№

Наименование

объекта

Дневная нагрузка

Вечерняя

нагрузка

Коэффициент сезонности

кВт

квар

кВт

квар

Зима

Весна

Лето

Осень

1

Дом животновода с ветеринарно-фельдшерским пунктом

6

-

8

-

1,0

0,8

0,7

0,9

2

Коровник привязного содержания с механизированным доением, уборкой навоза и электроводонагревателем на 400 голов

45

32

45

32

1,0

0,8

0,7

0,9

3

Родильное отделение на 50 мест

6

-

6

-

1,0

0,9

№

Наименование потребителя

Максимальные нагрузки

Р_Дн, кВт

Q_Дн, квар

1.

Дом животновода с ветпунктом

6

-

2.

Коровник на 400 голов

45

32

3.

Родильное отделение на 50 мест

6

-

4.

Коровник на 200 голов

20

16

5.

Телятник на 150 голов

5

3

6.

Конюшня на 80 голов

3

-

7.

Помещение для молодняка на 180 голов

10

-

8.

Телятник на 120 голов

5

3

9.

Телятник на 120 голов

5

3

10.

Телятник на 120 голов

5

3

11.

Овощехранилище на 1000 тонн

5

3

12.

Весовая

1

-

13.

Сенохранилище

10

8

14.

Водонасосная станция

10

8

15.

Коровник на 200 голов

20

16

Суммарная нагрузка

156

95

Полная мощность

S_Дн = 184 кВА

№ по ген.

плану

Наименование объекта

Класс среды

помещений

Категория

надежности

по ПУЭ

1.

Дом животновода с ветпунктом

Нормальное

III

2.

Коровник на 400 голов

Влажное

II

3.

Родильное отделение на 50 мест

Влажное

III

4.

Коровник на 200 голов

Влажное

II

5.

Телятник на 150 голов

Влажное

III

6.

Конюшня на 80 голов

Влажное

III

7.

Помещение для молодняка на 180 голов

Влажное

III

8.

Телятник на 120 голов

Влажное

III

9.

Телятник на 120 голов

Влажное

III

10.

Телятник на 120 голов

Влажное

III

11.

Овощехранилище на 1000 тонн

Влажное

III

12.

Весовая

Нормальное

III

13.

Сенохранилище

Пыльное

III

14.

Водонасосная станция

Влажное

III

15.

Коровник на 200 голов

Влажное

II

№

Наименование потребителя

Р_рi,

кВт

Х_i,

м

Y_i,

м

1.

Дом животновода с ветпунктом

6

280

280

2.

Коровник на 400 голов

45

280

190

3.

Родильное отделение на 50 мест

6

370

210

4.

Коровник на 200 голов

20

440

220

5.

Телятник на 150 голов

5

440

140

6.

Конюшня на 80 голов

3

460

110

7.

Помещение для молодняка на 180 голов

10

420

Координаты ЦЭН предприятия х_о и y_о определяются по формулам:

; ,

где х_i; y_i - соответвствующие координаты центра i-нагрузки;

Р_р.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:

s_уд = S_p/F,(2.1)

где S_p – полная расчетная мощность электроприемников, кВА;

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

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

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

s_уд = 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 N_0.i определим по формуле:

,(2.2)

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

;(2.3)

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

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

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

Имеем из таблицы 2.1 P_p = 184 кВт. Принимаем B_н=0,75. Тогда

Р_см = 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

К_{з.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 S_II = 140 кВА) составит

К_{з.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 Q_Вн.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 Q_Р.i для максимального перетока мощности конденсаторной установки необходимо обеспечить получение следующего значения реактивной мощности:

Q_ку.i= Q_р.i - Q_Вн.i,(2.5)

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

Полученное значение Q_ку.i уточняется до величины Q_бк стандартной конденсаторной установки.

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

В_ф.i = ≤ В_н.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:

Q_Вн.i =Q_р.i - Q_бк.i(2.7)

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

квар.

Расчетная реактивная нагрузка Q_Р, подлежащая компенсированию

Q_Р = Р_рtgφ₁,

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

Q_Р = 157·0,55 = 86,4 квар.

Реактивная мощность конденсаторной установки

Q_ку = 181,5 – 86,4 = 95,1 квар.

Полученное значение Q_ку уточняем до величины Q_бк стандартной конденсаторной установки. Принимаем Q_бк = 75 квар.

Фактический коэффициент В_ф загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности

В_ф = = 0,59.

Это значение меньше принятого В_н = 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, %;

u_кз - 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:

ΔР_хх = 0,56 кВт; ΔР_кз = 2,65 кВт; i_xx = 2,4%; u_кз = 4,5%.

Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах:

ΔР_Т1+Т2 = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.

Потери реактивной мощности:

ΔQ_T1+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

Р_р1 = 112 кВт; Q_р1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔР_Т1 = 2,02 кВт; ΔQ_T1 = 7,01 квар.

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

кВА.

Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах

№ nn	Параметр	Трансформаторы Т1,Т2
		ТМ 160/10
1.	Количество, n, шт Мощность, ST, кВА	2 160
2.	Потери холостого хода, ΔPхх, кВт	0,56
3.	Потери короткого замыкания, ΔPкз, кВт	2,65
4.	Ток холостого хода, iхх, %	2,4
5.	Напряжение КЗ, uкз, %	4,5
6.	Коэффициент загрузки, Вф	0,55
7.	Активные потери, ΔРТi, кВт	2х2,02
8.	Реактивные потери, ΔQTi, квар	2х7,01
Потери в нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1		2,02 кВт/7,01 квар
Потери в поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2		2,02 кВт/7,01 квар

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2

Р_р2 = 72 кВт; Q_р2 = 10 квар (см. табл. 2.1)

ΔР_Т2 = 2,02 кВт; ΔQ_T2 = 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):

Р_р1 = 112 кВт; Q_р1 = 85 квар (см. табл. 2.1)

ΔР_Т1 = 2,02 кВт; ΔQ_T1 = 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 к_о одновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:

Р_Л.i = к_о·,(2.11)

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

Р_Л.i = к_о·+.(2.12)

Полная расчётная мощность определяется с учётом коэффициента мощности нагрузок

S_р = Р_Л.i/cosφ.(2.13)

В соответствии с расчётной схемой определим расчётные нагрузки линий.

Линия 1:к_о = 0,85;cosφ_14,15 = 0,78;

Р_Л.1 = 0,85(10 +20) = 25,5 кВт;

S_рЛ1 = 25,5/0,78 ≈ 33 кВА.

