Введение
В связи с тем, чтостроительство сельских электрических сетей к настоящему времени можно считатьпрактически завершенным, важнейшими задачами на современном этапе являетсяобеспечение качества электроэнергии у сельских потребителей и бесперебойностьих электроснабжения с наибольшей экономичностью.
Правила устройстваэлектроустановок (ПУЭ) делят все потребители электрической энергии с точкизрения необходимости обеспечения надежности их электроснабжения на трикатегории. К первой относятся электроприемники, нарушение электроснабжения,которых влечет за собой опасность для жизни людей, наносит значительный ущербнародному хозяйству, вызывает повреждения оборудования, массовый бракпродукции, расстройства сложных технологических процессов. По ПУЭ электроприемникипервой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источниковпитания, и перерывы в их электроснабжении допускаются на время необходимое дляавтоматического включения резервного питания. Следует отметить, что присравнительно небольших мощностях сельских потребителей первой категории вкачестве резервного источника их питания вполне могут использоваться резервныеэлектростанции.
Известно, что в любой,самой совершенной по качеству оборудования электрической системе в процессе ееэксплуатации неизбежно возникают различные повреждения. Причины аварии вэлектроустановках разнообразны, но чаще всего они возникают вследствие несвоевременноговыявления и устранения дефектов оборудования, низкочастотного монтажа, низкогоуровня эксплуатации. Часто аварии являются следствием влияния наэлектроустановки атмосферных перенапряжений.
Надежностьэлектроснабжения характеризуется количеством и длительностью отключений исоответственно перерывами в подаче электроэнергии потребителям. Очевидно, чтопри современном уровне электрификации, вообще и сельского хозяйства вчастности, перерывы в электроснабжении влекут за собой определенные потери впроизводстве и наносят материальный ущерб.
Совершенствуя схемуэлектроснабжения, а следовательно, увеличивая капитальные расходы на ееэксплуатацию, можно сокращать недоотпуск электроэнергии потребителям исоответственно уменьшать наносимый им материальный ущерб.
1 Хозяйственная деятельность предприятия и анализ схемыэлектроснабжения
1.1 Природно-экономическиеусловия
СХП “Гарант ” селаБорисова расположено в северной части Челябинской области, в 5 км от районного центра с. Кунашак и 98 км от областного центра г. Челябинска. Площадь землепользованиясоставляет — 7230 га в том числе: с/х угодий-4982 га; из них: пашни-5011 га; сенокосы-730 га; пастбищ-823 га.
Сообщение междунаселёнными пунктами осуществляется по грунтовым дорогам и автодорогамобластного значения. Общая численность населения СХП 650 чел. Национальныйсостав населения –татаро –башкиры.
1.2 Климат
Поселок расположен вумеренно-континентальной климатической зоне, которая характеризуется длительнымпериодом отрицательных температур и значительными колебаниями их в течениигода. По многолетним данным метеостанции сумма эффективных температур выше +5 градусовсоставляет 13-25 дней. За год в среднем выпадает 480 мм осадков из них в период с температурой выше 10 градусов.
Господствующеенаправление ветров юго-западное и западное. Средняя температура самогохолодного месяца- января составляет-15 градусов, самого тёплого — июля +18градусов. Последние весенние заморозки прекращаются обычно в конце мая. Первыеосенние заморозки начинаются обычно в середине сентября. Средняяпродолжительность вегетационного периода 165 дней (стойловое содержание скота210-215 дней). Устойчивый снежный покров наступает в конце ноября. Максимальнаяглубина промерзания почвы 79 см. Наибольшая толщина снежного покрованаблюдается в марте до 69 см. Полный сход снега наблюдается после 20 апреля.
1.3 Почвы
Большинство территориихозяйства занято дерново-подзолистыми почвами. Из других почв наибольшеераспространение имеют дерново-карбонатные почвы, занимающие 19% площади. Менеераспространенные являются дерново-луговые и лесостепные, удельный вес которыхсоставляет около 2,5%. остальная площадь занята почвами крутых склонов,заболоченных мест. По механическому составу в районе преобладают тяжело исредне — суглинистые почвы, их удельный вес составляет 75%.
1.4 Специализация
Будущее направление СХП — молочно-мясное животноводство. Картофелеводство, овощеводство развиты слабо. Вцелом сложившееся специализация отвечает природным и экономическим условиямрайона и подлежит дальнейшему развитию в сторону большего увеличенияпроизводства молока, овощей и картофеля.
1.5 Анализхозяйственной деятельности
Таблица 1.1–Структура денежной выручки предприятия
Отрасли,
2004 г.
2005 г.
2006 г.
продукты
тыс. руб.
%
Тыс. руб.
%
тыс. руб.
