологизации производства.

В соответствии с законом « Об охране окружающей среды » - предприятия , организации, объединения и граждане , ведущие сельское хозяйство, обязаны выполнять комплекс мер по охране почв, водоемов, лесов и иной растительности, животного мира от вредного воздействия стихийных сил природы, побочных последствий применения сложной сельскохозяйственной техники, химических веществ, мелиоративных работ и других факторов, ухудшающих состояние окружающей природной среды, причиняющих вред здоровью человека.

Современное состояние сельского хозяйства Казахстана можно охарактеризовать как кризисное. Отравление пестицидами значительно возросло.

Биологические средства защиты растений нередко используются неэффективно. Между тем при увеличении удельного веса биологической защиты растений с 18-20 до 35% пестицидная нагрузка на биоценозы могла бы снизиться на 20-25%, а потери урожая от вредителей, болезней и сорняков – до 15-20% . Грамотное комплексное применение биологических препаратов позволяет увеличить урожай.

5.2.1 Мероприятия по охране окружающей среды

При строительстве подстанций и линий электропередач негативной стороной является то, что оно занимает значительные площади земли. При строительстве и монтажных работах по сооружению воздушных линий и подстанций будет нарушаться естественный рельеф, остатки строительного мусора необходимо утилизировать или захоронить в отведенных для этого местах.

При прокладке кабельных линий 0,38 и 10кВ разрушается плодородный слой земли. Следует аккуратно снимать верхний плодородный слой земли, и после сооружения кабельной линии на данном участке можно осуществлять агротехнические мероприятия.

При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся земные насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабеля в трубах, проложенных путем подкопки.

Высоковольтные ЛЭП имеют электромагнитное поле, влияющее на окружающую среду, людей и животных. При промышленной частоте 50 Гц электрическое поле оказывает большее влияние, чем магнитное . Напряженность магнитного поля в рабочих зонах распределительных устройств, воздушных линий регламентируется нормами по ТБ, деля их на ступени ограничивающие пребывание в зоне персонала. Для защиты от влияния электрического поля предусмотрены зоны, обеспечивающие допустимые нормы.

– зона строгого режима до 20 В/м, для жилищного строительства.

– зона ограниченного использования, где размещаются промышленные объекты.

Разработаны следующие мероприятия по защите от воздействия электромагнитного поля:

Снижение передающей мощности.

Заземление железобетонной кровли зданий.

При сооружении подстанций обязательно оградить их, для предотвращения попадания животных и людей на территорию.

Во избежание загрязнения окружающей среды, при аварийном выбросе трансформаторного масла, для предотвращения пожара при повреждении трансформаторов масляного включения предусматривается сооружение маслобарьеров. Территория подстанций должна быть очищена от растительности и не захламляться. Необходимо соблюдать охранную зону вдоль ЛЭП, и своевременно делать обходы по ним.

В заключение раздела сделаем выводы о применении основных технических решений в данном дипломном проекте с экологической точки зрения.

Для коммутации и защиты сетей от аварийных режимов выбраны вакуумные выключатели, которые являются более современными по сравнению с масляными и оказывают меньшее отрицательное воздействие на окружающую среду, благодаря отсутствию трансформаторного масла.

Следовательно, все основные технические решения проекта позволяют улучшить экологическую ситуацию объекта проектирования.

6 Основные технико-экономические показатели

Проект электроснабжения овцефермы ТОО «Арзамасское» предусматривает строительство новой системы электроснабжения.

Основные показатели проекта характеризующие его стоимостные показатели, затраты на эксплуатацию системы электроснабжения, приведены в таблице 24

Таблица 24