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

Р_Л.2 = 0,85(10 + 5)= 12,8 кВт;

S_рЛ2 = 8,5/0,78 +4,25/0,86 ≈ 16 кВА.

Линия 3:к_о = 0,8;cosφ_6,7,12 =1; cosφ_5,9 = 0,86;

Р_Л.3 = 0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт;

S_рЛ3 =10+10/0,86+3+1 ≈ 28 кВА.

Линия 4:к_о=0,85; cosφ_1,3=1; cosφ₂=0,82; cosφ₄=0,78; cosφ₈=0,86;

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

S_рЛ4 =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 i_эк 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 F_э выбираем по экономической плотности тока по формуле:

F_Э = I_p/i_Эк,(2.14)

гдеI_р – расчётный ток кабельной линии, А.

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

Расчётный ток кабельной линии определяем по формуле:

, А(2.15)

гдеS_p – полная расчётная мощность электроприёмников в линии, кВА.

Расчётный ток линии 1

= 50,1 А.

Сечение жилы кабеля линии 1

F_Э.Л1 = 50,1/1,4 = 35,8 мм².

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

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

I_доп = 65 А.

Найденное по справочнику сечение проверяем по нагреву.

В нормальном рабочем режиме:

К_t· К_аI_доп ≥ I_р,(2.16)

гдеК_t – коэффициент учёта температуры среды, отличной от расчётной;

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

I_доп – длительный допустимый ток для кабеля, А.

Принимаем К_t=1, т.к. длительно допустимая температура жилы кабеля с бумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +65⁰С, а температура среды составляет +15^о 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 К_t· К_аI_доп ≥ I_п/ав,(2.17)

гдеI_п/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

≈ 60 А.

Условие (2.17) для послеаварийного режима

1,3·65 = 84,5 А > 60 А.

Данное условие также выполняется.

К техническим условиям относят также проверку по потере напряжения:

• в рабочем режиме:

≤ 5%(2.19)

• в послеаварийном режиме:

≤ 10%(2.20)

гдеl – длина кабельной линии, км;

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

Находим потерю напряжения в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:

= 2,1% < 5%.

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

Далее определяем потери в кабельной линии:

-активной мощности

, кВт(2.21)

-реактивной мощности

, квар(2.22)

-активной электроэнергии

, МВтч/год,(2.23)

где - потери в изоляции кабеля, определяемые как

.(2.24)

Так как, - величина сравнительно небольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;

t - время максимальных потерь, определяемое по формуле:

, ч(2.25)

где Т_м=4500 ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда ч.

Определяем потери активной мощности в кабельной линии 1:

Р_кл1 = 3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.

Потери реактивной мощности в этой же линии 1:

Q_кл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.

Потери активной электроэнергии в кабельной линии 1:

ΔW_Кл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.

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

ΔU_{участка} = ΔU_уд·S_{расч.участка}·l_{участка}.

Принимая провод 3А35+А35 (r₀ = 0,83 Ом/км) для участка ΔU_2-1-11 и провод 3А50+А50 (r₀ = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери напряжения на участках линии 2:

ΔU_2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;

ΔU_2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;

ΔU_2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.

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

ΔU_2макс = ΔU_2-2-1+ ΔU_2-1-11;

ΔU_2макс = 1,24+ 0,43 = 1,67% < ΔU_доп= 5%.

Следовательно, выбранные сечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии 2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ΔU_3-3-9, ΔU_3-3-7, ΔU_3-3-6, ΔU_3-2-5, ΔU_3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r₀ = 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:

ΔU_3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;

ΔU_3-3-7 = 0,83·10·0,025 = 0,21%;

ΔU_3-3-6 = 0,83·3·0,015 = 0,04%;

ΔU_3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;

ΔU_3-2-5 = 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;

ΔU_3-1-3-2 = 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;

ΔU_3-1-12 = 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;

ΔU_3-3-1 = 0,588·28·0,121 = 1,99%.

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

ΔU_3макс = ΔU_3-3-1+ ΔU_3-1-3-2+ ΔU_3-2-3-3+ ΔU_3-3-7;

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

Принимаем провод 3А70+А70 (r₀ = 0,42 Ом/км) для участков ΔU_4-4-1, ΔU_4-1-4-2, ΔU_4-2-4-2-1, ΔU_4-2-1-2-2, для ΔU_4-1-2, ΔU_4-1-2 и ΔU_4-2-2-4 - провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35 - для ΔU_4-2-2-8, ΔU_4-2-1-3. Тогда потери напряжения на участках линии:

ΔU_4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;

ΔU_4-2-2-4 = 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;

ΔU_4-2-1-2-2 = 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;

ΔU_4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;

ΔU_4-2-4-2-1 = 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;

ΔU_4-2-1 = 0,588·6·0,015 = 0,05%;

ΔU_4-1-4-2 = 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;

ΔU_4-1-2 = 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;

ΔU_4-4-1 = 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.

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

ΔU_4макс = ΔU_4-4-1+ ΔU_4-1-4-2+ ΔU_4-2-4-2-1+ ΔU_4-2-1—2-2;

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

2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38 кВ

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

Пролёты между опорами возушных линий принимаем:

• для проводов А70 - 37 м;

• для проводов А50 – 40 м;

• для проводов А34 – 45 м,

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

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

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

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

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

I_н ≤ 400А, U_н = 380 В,

r_ф= 0,15мОм/м,

х_ф=0,17мОм/м,

r_N=0,162мОм/м,

х_N=0,164мОм/м,

l_ш=0,7м.

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

3. Выбор оборудования и защиты линий сети электроснабжения

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

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

U_пр ³ U_сети и I_пр ³ I_л.(3.1)

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

Таблица 3.1 - Параметры предохранителей в сети 0,38 кВ

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

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

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

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

r_T1 = 17,5 мОм;

х_Т1 = 41,5 мОм.

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

r_T0 = 10 r_T1 =175 мОм;х_Т0 = 7 х_Т1 =290,5 мОм.

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

r_ш1 = 0,006·2 + 0,15∙0,7 = 0,012 + 0,105 = 0,1117 мОм;

х_ш1 = 0,17∙0,7 = 0,119 мОм.

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

r_ш0 = r_ш1 + 3r_N = 0,105 +3·0,162 = 0,591 мОм;

х_ш0 =7,5 х_ш1 = 7,5·0,119 = 0,893 мОм.

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

r_1-21 = 0,89·0,09 = 80 мОм;

х_1-21 = 0,064·0,09 = 5,8 мОм.