%
Растениеводство
всего: 22064 6,41 39929 3,80 144426 4,93 в том числе: зерновые 15839 4,60 23889 2,27 56967 1,94 картофель 4738 1,38 1243 0,12 1973 0,07 овощи 229 0,07 13014 1,24 605 0,02
Животноводство
всего: 261600 76,03 638897 60,83 2416618 82,43
в том числе:
молоко 48767 14,17 151673 14,44 689782 23,53
КРС 29748 8,65 42515 4,05 309649 10,56
свиньи 181965 52,89 443766 42,25 865999 29,54
Прочая продукция 60400 17,55 371416 35,36 370621 12,64
Всего по хозяйству
344064
100,00
1050242
100,00
2931665
100,00 /> /> /> /> /> /> /> />
Денежную выручкухозяйство получает в основном от реализации продукции животноводства. Денежнаявыручка которой в среднем составляет 73,1 %. Растениеводство дает лишь 5 %денежной выручки. Главный товарный продукт – мясо свиней, он дает в среднем41,6 % денежной выручки, на втором месте денежная выручка от реализации молока.Она составляет в среднем – 17,4 %. На третьем месте выручка от продажи мясаКРС. Она составляет в среднем – 7,8 %. Следовательно СХП «Гарант» имеетмясо-молочное направление с производством зерна для собственных нужд.
Таблица 1.2–Экономическиерезультаты производства основных товарных продуктов
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Отрасли, продукты
Денежная выручка, тыс. руб.
Себесто-имость, тыс. руб.
Прибыль, убыток, тыс. руб.
Денежная выручка, тыс. руб.
Себесто-имость, тыс. руб.
Прибыль, убыток, тыс. руб.
Денежная выручка, тыс. руб.
Себесто-имость, тыс. руб.
Прибыль, убыток, тыс. руб.
Растениеводство
всего: 22064 15782 6282 39929 47683 -7754 144426 178766 -34340 в том числе: зерновые 15839 10596 5243 23889 29778 -5889 56967 86223 -29256 картофель 4738 3315 1423 1243 1363 -120 1973 2133 -160 овощи 229 252 -23 13014 13726 -712 605 689 -84
Животноводство
всего: 261600 197006 64594 638897 588311 50586 2416618 2898506 -481888 в том числе: молоко 48767 60570 -11803 151673 192524 -40851 689782 744857 -55075 мясо КРС 29748 27235 2513 42515 65833 -23318 309649 541477 -231828 свиньи 181965 108538 73427 443766 329652 114114 865999 772310 93689 Прочая продукция 60400 67383 -6983 371416 356755 14661 370621 357603 13018 Всего по хозяйству 344064 280171 63893 1050242 992749 57493 2931665 3434875 -503210
СХП «Гарант» являетсяубыточным. Можно сказать, что в растениеводстве рентабельность зависит преждевсего от природных условий.
В животноводстве СХП основнуюприбыль получает от реализации мяса свиней. Это единственный продукт которыйпостоянно приносит прибыль, в то время как другие продуты производятся с убытками.
Таблица1.3–Структура земельного фонда и оценка качества сельскохозяйственных угодий
Наименование земель, угодий
Код
2004 г.
2005 г.
2006 г. Общая земельная площадь, га 0870 13480 13254 21410 Всего сельскохозяйственных угодий, га 0880 10415 10189 16507 в том числе: пашня, га 0881 9465 9444 14863 сенокосы, га 0882 пастбища, га 0883 950 745 1644 Наличие орошаемых земель, га 0930 126 126 515 Наличие осушенных земель, га 0940
В результате укрупненияСХП в 2006 году общая земельная площадь увеличилась на 8156 га. А сельскохозяйственные угодья – на 6318 га.
СХП интенсивно используетсвои угодья, так как площадь пашни составляет высокую долю, равную 70 % всехугодий.
Таблица1.4–Обеспеченность основными фондами и оборотными средствами
Показатели
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Величина основных производственных фондов Всего, тыс. руб.: 307013 6722017 45398794 на 100 га с.-х. угодий, тыс. руб.: 2277,54 50716,89 212044,81
Материальных оборотных средств Всего, тыс. руб.: 249264 1247137 3416610 на 100 га с.-х. угодий, тыс. руб.: 1849,14 9409,51 15958,01
Величина основныхпроизводственных фондов и оборотных средств за анализируемый период вабсолютных показателях резко возрастает. Но это связано с инфляционнымипроцессами в экономике, в результате чего была сделана переоценка.
Таблица 1.5–Структураэнергетики хозяйства
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Источники энергии
физ. Ед.
кВт
%
физ. ед.
кВт
%
физ. ед.
кВт
% Тракторы 94 16503 72,9 92 15604 71,3 148 25732 76,9 Комбайны 48 4320 19,1 48 4320 19,7 61 5490 16,4 Электродвигатели 354 1765 7,8 360 1795 8,2 468 2002 6,0 Электроустановки 116 57,5 0,3 125 170 0,8 150 225 0,7 Всего энергетических мощностей 612 22646 100,0 625 21889 100,0 827 33447 100,0 Потреблено электроэнергии, тыс. кВт.ч 7326 5823 6921 в том числе: На производственные нужды, тыс. кВт.ч 7217 4712 5756 Приходится энергетических мощностей, кВт: На 1 среднегодового работника 49,0 50,1 53,4 На 100 га с.-х. угодий 217,4 214,8 202,6 Приходится электроэнергии на 1 среднегодового работника, тыс. кВт.ч 15,9 13,3 11,1
Из таблицы 1.5 видно, чтоосновная доля приходится на трактора и комбайны (92-93% всех мощностейхозяйства), электродвигатели и электроустановки составляют 7-8%, общееколичество установок с течением времени в основном уменьшается. Что вызваностарением, выходом их из строя, недостатком средств –на их обновление.