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

z_1-20 = 1,83·0,09 = 164,7 мОм.

Для участка 2-14 кабельной линии:

r_2-141 = 0,89·0,033 = 29,4 мОм;

х_2-141 = 0,064·0,033 = 2,1 мОм;

z_2-140 = 1,83·0,033 = 60,4 мОм.

Определяем сопротивления прямой последовательности до точки 1

R_1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х_1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке 1:

I_{КЗ.макс} = 5,1 кА.

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

I_пр ≥ ;(3.2)

I_пр = 200 кА ≥ ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

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

r_1Σ = 17,62 + 29,4 = 47,02 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 2,1 = 43,72 мОм;

z_0Σ = 164,7 + 60,4 = 225,1 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке 14 будет равен

2,4 кА.

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

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

Сопротивления прямой последовательности до точек «0» линий:

R_1Σ = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х_1Σ = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

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

I_{КЗ.макс} = 5,1 кА.

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

I_пр = 200 кА ≥ ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

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

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

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

r_1Σ = 17,62 + 77,6 + 86,3 = 181,5 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 39,2 + 32 = 112,8 мОм;

r_0Σ = 175,591 + 1,18 + 1,7 = 178,5 мОм;

х_0Σ = 291,393 + 0,62 + 0,64 = 292,6 мОм.

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

r_1Σ = 17,62 + 77,6 + 11,7 = 106,9 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 39,2 + 6,2 = 87,0 мОм;

r_0Σ = 175,591 + 2·1,18 = 177,9 мОм;

х_0Σ = 291,393 +2·0,62 = 292,6 мОм.

Ток однофазного КЗ воздушной линии

,(3.3)

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

K_R = K_X = 0,96 – поправочные коэффициенты на заземлители.

1,044 кА.

1,332 кА.

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

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

r_1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 70,5 = 222,7 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 26,2 = 135,8 мОм;

r_0Σ = 175,591 + 2·1,18 + 1,7 = 179,6 мОм;

х_0Σ = 291,393 + 2·0,62 + 0,64 = 293,3 мОм.

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

0,894 кА.

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

r_1Σ = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 36,5 + 29,9 = 218,6 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 18,4 +11,1 = 139,1 мОм;

r_0Σ = 175,591 + 3·1,18 + 1,7 = 180,8 мОм;

х_0Σ = 291,393 + 3·0,62 + 0,64 = 293,9 мОм.

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

0,893 кА.

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

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

r_1Σ = 17,62 + 19,3 + 39,9 + 51,2 + 16 + 40,7 = 184,7 мОм;

х_1Σ = 41,62 + 13 + 26,9 + 34,5 + 10,7 + 15,1 = 141,8 мОм;

r_0Σ = 175,591 + 4·0,84 + 1,7 = 180,6 мОм;

х_0Σ = 291,393 + 4·1,62 + 0,64 = 298,5 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «8» воздушной линии №4:

0,973 кА.

Видим, что ток 973А, расплавит плавкую вставку на 160А за 1,2 с.

3.3 Проверка кабельной линии на термическую стойкость

Проверка кабельной линии на термическую стойкость определяет условие выбора минимального сечения кабеля, при котором нагрев за время действия тока КЗ был меньше допустимого. Это сечение по формуле:

F_мин = ,

где с = 90 – для кабелей с аллюминевыми жилами напряжением до 10 кВ;

I_у- действующее значение установившегося тока КЗ;

t_ф - фактическое время действия тока КЗ, берем t_ф=0,02+0,1=0,12с.

Если F_мин окажется больше сечения кабеля, выбранного по другим условиям, то сечение кабеля следует увеличить до нового стандартного сечения. Определяем минимально возможное сечение кабеля:

F_мин = = 19,6 мм².

Сравниваем полученное сечение с выбранным ранее А35, сечение которого составляет 35 мм², т.е. выполняется условие

F_мин = 19,6 мм² < F_каб = 35 мм².

Таким образом, кабель, выбранный ранее для линии 1 по экономической плотности тока, по термической стойкости также проходят.

3.4 Выбор трансформаторной подстанции

Принимаем для электроснабжения фермы в с. Медведово трансформарную подстанцию закрытого типа на два трансформатора 10/0,4кВ типа В-42-5-400М4 с АВР. Конструкция подстанции включает двухэтажное здание, силовые трансформаторы Т1 и Т2 мощностью по 160 кВА, РУ 10кВ и щит 0,4кВ. Конструкция здания позволяет использовать трансформаторы мощностью до 400 кВА для перспективного увеличения нагрузки.

РУ 10кВ расположено на 2-м этаже здания и укомплектовано камерами одностороннего обслуживания типа КСО-366. Дя резервного ввода установлены две камеры КСО-272.

Щит 0,4 кВ расположен на 1-м этаже и укомплектован панелью отходящих линий и распределительными панелями серии ЩО70. Здесь же смонтированы групповые щитки электрического освещения, обогрева и вентиляции, кнопочный пост управления и магнитный пускатель аварийной вентиляции, а также шкафы счётчиков электроэнергии и трансформатор 220/36В ремонтного освещения. Защита групповых щитков выполнена плавкими предохранителями. Для обогрева счётчиков электроэнергии использованы лампы накаливания 100 Вт 220В. Технологический обогрев камер КСО – 366 и КСО – 272 в РУ 10кВ производится двумя электропечами, включаемыми автоматически при температуре в помещении подстанции ниже -20⁰С. Аварийная вытяжная вентиляция, осуществляется в соответствии с ПУЭ [5], и рассчитана на 5-кратный обмен воздуха в течение часа.

В камерах силовых трансформаторов размещены разрядники РВН-1У1, которые присоединены к выводам 0,4кВ. В силовых цепях РУ 10кВ устанавливаем выключатели нагрузки ВНР-10 и ВНР-10п, а также масляный выключатель ВМПП-10 с разъединителями типа РВФЗ-10.

Заземление секций сборных шин 10кВ (принята одинарная, разделённая на две секции система шин) выполнено стационарными заземляющими ножами РВ-10. Разрядники и трансформаторы напряжения (для учёта электроэнергии на стороне 10кВ) подключены через разъединители типа РВЗ-10.

Конструкция подстанции 10/0,4 кВ с трансформаторами представлена на рис. 3.12. Принципиальная схема цепей подстанции приведена на рис. 3.13. Для выбора трансформаторов тока в РУ-10 кВ определим расчётный ток в линии 10 кВ:

I_р = ; I_р = = 9,2 А.

Принимаем к установке трансформаторы тока ТП-10 с коэффициентом трансформации

к_Т = 30/5 = 6.

Присоединение 4-х линий к шинам 0,4 кВ предусмотрено через рубильники и предохранители. Сечение сборных шин щита 0,4 кВ принято из расчёта максимально возможной мощности силового трансформатора 400 кВА с учётом перегрузки до 40% и проверкой на динамическую и термическую устойчивость при трёхфазном КЗ.

Предусмотрено АВР на шинах 0,4 кВ включением секционного автомата при пропадании напряжении на одной из секций шин 0,4 кВ или отключении одного из силовых трансформаторов.

АВР 10 кВ реализуется выключателем Q3 на резервном вводе (рис. 3.13) после отключения рабочего ввода выключателем нагрузки Q4.

3.5 Расчёт релейной защиты подстанции

Для защиты трансформаторов Т1 и Т2 подстанции выполним расчёт токовой отсечки мгновенного действия. Исходные данные для расчёта и расчётная схема : линия 10 кВ выполнена проводом А50 (r₀ = 0,588 Ом/км, х₀ = 0,42 Ом/км), нагрузка – трансформатор ТМ160/10/0,4.

Принимаем для защиты вторичное реле прямого действия РТМ и сопутствующие ему параметры: к_н = 1,4; к_сх = 1(схема соединения трансформаторов тока – «неполная звезда»). Принимаем также трансформаторы тока ТПЛ-10 с коэффициентом трансформации к_Т = 30/5 = 6.

Уставку тока срабатывания для реле РТМ принимаем из условий [4]

;

.

Рассчитаем полное сопротивление трансформатора:

Z_T = ;

Z_T = 28,1 Ом.

Определим полное сопротивление линии 10 кВ:

Z_л = ;

Z_л = 3,6 Ом.

Тогда ток трёхфазного КЗ в точке К₁:

;

182 А.

Для определения суммарного намагничивающего тока трансформаторов учтём, что от одной линии питаются два трансформатора, следовательно:

;

18,5А.

Ток уставки за выключателем Q₁:

I_ТО ³ = 42,5 А;

I_ТО ³ =13,9 А.

Принимаем большее значение тока уставки токовой отсечки 42,7 А.

Чувствительность токовой отсечки защиты трансформаторов к двухфазным КЗ

к_ч = ;

к_ч = 3,18.

Полученное значение чувствительности токовой отсечки больше значения 1,5, которое требуется для надёжной защиты трансформаторов. Следовательно, выбранные параметры и выполненный расчёт можно считать удовлетворительным.

4. Молниезащита и заземление электрооборудования подстанции

4.1 Защита подстанции от перенапряжений

Перенапряжения в электрических сетях могут быть грозовыми, возникающими при ударах молнии, например, в линию электропередачи или вблизи неё, и внутренними, которые связаны с коммутациями в аппаратах управления, дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями.

Проектирование защиты от грозовых перенапряжений сводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов линий к подстанции, трубчатых разрядников, устанавливаемых на этих линиях, а также выбору числа мест установки и типа вентильных разрядников на подстанции.

В сетях 10 кВ, работающих с изолированной нейтралью, следует предусматривать предотвращение самопроизвольного смещения нейтрали включением в цепь вторичной обмотки трансформаторов напряжения, соединённой в разомкнутый треугольник, резистор сопротивлением 25 Ом и мощностью 400 Вт.

Принимаем для защиты подходов к подстанции питающих линий электропередачи 10 кВ от грозовых перенапряжений на рабочем и резервном вводах в подстанцию комплекты разрядников типа РДИ, разработанных в ОАО «НПО Стриммер». Разрядный элемент РДИ, вдоль которого развивается скользящий разряд, имеет длину, превышающую в несколько раз длину импульсного перекрытия защищаемого изолятора линии. Эта особенность обеспечивают более низкое разрядное напряжение при грозовом импульсе по сравнению с разрядным напряжением защищаемой изоляции. Сочетание большой длины с низким напряжением искрового разряда приводит к тому, что вероятность установления дуги КЗ практически сводится к нулю.

Согнутый петлей изолированный металлический стержень при помощи зажима прикреплен к штырю изолятора. В средней части петли поверх изоляции установлена металлическая трубка на некотором расстоянии от провода линии. Потенциал петли и опоры одинаков, а между металлической трубкой и металлической жилой петли относительно большая емкость. Из-за этого все перенапряжение, приложенное между проводом и опорой, оказывается приложенным между проводом и трубкой. При значительном перенапряжении искровой промежуток пробивается, и перенапряжение прикладывается между трубкой и металлической жилой петли к её изоляции. Под действием перенапряжения с трубки вдоль поверхности петли, по-одному или по обоим ее плечам, развивается скользящий разряд. Он развивается до тех пор, пока не замкнётся на узле крепления, гальванически связанном с опорой. Благодаря большой длине перекрытия по поверхности петли импульсное перекрытие не пере ходит в силовую дугу промышленной частоты.

Вследствие эффекта скользящего разряда вольтсекундная характеристика разрядника расположена ниже, чем изолятора, т.е. при воздействии грозового перенапряжения разрядник перекрывается, а изолятор нет.

Защиту РУ – 10 кВ трансформаторной подстанции от внутренних перенапряжений, коммутационных или резонансных явлений, а также от дуговых замыканий на землю выполним комплектами вентильных разрядников типа РВО-10.

4.2 Защита подстанции от прямых ударов молнии

Для защиты подстанции от прямых ударов молнии осуществляют стержневыми молниеотводами. ПУЭ [2] допускают установку стержневых молниеотводв на линейных порталах подстанций вместо отдельных фундаментов. Расчёты защиты молниеотводами сводятся к выбору их высоты, количества и мест установки при соблюдении условия, что всё обрудование подстанции попадает в зоны защиты. Размеры подстанции с трансформаторами 2х160 кВА составляют в плане 5,5 х 5 м², высота здания h_x = 7,6 м и высота силовых трансформаторов h = 4 м. Удельное сопротивление грунта площадки ρ = 150 Ом·м.

Ожидаемое число поражений молний за год незащищенного объекта

N = (l + 7h) · (m + 7h) · n · T · 10^-6,

где n = 0,06 – число ударов молнии на 1 км² земли за 1 ч. грозы, 1/(км²·ч);

Т–средняя интенсивность грозовой деятельности в местности (60ч/год);

l – длина подстанции, м;

m – ширина подстанции, м;

h – наибольшая высота объекта, м.