Таблица 1.6–Урожайность иваловой сбор продукции растениеводства.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Культуры
Урожай-ность, ц/га
Валовой сбор, ц
Урожай-ность, ц/га
Валовой сбор, ц
Урожай-ность, ц/га
Валовой сбор, ц Зерновые, всего 13,4 62295 9,1 44641 7 38755 в том числе: озимые 13,4 4386 яровые 13,4 57902 9,1 44641 7 38755 Сено однолетних трав 2596 Сено многолетних трав 20,2 18989 9,8 11183 19344 Кукуруза на силос 185,3 121926 67,8 30335 107 35488 Подсолнечник 90 2700 128,8 24481 49 19920
Из таблиц 1.3 и 1.6видно, что основную часть посевных площадей занимают зерновые культуры, запоследний год их посевные площади увеличились. Тенденция к увеличению площадейпод зерновые культуры объясняется уменьшением урожайности зерновых культур за последниегоды.
Таблица 1.7– Динамика поголовья животных
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Показатели
голов.
голов.
голов.
Крупный рогатый скот Всего: 1232 1182 2003 В том числе: Коровы 423 378 686 из них молочного направления 423 378 686 быки – производители 4 4 4 нетели и телки старше 2 лет 88 84 178
Свиньи Всего: 3525 2499 3143 В том числе основные свиноматки и хряки 822 804 482 из них основные свиноматки 701 622 406
Лошади Всего: 110 95 131 в том числе взрослые 74 68 99 из них матки лошадей 35 27 32
В сравнении с 2003 годом общеепоголовье крупного рогатого скота возросло. Это вызвано перераспределениемкормовой базы и восстановление поголовья КРС на откорме, уменьшенного в2005году в связи с интенсивной реализацией мяса КРС. В целом поголовье животныхдостаточно для промышленного производства мяса и молока.
Таблица 1.8–Валовой выход продукции и продуктивностьживотных
Показатели
Един. изм.
2004 г.
2005 г.
2006 г. Молоко, ц Ц 13329 11318 15535 Масса телят при рождении Ц 0,134 0,118 0,207 Приплод Гол 576 467 886 Прирост Ц 1432 1313 1368 Масса поросят при рождении Ц 0,098 0,081 0,068 Поросята отъемыши Гол 9617 8128 6534 Прирост поросят отъемышей Ц 994 995 791 Прирост Ц 2156 1494 1314
Изтаблицы 1.8 видно, что прирост КРС уменьшается, масса новорожденных телят также уменьшается. Валовой удой молока растет при увеличении поголовья дойногостада, такие отрицательные результаты могут быть связаны с ухудшением иуменьшением кормового рациона.
2.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Линияэлектропередачи СХП «Гарант» введена в эксплуатацию в 1973 году. Схемаэлектроснабжения приведена на рисунке 1.1. Общая протяжённость линии 24,5 км.Линии выполнены на железобетонных опорах, состояние опор на текущее время удовлетворительно.Используются провода марок А-50 и А-35. В линии используются изоляторы ШФ-10Г.В качестве секционирующих аппаратов установлены разъединители с ручнымприводом. Анализ схемы электроснабжения произведем по следующим показателям:
- качествунапряжения;
- удельнымпоказателям числа и длительности отключений;
Качествонапряжения, определяемое уровнем напряжения на зажимах потребителей, не должнопревышать допустимого значения. По данным Кунашакского РЭС количество ипродолжительность отключений для проведения плановых ремонтов: 8 раз в год по 8часов каждое отключение, что соответствует допустимым нормативам [1].
Схема внешнегоэлектроснабжения потребителя обеспечена по 3 категории [1]. Наличие, мощность и место подключения собственныхисточников питания (дизель/ блокстанция): нет.
Существующаясхема электроснабжения н.п.Борисова приведена на рис. 1.1.
/>
рис. 1.1 Существующаясхема электроснабжения н.п. Борисова
2.1 Расчетсуществующей электрической нагрузки
Расчетная нагрузка нашинах ТП определяется при помощи коэффициента одновременности, по даннымнагрузки на вводе потребителей.
Определяется активная иреактивная нагрузки для дневного и вечернего максимумов.
n
Рд=к0 Рдi ; (2.1)
i=1
n
Рв=к0 Рвi ; (2.2)
i=1
n
Qд=к0 Qдi ; (2.3)
i=1
n
Qв=к0 Qвi , (2.4)
i=1
гдеРд, Рв, Qд, Qв — расчетные дневная и вечерняяактивные и реактивные нагрузки на участке линий;
Рдi, Рвi, Qдi, Qвi – нагрузки на вводе i-го потребителя;
к0–коэффициент одновременности.
Еслинагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза,применение коэффициента одновременности в этом случае не рекомендуется, ирасчетные нагрузки участков линий определяются по выражениям:
n-1
Рд=Рднаиб + Рдi ; (2.5)
i=1
n-1
Рв=Рвнаиб + Рвi ; (2.6)
i=1
n-1
Qд=Qднаиб + Qдi; (2.7)
i=1
n-1
Qв=Qвнаиб + Qвi, (2.8)
i=1
где Рд наиб — наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;
Рдi — добавка к наибольшей нагрузке отактивной нагрузки i-го потребителя,определяемая по таблице суммирования [1], промежуточные значения находятсяинтерполяцией.
Дневная расчетнаянагрузка ТП2719 получена следующим образом:
Рд =Рднаиб + Рдi=Р2+Р1+Р3=336+220+62=618 кВт (2.5)
Результаты расчета суказанием потребителей приведены в таблице 2.1.Таблица2.1–Нагрузки на вводе потребителей ТП 2719Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ГАРАЖИ ..
МАСТЕРСКИЕ ..
МТМ.
3
3
1
0.80
0.80
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
120 180
140 160
90 100
288
336
90
432
384
100
82
80
80
100
92
90
197
192
80
240
221
90 НАГРУЗКА ТП 618 501 394 469
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 618
9
510 393.8 468.6
Расчет нагрузок дляостальных ТП10/0.4 кВ производится аналогично и приведен в приведен в таблицах2.2-2.16.
Таблица 2.2–Нагрузки навводе потребителей ТП2520Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ФЕРМА ..
ПОМЕЩЕНИЕ УДАЛ..
2
1
0.85
1.00
/>/>/>Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
80 | 100 136 170
40 40 40 40
60
20
80
20
102
20
136
20 НАГРУЗКА ТП 163 197 115 149
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 163
4
201 114.5 148.5
Таблица2.3–Нагрузки на вводе потребителей ТП2570Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ПУНКТ ПРИЕМА М..
ЦЕХ ПЕРЕРАБОТК..
СКЛАДЫ ..
1
2
5
1.00
0.85
0.75 Рдi | Pвi | Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
20 | 20 | 20
120 | 120 |204
15 15 56
20
204
56
10
90
10
10
90
10
10
153
38
10
153
38 НАГРУЗКА ТП 255 255 184 184
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 255
5
230 183.6 183.6 Таблица 2.4–Нагрузки на вводепотребителей ТП2854Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ФЕРМА ..
ПРИЕМНЫЙ НАВОЗ..
КОРМОПРИГОТОВИТ
ВЕТПОМЕЩЕНИЕ ..
2
2
1
1
0.85
0.85
1.00
1.00 Рдi | Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
60 | 80
12 | 12
50 0
4 4
102
20
50
4
136
20
4
35
8
30
2
40
8
2
60
14
30
2
68
14
2 НАГРУЗКА ТП 151 151 88 77
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 151
10
161 88.0 77.5
Таблица 2.5–Нагрузки навводе потребителей ТП219Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ПИЛОРАМА ..
БАЛКА-ПОГРУЗЧИ..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
60
35
60
35
60
35
60
35
40
30
40
30
40
30
40
30 НАГРУЗКА ТП 83 83 59 59
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 83
5
88 59.0 59.0 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Таблица 2.6–Нагрузки навводе потребителей ТП210Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
УЛИЦА ВОСТОЧНАЯ.
МЕДПУНКТ ..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
80
10
110
18
80
10
110
18
35
4
50
2
35
4
50
2 НАГРУЗКА ТП 86 121 37 51
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 86
8
129 37.4 51.2 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> Таблица2.7–Нагрузки на вводе потребителей ТП2519Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ФЕРМА ..
ПУНКТ ПРИГОТОВ..
НАСОСЫ ..
2
1
2
0.85
1.00
0.85 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
50
20
20
60
20
85
20
34
102
34
30
15
15
35
15
51
15
26
60
26 НАГРУЗКА ТП 120 124 76 76
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 120
6
130 76.3 75.6
Таблица2.8–Нагрузки на вводе потребителей ТП211Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ЦЕХ ПРИЕМА ..
СУШКА ..
ЦЕХ ПЕРЕРАБОТК..
ПРЕССЫ ..
1
1
1
2
1.00
1.00
1.00
0.85 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
40
80
150
85
15
10
40
80
150
145
15
10
35
65
120
60
5
35
65
120
102
5 НАГРУЗКА ТП 335 21 258 5
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 335
4
25 257.7 5.0 Таблица 2.9–Нагрузки на вводе потребителей ТП209Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
КОМПРЕССОР ..
НАСОСЫ ..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
25
20
25
20
25
20
25
20
15
15
15
15
15
15
15
15 НАГРУЗКА ТП 38 38 24 24
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 38 38 24.2 24.2
Таблица 2.10–Нагрузки навводе потребителей ТП2603 Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ФЕРМЫ ..