N = (5,5 + 7·8,25) · (5 + 7·8,25) · 0,06 · 60 · 10^-6 = 0,014 ударов/год.

Это значит, 1 удар может случиться за 7 лет, что недопустимо. При наличии защиты стержневым молниеотводом с вероятностью прорыва 10^-2, т.е. один удар молнии из 100 может поразить защищаемый объект, поражение возможно лишь один раз в 240 лет.

Принимаем вариант защиты подстанции одним стержневым молниеотводом, установленном на концевой опоре высотой Н = 12 м. Определим высоту молниеотвода [3] из условия защиты угла подстанции на высоте h_x = 7,6 м, при расстоянии между опорой и подстанцией 5 м. Из схемы компоновки подстанции найдём требуемый радиус защиты до точки А:

r_x1 = 10,7 м.

Используя выражение, связывающее радиус защиты с высотой молниеотвода h, запишем равенство

10,7 = ,

которое преобразуем в квадратное уравнение:

1,6h² -14,86h – 27,82 = 0.

Решая уравнение, находим высоту молниеотвода

h ≈ 10,8 м.

Требуемая высота молниеотвода оказалась меньше высоты опоры.

Принимаем h = 13 м, добавив к опоре металлический штырь с h=1 м.

Радиус защиты этого молниеотвода на высоте h_х = 4 м равен

r_x2 = ;

r_x2 = 11 м.

Необходимый радиус, найденный из рис. 4.2

r_x2 = 7,6 м

оказывается меньше расчётного, следовательно, рассматриваемая точка попадает в зону защиты молниеотвода. Окончательно принимаем высоту стержневого молниеотвода h = 13 м.

Сопротивление растеканию тока грозового разряда:

R_р = α·R,

где R = 0,5 Ом – сопротивление заземления при стационарном режиме;

α- импульсный коэффициент, который зависит от тока заземлителя и удельного сопротивления грунта (при ρ=150 Ом·м α= 0,8).

Тогда R_р = 0,8·0,5 = 0,4 Ом.

4.3 Расчёт заземляющего устройства подстанции

Для защиты обслуживающего персонала от опасных напряжений и присоединения средств защиты от грозовых разрядов выполняем одно общее заземляющее устройство.

Площадь подстанции составляет 5,5 х 5 = 27,5 м². Принимаем к установке сетчатый заземлитель с размерами S = 5 х 4,5 м², помимо внешнего замкнутого горизонтального контура состоящий из l_Б = 3 продольных полос вдоль длинной стороны и l_М = 4 поперечных полос вдоль короткой стороны. К сетке присоединяем 12 вертикальных электродов длиной l_в = 3м.

Верхний слой земли толщиной h₁ = 2м состоит из грунта (глина полутвердая) с удельным сопротивлением ρ₁=60 Ом∙м, сопротивление нижнего слоя земли ρ₂=30 Ом∙м (суглинок пластичный). Принимаем глубину заложения горизонтальных заземлителей t = 0,8м.

Ток однофазного КЗ, стекающий с заземлителя, принимаем приблизительно I⁽¹⁾_кз ≈ 0,5∙ I⁽³⁾_кз на шинах 10 кВ подстанции, т.е. I⁽¹⁾_кз ≈ 100 А.

Так как отношение ρ₁/ρ₂ = 60/30 = 2, то при расчёте будем учитывать двухслойность земли.

Определим параметр эффективной площади заземлителя

4,7 м.

Находим отношение

0,8.

Так как найденное отношение 0,8 ≥ 0,5 , то безразмерный параметр А определяем по эмпирической формуле [5]:

А = 0,444 – 0,84 ;

А = 0,444 – 0,84 ·0,8 = - 0,228.

Суммарную длину всех элементов заземлителя определяем как:

L = n_Бl_Б + n_Мl_М + n_вl_в .

Следовательно, суммарная длина элементов заземлителя составит

L = 3·5 + 4·4,5 + 12·3 = 69 м.

Эквивалентное удельное сопротивление грунта по формуле:

,

где α, β – коэффициенты, численно равные при ρ₁> ρ₂ α = 3,6 и β = 0,1. Тогда

= 53,3 Ом.

Сопротивление сетчатого заземлителя в двухслойном грунте:

.

Тогда

= - 0,26 + 0,77 = 0,51 Ом.

Чтобы не предусматривать мер по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы подстанции, напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания не должно превышать U_з.доп=5 кВ.

Проверяем действующее напряжение на заземляющем устройстве с учётом тока однофазного КЗ, стекающего с заземлителя:

;

U_з = 100·0,51 = 51 В.

5. Организация эксплуатации электрооборудования

5.1 Обоснование и расчёт структуры электротехнической службы

Основная задача энергетического хозяйства – электротехнической службы (ЭТС) - состоит в обеспечении бесперебойного электроснабжения предприятия, надёжной и экономичной работы электрооборудования.

Управление энергетическим хозяйством, в том числе ЭТС осуществляется главным энергетиком, подчинённым руководителю хозяйства. Функции главного энергетика обусловлены действующими «Правилами технической эксплуатации электроустановок».

Чтобы определить к какой категории относится организационная структура управления энергохозяйством, необходимо найти сумму условных единиц (баллов), которые определяются в зависимости от годового потребления объектом электрической энергии, тепла и воды.

Годовое потребление тепла (Q_г) определяется формулой:

, Гкал/год,

где W_г - годовое потребление электроэнергии (по данным табл. 1.2 дипломного проекта W_г = 217,7 тыс. кВт·ч);

К_эт. - энерготепловой коэффициент (принимаем К_эт.= 0,5 тыс. кВт/Гкал).

Следовательно,

Q_г = 217,7/0,5 = 435,4 Гкал/год.

Количество воды, потреблённой объектом за год:

Д_г = к_п·Q_г,

где к_п = 0,85 м³/Гкал – коэффициент, учитывающий объём воды, расходуемый на единицу тепловой энергии.

Имеем годовой расход воды

Д_г = 0,85·435,4 = 370 м³/год.

Расчёт суммы единиц (баллов) для определения категории энергослужбы предприятия выполнен в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Расчёт суммы условных единиц энергетического хозяйства

Сумма условных единиц (баллов), определяемая таблицей 5.1, равна 4, следовательно, ферма относится ко II категории энергослужбы. В энергослужбе II категории обслуживание электрооборудования и сетей производится электроучастком. В качестве руководителя энергослужбы II категории в хозяйстве рекомендуется иметь старшего инженера-электрика на правах энергетика. Однако, учитывая, что рассматриваемая ферма составляет лишь одно из подразделений хозяйства, принимаем в качестве руководителя ЭТС главного энергетика.

Численность персонала ЭТС, осуществляющего техническое обслуживание и текущий ремонт, определяется на основании годовых трудозатрат на ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей системы электроснабжения предприятия, определяемых из выражений.

, чел.·ч;

, чел.·ч,

где - годовые трудозатраты на текущий ремонт и техническое обслуживание;

т – количество единиц однотипного оборудования;

Т_ц – продолжительность ремонтного цикла, лет;

Т_Т – продолжительность межремонтного периода, мес.;

Н_к – норма трудозатрат на капитальный ремонт единицы оборудования;

Н_Т – норма трудозатрат на текущий ремонт единицы оборудования;

b_см – коэффициент, учитывающий сменность работы оборудования, который принимается при двухсменной работе оборудования равным единице;

К_см – количество смен работы оборудования;

К_сл = 0,1 – коэффициент сложности технического обслуживания.

Принимаем число единиц электрооборудования в целом с учётом фермского – 150. Годовые трудозатраты на техническое обслуживание составят

U_ТО = 2·0,1·12·357 = 856,8 чел.·час.

Берём с учётом фермского электрооборудования U_ТО ≈ 1600 чел.·час.

Годовые трудозатраты на текущий ремонт (берём из таблицы 5.2)

U_ТР = 158 чел·час.

Берём с учётом фермского электрооборудования U_ТР ≈ 320 чел.·час.

Годовые трудозатраты на ремонт и техническое обслуживание

U = U_ТО + U_ТР ≈ 1920 чел.·час.

Численность электромонтеров и слесарей, выполняющих ремонт и техническое обслуживание электрооборудования и сетей, определим по следующему выражению:

, чел,

гдеU – годовые трудозатраты на ремонт и техническое обслуживание;

Т_н – номинальный фонд рабочего времени (принимаем 870);

К_и – коэффициент использования рабочего времени (принимаем 0,87-0,9).

= 2,5 ≈ 3 чел.

Исходя из годовых трудозатрат U ≈ 1920 чел.·час на эксплуатацию электрооборудования, находим структуру ЭТС:

инженер- электрик …… 1 человек;

техник – электрик ….. 1 человек;

электромонтёр …. 3 человека.

Графики планово-предупредительных ремонтов составляются на основании ПТЭ с учётом периодичности ремонтов оборудования. Ежемесячные планы составляются на основе годовых графиков предупредительно-планового ремонта с указанием вида ремонта и количества человеко-часов, необходимых на ремонт оборудования. Форма организации ремонтного обслуживания является централизованной. Средний и капитальный ремонт электрооборудования ведётся электроремонтным участком. Эксплуатационное обслуживание ведётся централизованно.

5.2 Надёжность проектируемой системы электроснабжения

Объективными показателями эксплуатационной надёжности i – той системы являются:

q_i - вероятность отказа;

Р_i - вероятность безотказной работы (показатель надёжности).

Эти показатели связаны сотоношением

Р_i = 1 - q_i

Системы электроснабжения согласно стандарту должны обладать эксплуатационной надежностью не ниже

Р_доп = 0,998.

Вероятность отказа определяется выражением

,

где Т = 8760 ч - длительность календарного года.

Для параллельного соединения двух одинаковых систем вероятность отказа равна:

Надёжность системы электроснабжения

> Р_доп = 0,998.

5.3 Организация технического обслуживания и текущего ремонта

Различают следующие формы эксплуатации: хозяйственная, специализированная и комплексная. Выбор формы зависит от объема работ по техническому обслуживанию энергоустановок. При объёме работ больше 800 условных единиц эксплуатации (УЕЭ) принимается хозяйственная форма эксплуатации, при которой комплекс работ по техническому обслуживанию (ТО) и текущему ремонту (ТР) оборудования выполняется ЭТС предприятия.

Техническое обслуживание энергооборудования заключается в разработке годового и квартальных графиков ТО и ТР. Разработку графиков следует начинать с годового графика ТР, на основании которого далее строятся графики ежеквартального ТО и ТР.

При разработке графиков учитываются периодичность и количество ремонтов, особенности технологии производства, трудоёмкость работ по ТО энергооборудования, а также действительный фонд рабочего времени персонала в соответствии с разработанной структурой ЭТС.

График ТО и ТР, имеющий, как правило, специальную форму составляется на основе следующих рекомендаций.

За интервал времени следует принять неделю, за год будет 52 недели. Эти недели нужно разбить на 4 квартала по 13 недель каждый. Планируются отпуска электромонтёров, которые отмечаются на графике. Определяется еженедельная нагрузка бригады электьромонтёров из расчёта 40-часовой трудовой недели с учётом удалённости объектов от пункта текущего ремонта (энергоцех).

График начинается с объектов сезонного использования. Время проведения первого ТО или ТР в планируемом году устанавливают в зависимости от даты проведения таких мероприятий в предыдущем году и нормативных значений периодичности ТО или ТР. При отсутстви дат проведения предшествующих мероприятий, время проведения текущих ТО и ТР выбирают произвольно, но с учётом общего их количества за год и периодичности проведения при условии выполнении всего комплекса мероприятий в планируемом году. Следует стремиться к равномерной загрузке персонала ЭТС по неделям. Кроме того, необходимо добиваться, чтобы наибольший объем работ выполнялся на одном объекте.

Выполнение трудоёмких работ следует планировать на период наименьшей загрузки электрооборудования. Допускается смещение проводимых работ в пределах ±35% нормативной периодичности.

6. Безопасность жизнедеятельности и экология

В данном разделе дипломного проекта решаются задачи:

• анализ опасных и вредных производственных факторов;

• классификация производственной среды зданий и сооружений;

• разработка мероприятий по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности;

• разработка мероприятий по охране окружающей среды.

6.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Анализ производственных факторов при эксплуатации проектируемой системы электроснабжения выполним в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Опасные и вредные факторы системы электроснабжения

6.2 Защита от поражения электрическим током

Проектом предусмотрено ограждение токоведущих частей и приспособлениями для запирания ограждений на замки.

Конструкция шкафов КРУ обеспечивает защиту обслуживающего персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям оболочками со степенью защиты 1Р20.

Все токоведущие части, которые могут оказаться под напряжением после выведения выдвижного элемента в ремонтное положение, ограждаются автоматически закрывающимися шторками, имеющими устройства для запирания на замок.