НАСОСЫ ..
ХОЛОДИЛЬНИК ..
3
2
1
0.80
0.85
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
50
15
10
60
15
10
120
26
10
144
26
10
25
10
8
30
10
8
60
17
8
72
17
8 НАГРУЗКА ТП 142 166 75 87
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 142
10
176 75.3 87.3
Таблица 2.11–Нагрузки на вводе потребителей ТП2765Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ТРАНСПОРТЕРЫ ..
СУШКА ..
СКЛАДЫ ..
ВЕНТИЛЯЦИЯ ..
4
2
2
4
0.77
0.85
0.85
0.77 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
20
50
35
40
20
50
35
40
62
85
60
124
62
85
60
124
12
38
20
35
12
38
20
35
37
65
34
109
37
65
34
109 НАГРУЗКА ТП 266 266 199 199
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 266
12
278 199.2 199.2
Таблица 2.12–Нагрузки навводе потребителей ТП2764Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
УЛ БАЙМУРЗИНА ..
СТОЛОВАЯ ..
БАНЯ ..
1
1
1
1.00
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
84
25
35
130
20
50
84
25
35
130
20
50
60
12
20
100
5
30
60
12
20
100
5
30 НАГРУЗКА ТП 123 177 80 122
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 123
15
192 79.8 122.0 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Таблица 2.13–Нагрузки навводе потребителей ТП2637Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
ШКОЛА ..
ПРИЕМКА СТЕКЛО ТАРЫ ..
УЛ ПУШКИНА ..
УЛ ЛЕНИНА..
1
1
1
1
1.00
1.00
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
60
2
35
15
95
5
55
20
60
2
35
15
95
5
55
20
40
20
5
60
30
8
40
20
5
60
30
8 НАГРУЗКА ТП 93 148 56 84
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 93
10
158 55.5 83.8
Таблица 2.14–Нагрузки навводе потребителей ТП2638Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
УЛ СТЕПНАЯ Д.1-..
УЛ ГАГАРИНА Д.2..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
100
40
140
65
100
40
140
65
50
20
65
30
50
20
65
30 НАГРУЗКА ТП 127 185 63 84
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 127
15
200 62.5 84.0
Таблица 2.15–Нагрузки навводе потребителей ТП494
ДОМ КУЛЬТУРЫ ..
СПОРТЗАЛ ..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
35
10
55
18
35
10
55
18
15
5
20
8
15
5
20
8 НАГРУЗКА ТП 41 66 18 25
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 41
4
70 18.0 24.8 Таблица2.16–Нагрузки на вводе потребителей ТП496Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная
УЛ КОМСОМОЛЬСК..
ПРОДУКТОВЫЙ ..
1
1
1.00
1.00 Рдi Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв
75
20
95
30
75
20
95
30
30
10
40
14
30
10
40
14 НАГРУЗКА ТП 88 114 36 49
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 88
12
126 36.0 48.5 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
2.2 Проверкасуществующей ТП на систематические нагрузки
В таблице 2.17 приведемрасчетную мощность на шинах ТП, номинальную мощность существующих ТП икоэффициент систематической нагрузки, который сравнивается с допустимой.
Таблица 2.17№ ТП Sд Sв Sнтп Кс сущ Кс доп 2719 952,7856 900,7236 560 1,7 1,59 219 259,3296 325,2651 100 3,25 1,59 2570 408,7895 414,0781 315 1,31 1,59 2854 227,2027 232,5692 160 1,46 1,59 2520 132,3832 137,7325 100 1,38 1,59 Продолжение табл. 2.17 210 121,7081 180,3302 100 1,8 1,77 2519 184,6549 195,7612 100 1,95 1,59 211 549,6848 33,14363 250 2,2 1,59 209 58,42773 58,42773 10 5,8 1,59 2603 208,7664 255,2274 160 1,59 1,59 2765 431,8603 444,4498 250 1,78 1,59 2764 190,7459 295,7264 160 1,84 1,77 2637 141,1264 232,6237 160 1,46 1,77 2638 184,2976 282,0011 160 1,76 1,77 494 58,21039 96,62945 63 1,54 1,77 494 123,6026 175,7502 100 1,76 1,77
Для нормальной работы ТПнеобходимо выполнение условия
КсКсдоп.
Из анализа таблицы 2.17мы можем определить ТП, реконструкция которых необходима. Сведем эти данные втаблицу 2.18
Таблица 2.18–Трансформаторныеподстанции подлежащие реконструкции№ ТП Sд Sв Sнтп Кс сущ Кс доп 2719 952,7856 900,7236 560 1,7 1,59 219 259,3296 325,2651 100 3,25 1,59 210 121,7081 180,3302 100 1,8 1,77 2519 184,6549 195,7612 100 1,95 1,59 211 549,6848 33,14363 250 2,2 1,59 209 58,42773 58,42773 10 5,8 1,59 2765 431,8603 444,4498 250 1,78 1,59 2764 190,7459 295,7264 160 1,84 1,77
2.3 Выводы иобоснование темы проекта
Данные из таблицы 2.18показывают, что требуется заменить 8 трансформаторов.
Замена существующих ТПтребует дополнительных затрат. С другой стороны, ожидаемая нагрузка непозволяет использования существующих ТП, де Кс
Для снижения расчетнойнагрузки можно рассмотреть мероприятия по снижению реактивной составляющей. Вкачестве этого мероприятия следует рассмотреть компенсацию реактивной мощности.
Компенсация реактивноймощности позволяет снизить полную расчетную нагрузку на шинах ТП, потеринапряжения и энергии на ТП, а также повысить cos φ. Предлагаемые мероприятия, как правило,требуют меньше затрат, чем замена самих трансформаторов. Поэтому в дипломномпроекте рассматриваем вариант компенсации реактивной мощности с последующей проверкойТП.
3. РАСЧЕТЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА НАГРУЗОК
Ожидаемая нагрузка сучетом перспективы развития определяется по выражению:
Рр=Рр.сущКр(3.1)
где Кр-коэффициент роста нагрузок.
Коэффициент ростанагрузок принимается из РУМ [8].
Согласно [8] Крдля существующих ТП принят в зависимости от вида нагрузки и расчетного года.
Для расчетного годаближайшей перспективы равной 5 лет для производственных и смешанныхпотребителей Кр=1.3.
Тогда для ТП №2719
Рд=618∙1.3=803 кВт (3.1)
Рв=510∙1.3=663 кВт
Существующие нагрузки нашинах рассмотренных ТП и результаты расчета с учетом перспективы роста нагрузокприведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1–Расчетнагрузок с учетом перспективы роста№ ТП Без учета роста нагрузок С учетом роста Рд Рв Qд Qв Рд Рв Qд Qв 2719 618 510 394 469 803,4 663 512,2 609,7 219 163 201 115 149 211,9 261,3 149,5 193,7 2570 255 260 184 184 331,5 338 239,2 239,2 2854 151 161 88 78 196,3 209,3 114,4 101,4 2520 83 88 59 59 107,9 114,4 76,7 76,7 210 86 129 37 51 111,8 167,7 48,1 66,3 2519 120 130 76 76 156 169 98,8 98,8 211 335 25 258 5 435,5 32,5 335,4 6,5 209 38 38 24 24 49,4 49,4 31,2 31,2 2603 142 176 75 87 184,6 228,8 97,5 113,1 2765 266 278 199 199 345,8 361,4 258,7 258,7 2764 123 192 80 122 159,9 249,6 104 158,6 2637 93 158 56 84 120,9 205,4 72,8 109,2 2638 127 200 63 84 165,1 260 81,9 109,2 494 41 70 18 25 53,3 91 23,4 32,5 496 88 126 36 49 114,4 163,8 46,8 63,7
4. КОМПЕНСАЦИЯРЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
При естественномкоэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсацияреактивной мощности [3].
По естественномукоэффициенту мощности [1] определяется, где и когда необходима компенсация.
Определяется величинареактивной мощности Qк, которую необходимо компенсироватьдо cosj=0,95 по выражению [3].
Qк= Qест — 0,33Р , (4.1.)
где Qест — естественная (до компенсации)реактивная мощность. Для ТП 2719,
Qк д=512 — 0,33 × 803=247 квар;
Qк в=610 — 0,33 × 663=391 квар.
Выбирается мощностьконденсаторных батарей QБк, при этомперекомпенсация не рекомендуется:
Qк ≤QБк ≤Qест . (4.2.)
Номинальные мощностиконденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, квар следующие: 20, 25, 30, 40,50, 75, 100, 125, 150 и т.д. Есть БК номинальная мощность которых, отличаетсяот перечисленных; рекомендуется устанавливать БК, если QБк ≥25 квар [3].
Батарею конденсаторовлучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если этосделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в одинмаксимум они включены обе, в другой — только одна.
Для ТП 2719 можно выбратьQБк=500 квар.
Определяетсянескомпенсированная реактивная мощность:
Q=Qест — QБк (4.3.)
Для ТП2719
Qд= Qест — QБк=512-500=12 квар;
Qв= Qеств — QБк=610-500=110 квар.
Рассчитывается полнаянагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:
/>S=Ú Р2 + Q2 (4.4.)
Для ТП 2719
/>
/>Sд=Ú 8032+122=803 кВА; Sв=Ú 6632+1102=672 кВА
Коэффициенты мощностипосле компенсации определяются по выражениям :
Для ТП 2719
cosjд=803/803=1; cosjв=663/672==0,987.
Данные по компенсацииреактивной мощности сводятся в табл. 4.1.