При проектировании РУ, ТП, РЩ соблюдены изолирующие расстояния в соответствии с ПЭУ [4].

Кроме того, в проекте предусмотрено:

• защитное заземление – для электроустановок сети напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью;

• зануление в сочетании с заземлением – для электроустановок напряжением 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью;

• выравнивание потенциалов электроустановок с помощью устройства сетчатого контура заземления.

В сети напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью предусмотрен постоянный контроль изоляции с действием на сигнал и последующим контролем асимметрии напряжения. Для этого используется вторичная обмотка трансформатора напряжения НТМИ-10, соединенная в разомкнутый треугольник.

В помещениях с повышенной опасностью и особо опасных (см. раздел 1) предусмотрена сеть малого напряжения – 36В, питаемая от понижающего трансформатора. Эта сеть используется для питания светильников местного освещения и ручного электроинструмента, а также для питания ручных электрических светильников. В особо неблагоприятных условиях(работы в металлических сосудах, резервуарах и т.п.) для ручных электрических светильников предусмотрено применение переносных понижающих трансформаторов с вторичным напряжением 12В.

Конструкции вилок и розеток напряжением 36В и 12В отличаются от конструкций этих деталей на напряжение 220В.

Для питания электроинструмента предусмотрены разделительные трансформаторы с вторичным напряжением:

220В- для инструмента классов 1 и П ;

36В - для инструмента класса Ш.

Проектом предусмотрено комплектование распределительных устройств 0,4 кВ и 10 кВ электрозащитными средствами: центробежные регуляторы, концевые выключатели, электрические и электромеханические блокировки, улавливатели, предохранительные козырьки, двуручные выключатели.

6.3 Защита от электрической дуги

Выключатели и приводы снабжены указателями и световой сигнализацией положения «включено» – красный, «отключено» – зеленый. Приводы разъединителей снабжены механическими указателями положения главных и заземляющих ножей с подписями о включении и отключении. Заземляющие ножи окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвета оборудования. Конечные положения механизма ручных приводов как главных, так и заземляющих фиксируются упорами. Предусмотрена оперативная блокировка:

• включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;

• включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

• включения и отключения отделителями и разъединителями тока нагрузки.

В шкафах РУ предусмотрена блокировка:

• перемещения выдвижного элемента с выключателем из рабочего в контрольное положение и наоборот;

• включения выключателя при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим и контрольными положениями;

• перемещения выдвижного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя.

В проекте применены шкафы РУ, конструкция которых обеспечивает локализацию аварии в пределах шкафа при возникновении КЗ в РУ применением:

• дугоуловителей для защиты сборных шин от разрушения электрической дугой;

• разгрузочных клапанов для снятия избыточного давления внутри шкафа в момент возникновения электрической дуги.

Локализационная способность РУ обеспечивает отсутствие:

• прожогов оболочки в зоне обслуживания;

• срыва или самопроизвольного открытия дверей и крышек шкафа;

• выброса продуктов горения в необслуживающую зону;

• переброса дуги в другие шкафы.

6.4 Защита от механических травм

Вращающиеся части электродвигателей и части, соединяющие электродвигатели с механизмами (лифты, шкивы и т.д.), имеют ограждения от случайных прикосновений.

Выбранные электродвигатели имеют степени защиты в зависимости от условий окружающей среды помещений:

- для помещений с нормальной средой IP20;

- для открытых установок IP44;

- для помещений сырых и особо сырых IP43.

Детали приводов коммутационных аппаратов закрываются кожухами (заключаются в оболочки). Оболочки закрывают опасную зону и снимаются только при помощи инструмента. При открывании и закрывании дверей и люков оболочки исключается возможность их прикосновения к движущимся частям приводов.

6.5 Мероприятия по пожарной безопасности

В проекте предусматриваются следующие мероприятия по обеспечению пожарной безопасности:

- от действия тока КЗ установлены релейная защита, предохранители, отключающая автоматика;

• для гашения электрической дуги устанавливается дугогасящие камеры.

Для исключения возгорания двери КТП с внутренней стороны обшиты листовым железом по асбестовому картону толщиной 5 – 7 мм и открываются наружу. Предусмотрены маслосборники под силовыми трансформаторами для аварийного сброса масла. Связь с пожарной командой производится по телефону, номер которого вывешен на видном месте.

Кроме того, с целью предупреждения пожаров выбор электрооборудования проектом предусмотрен по условиям токов КЗ и в соответствии с классом взрыво – и пожароопасных зон, проводов и кабелей в соответствии с требованиями ПУЭ.

В помещениях, где установлено электрооборудование, предусмотрена противопожарная сигнализация. В качестве датчиков, реагирующих на появление дыма и повышение температуры, использованы автоматические пожарные извещатели АТИМ-1, АТИМ-3, а также тепловые извещатели дифференциального типа ОДПУ-1.

В помещениях с электрооборудованием и на погрузочных площадках установлены пожарные гидранты и краны пожарного водопровода. Возле помещения КТП предусмотрены огнетушители, ящики с песком и противопожарный инвентарь (лопаты, ведра). Для тушения пожара предусмотрены огнетушители типа ОУ-5; ОУ-8, ОУ-50, а для ликвидации пожара на подстанции разработаны специальные «карточки пожаротушения».

На специальных щитах предусмотрены следующие противопожарные средства:

лом1 шт.

ведро1 шт.

топор пожарный1 шт.

лопата1 шт.

багор1 шт.

огнетушительОУ-8-1 шт.

огнетушительОУ-5-1 шт.

ящик с песком1 шт.

6.6 Мероприятия обеспечения безопасности при авариях

Организационные мероприятия

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на воздушных и кабельных линиях электропередачи, в здании КТП и РУ.

При замыкании на землю в электроустановках 10 кВ приближаться к обнаруженному месту замыкания на расстояние менее 5 м в закрытом РУ и менее 8 м в открытом РУ и на воздушных линиях допускается только для оперативных переключений и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Технические мероприятия.

Для защиты всего оборудования, установленного на подстанции, используются комплекты релейной защиты.

Защита от коммутационных перенапряжений осуществляется разрядниками. Для предотвращения повреждения оборудования при возникновении резонансных перенапряжений на подстанции установлен антирезонансный трансформатор напряжения типа НАНИ. Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью заземленных вертикальных стержневых молниеотводов.

Для защиты оборудования РУ от грозовых волн набегающих с линий, применены вентильные и трубчатые разрядники, а также тросовые молниеотводы, подвешиваемые на подходе линий.