Таблица4.1–Сводные данные по компенсации реактивной мощности№ ТП Расчетная мощность, квар естественная для компенсации БК расчетная
Qест д
Qест в
Qк д
Qк в
QБк д
QБк в
Qд
Qв 2719 512,2 609,7 247 391 500 500 12 110 219 149,5 193,7 80 107 100 100+50 50 44 2570 239,2 239,2 130 128 200 200 39 39 2854 114,4 101,4 50 32 100 100 14 1 2520 76,7 76,7 41 39 75 75 2 2 2207 48,1 66,3 11 11 30 30+20 18 16 2519 98,8 98,8 47 43 75 75 24 24 211 335,4 6,5 192 4,2 30 35 7 209 31,2 31,2 15 15 25 25 6 6 2603 97,5 113,1 37 38 75 75+25 23 13 2765 258,7 258,7 145 139 200 200 59 59 2764 104 158,6 51 76 100 100+50 4 9 2637 72,8 109,2 33 41 50 50+50 23 9 2638 81,9 109,2 27 23 75 75+25 7 9 494 23,4 32,5 6 3 20 20 3 13 496 46,8 63,7 9 10 30 30+20 17 14
5. ПРОВЕРКА И ВЫБОРТРАНСФОРМАТОРА 10/0,4 кВ
Номинальная мощностьтрансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [4],в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточнойтемпературы охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечениянормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственныхпотребителей [5].
Выбор установленноймощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производитсяпо условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [4]:
/> (5.1.)
где Sр – расчетная нагрузка подстанции, кВА;
n – количество трансформаторовпроектируемой подстанции определяется в соответствии [5];
Sэк min, Sэк max – соответственно, минимальная имаксимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятойноминальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и виданагрузки потребителей [4].
Принятые по [4]номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы внормальном режиме эксплуатации – по допустимым систематическим нагрузкам, а впослеаварийном режиме — по допустимым аварийным перегрузкам.
Длянормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторовпроверяются по условию [4]:
/> (5.2.)
где кс –коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значенийсреднесуточных температур расчетного сезона υвт .
Если значениясреднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от υвт[4], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформатороврассчитываются по формуле:
кс= кст — ( υв — υвт), (5.3.)
где — расчетный температурный градиент,1/0С;
кст –табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки,соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. Присреднесуточной температуре зимнего сезона меньше –150С кстопределяется для υв=-150С.
Данныепо выбору трансформаторных подстанций сведем в таблицу 5.1.
Рекомендуемыеконденсаторные позволяют снизить расчетную нагрузку на шинах ТП. В результатепроведенных мероприятий удалось снизить потребную мощность ТП.
После компенсацииреактивной мощности требуется замена всего шести трансформаторов вместо восьми.При этом мощность заменяемых трансформаторов на ступень меньше, чем докомпенсации.
Таблица5.1–Технические данные трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ№ ТП
Sрасч, кВА Тип
Sт ном, кВА
Uвн ном, кВ
Uнн ном, кВ
Рх, кВт
Рк, кВт
Uк,
%
ПБВ,
% 2719 803 ТМ 630 10 0,4 1,56 7,6 4,5 ±2х2,5 219 265 ТМ 250 10 0,4 0,82 4,2 4,5 ±2х2,5 2570 340 ТМ 250 10 0,4 0,82 4,2 4,5 ±2х2,5 2854 209 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 2520 114 ТМ 100 10 0,4 0,365 2,27 4,5 ±2х2,5 210 168 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 2519 171 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 211 437 ТМ 400 10 0,4 1,05 5,5 4,5 ±2х2,5 209 49,8 ТМ 40 10 0,4 0,19 1,00 4,5 ±2х2,5 2603 229 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 2765 366 ТМ 250 10 0,4 0,82 4,2 4,5 ±2х2,5 2764 250 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 2637 206 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 2638 260 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5 494 92 ТМ 63 10 0,4 0,265 1,47 4,5 ±2х2,5 496 164 ТМ 160 10 0,4 0,565 2,65 4,5 ±2х2,5
6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТВЛ-10 кВ
Электрическийрасчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводови определения потерь напряжения и энергии. Для существующих ВЛ 10 кВпроизводится проверка сечения проводов по нагреву, потере напряжения приожидаемом росте нагрузок. Производится расчет ожидаемой потери электроэнергии.Рекомендуется следующий порядок расчета.