На работах РУ – 10кВ предусмотрено использование:

- изолированного питания - 1 шт.

- указателей напряжения 10 кВ- 2 шт.

- изолирующих клещей 10 кВ-1 шт.

- диэлектрических перчаток выше 1000В – 4 пары.

- бот-2 пары.

- временных ограждений- 5 комплектов.

- предупредительных плакатов - 6 комплектов.

- защитных очков- 2 шт.

- противогазов- 2 шт.

- комплектов переносных заземлений 10 кВ -4 комплекта.

- диэлектрических подставок-8 шт.

Для обслуживания РУ - 0,4кВ предусмотрены:

- указатель напряжения-2 шт.

- изолирующие клещи-1 шт.

- монтерский инструмент-2 комплекта.

- диэлектрические боты-2 пары.

- диэлектрические коврики-4 шт.

- временные ограждения-2 к-та.

- комплекты переносных заземлений – 2 к-та.

- защитные очки-1 шт.

- противогаз-1 шт.

6.7 Мероприятия по производственной санитарии

Микроклимат производственных помещений

Санитарно-гигиенические условия работы в электроустановках КТП определяются условиями микроклимата в помещениях, наличием пыли или её отсутствием, газов, шума, вибрации.

Созданию нормальных условий труда на производстве согласно СН-245-74 способствует комплекс санитарно-гигиенических мероприятий. Объем и площадь производственных помещений, приходящихся на одного рабочего ≥ 4,5м³.

Дежурный персонал, в помещении персонала, поддерживается определенная температура при помощи нагревательных приборов:

а) летом 20-25⁰С с влажностью 40-60% и скоростью движения воздуха от 0,2 до 0,5 м/с;

б) зимой 17-19⁰С с влажностью воздуха от 40-60% и скоростью движения воздуха не более 0,3 м/с.

В помещении ТП предусмотрена вентиляция, которая осуществляется через специальные внутренние металлические решетки. Вентиляция осуществляется за счет разницы внутренней и внешней температуры.

Производственное освещение

Согласно СН и П II 4-79 в электроустановках освещенность обеспечивается не менее 200 лк при комбинированном и 150 лк при общей освещенности. Для наружного освещения предусматриваются прожекторы ПЭС – 45. Для проведения работ, при ликвидации аварии и для эвакуации людей предусмотрено аварийное освещение.

Наименьшая освещенность рабочих поверхностей при аварийном освещении не менее 2 лк. Питание осуществляется (аварийного освещения КТП) от трансформаторов собственных нужд. Аварийное освещение выполнено лампами накаливания 60 Вт. Питание переносных электросветильников выполнено: напряжением до 42В – в помещениях с повышенной опасностью. 12В – в особо опасных помещениях с повышенной влажностью. Питание переносных светильников предусматривается от местных понижающих трансформаторов.

6.8 Мероприятия по защите окружающей среды от воздействия системы электроснабжения предприятия

Мероприятия по охране окружающей среды регламентируют ГОСТ 17.0.001 – 76, ГОСТ 170.101-76, ГОСТ 17.1202-77 и другие нормативные документы, согласно которым предусмотрено ограничение поступления в окружающую среду сточных вод и вредных выбросов. С этой целью санитарной лабораторией по утвержденному графику осуществляется контроль состава и количества стоков, пыли и газообразных выбросов и отходов производства. Предотвращение загрязнения воздушного бассейна пылью, удаляемой из производственных помещений, предусмотрено фильтрующими и обезвреживающими устройствами загрязненного воздуха.

Предусмотрены маслосборники под силовыми трансформаторами для аварийного сброса масла.

Для предприятия в целом установлены предельно-допустимые выбросы (ПДВ) вредных веществ, исходя из общей экологической обстановки в районе его расположения.

7. Экономическая часть

При проектировании электроснабжения молочно-товарной фермы отделения «Медведово» колхоза «Прогресс» решены следующие задачи:

• выбрана наиболее рациональная с точки зрения технических показателей схема питания электропотребителей фермы;

• произведен технически и экономически обоснованный выбор ТП, числа и мощности силовых трансформаторов;

• выбран экономически целесообразный режим работы трансформаторов и возможности резервирования для повышения надёжности электроснабжения.

Схема электроснабжения предприятия должна быть максимально простой экономически обоснованной и надежной.

_{В экономической части дипломного проекта рассмотрены следующие вопросы:}

• анализ результатов расчетов, проведенных в технологической части проекта по выбору оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия;

• укрупненный расчет сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения;

• расчет численности, основной и дополнительной заработной платы обслуживающего персонала;

• расчет сметы годовых эксплуатационных затрат на электроснабжения и себестоимости одного кВт·ч потребляемой электроэнергии;

• технико-экономические показатели электроснабжения предприятия и мероприятия по экономии электроэнергии.

7.1 Анализ выбора оптимальной схемы электроснабжения молочно-товарной фермы отделения «Медведово»

Основной задачей при проектировании электроснабжения объекта является выбор таких решений, которые, отвечая требованиям ПУЭ, отличались бы наилучшими технико-экономическими показателями, т.е. выбор схемы электроснабжения осуществляется на основе анализа и сравнений технико-экономических показателей.

Критерием эффективности варианта является минимум приведенных затрат:

(7.1)

где - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капитальных вложений;

К – капитальные вложения;

U - эксплуатационные годовые расходы.

В данном проекте схему внешнего электроснабжения не выбираем, так как в задании на дипломный проект задано, что внешнее электроснабжение завода осуществляется от РТП «Киваи» с напряжениями 110/35/10 кВ длиной 9 км. Схему внутреннего электроснабжения завода также не выбираем, потому что в задании на дипломный проект задано, что внутреннее электроснабжение осуществляется напряжением 0,4 кВ. Питание потребителей электроэнергии от ТП 2х160 кВА с АВР по линии 10 кВ от РТП «Логоватое» 110/35/10 кВ длиной 10,6 км. В случае аварийного отключения в линии 0,4 кВ предусмотрено АВР и переход на питание от одного трансформатора 160 кВА с перегрузкой 24% в течение 5 часов. При более длительном отключении предусмотрено питание от трансформатора 160 кВА преимущественно потребителей II категории надёжности – коровников и родильного отделения.

7.2 Расчет сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения

Сметная стоимость включается в план реконструкции предприятия и является основой финансирования капитальных затрат системы электроснабжения.

Таблица 7.1 - Смета спецификации на приобретение и монтаж оборудования сетей системы электроснабжения отделения «Медведово»