Записываются в таблицу6.1 номера и длины участков линии. Подсчитываются суммы активных и реактивныхмощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количествутрансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1] иопределяется расчетная нагрузка на участках ВЛ 10 кВ. По расчетной мощностиопределяются токи на участках сети 10 кВ. Таблица6.1–Электрический расчет ВЛ 10 кВУчаст
Длин
км
∑Pд
кВт
∑Pв
кВт
∑Qд
кВАр
∑Qв
кВАр n Ko
Pд
кВт
Pв
кВт
Qд
кВАр
Qв
кВАр
Sд
кВА
Sв
кВА
Iд,
А
Iв,
А
19-20
17-19
17-18
16-17
13-16
13-14
14-15
9-13
9-10
10-11
11-12
8-9
7-8
6-7
5-6
4-5
1-4
1-2
2-3
0-1
0.8
1.2
0.5
0.4
0.6
1.5
0.9
1.1
1.3
0.9
0.8
0.6
0.9
0.7
0.8
2.0
1.8
1.6
1.1
5.0
114
168
165
333
454
506
160
959
390
205
49
1349
1461
1569
767
2336
2532
1015
212
3837
164
255
260
515
720
611
250
1331
447
218
49
1778
1946
2061
371
2431
2640
924
261
3828
17
20
7
27
50
63
4
113
53
30
6
165
183
185
75
260
274
62
50
370
14
26
9
35
45
67
9
112
43
30
6
155
171
173
46
219
220
153
44
455
1
2
1
3
4
2
1
6
3
2
1
9
10
11
2
13
14
2
1
17
1.00
0.90
1.00
0.85
0.82
0.90
1.00
0.79
0.85
0.90
1.00
0.76
0.75
0.70
0.90
0.70
0.70
0.90
1.00
0.70
114
151
165
283
374
455
160
758
332
185
49
1026
1096
1098
690
1635
1773
914
212
2686
164
229
260
438
594
550
250
1052
380
197
49
1352
1460
1442
333
1702
1848
832
261
2679
17
18
7
23
41
56
4
89
45
27
6
125
137
129
67
182
192
56
50
259
14
24
9
30
37
61
9
88
37
27
6
118
128
121
41
153
154
138
44
318
116
152
165
284
377
459
160
763
334
187
50
1033
1104
1106
694
1645
1783
915
218
2698
164
231
260
439
595
553
250
1055
382
198
50
1357
1465
1447
336
1709
1855
843
265
2698
6,68
8,78
9,54
16,39
21,74
26,48
9,23
44,06
19,31
10,79
2,87
59,65
63,77
63,85
40,04
94,99
102,94
52,85
12,56
145,78
9,49
13,31
15,02
25,32
34,37
31,94
14,42
60,93
22,05
11,45
2,87
78,33
84,59
83,57
19,40
98,64
107,08
48,68
15,30
145,78
Проверка существующейсети
Проверка по нагревуосуществляется по условию
Iдоп> Iраб (6.1)
Потери напряжения научастках сети определяются :
/> (6.2)
где r0и х0–удельные активное и реактивное сопротивление провода, ом/км;
Р и Q– активная и реактивная мощности на участке линии 10 кВ.
l–длинаучастка, км.
Потери напряжения научастках сети определяем как потери напряжения от начала линии до концарассматриваемого участка.
Потери электрическойэнергии на участке
/> (6.3)
Результаты расчетасведены в таблицу 6.2.
Сравнительный анализданных показывает, что существующие сечения проводов проходят по нагреву,максимальные потери напряжения от ГПП до конца участка 20-21 составляют 16,17%.
Согласно нормтехнологического проектирования в сетях 10 кВ допускается потери напряжения до10%. Поэтому необходимо выбирать сечение проводов, обеспечивающее нормативныепоказатели.
Существующие сеченияпроводов допускают потери электрической энергии 233789кВт.ч.
Таблица 6.2–Проверкасуществующих сетей 10 кВ с учетом перспективы роста нагрузокУчасток Существующий провод Допустимый ток Потери напряжения на участке, % Потери напряжения от ГПП до конца участка, % Потери энергии, кВт.ч/год
19-20
17-19
17-18
16-17
13-16
13-14
14-15
9-13
9-10
10-11
11-12
8-9
7-8
6-7
5-6
4-5
1-4
1-2
2-3
0-1
АС35
АС35
АС35
АС35
АС35
АС35
А-50
АС35
АС35
ПС-25
А-50
А-50
А-50
А-50
А-50
А-50
А-50
А-35
А-35
А-50
170
170
170
170
170
170
215
170
170
150
215
215
215
215
215
215
215
170
170
215
0.08
0.15
0.07
0.09
0.18
0.56
0.11
0.53
0.36
0.14
0.05
0.39
0.63
0.49
0.35
2.07
2.02
0.51
0.20
8.44
0.11
0.22
0.10
0.14
0.28
0.67
0.18
0.72
0.40
0.15
0.05
0.51
0.82
0.63
0.17
2.13
2.07
0.49
0.24
8.54
15,07
14,99
14,91
14,84
14,75
15,13
15,24
14,57
14,4
14,54
14,59
14,04
13,65
13,02
12,88
12,53
10,46
9,75
9,95
8,44
16,17
16,06
15,94
15,84
15,7
16,09
16,27
15,42
15,1
15,25
15,3
14,7
14,19
13,37
12,91
12,74
10,61
9,8
10,04
8,54
334
986
549
1279
3534
7630
868
15956
3107
548
25
14384
25165
19100
5012
36040
40636
9976
1253
47407 ВСЕГО 233789 /> /> /> /> /> /> /> />
Выбор сеченияпроводов ВЛ 10 кВ
Сечение проводоввыбирается по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности [5]. По Fрасч принимается ближайшее стандартноесечение провода.
В целях удобства монтажав линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимыесечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочностидолжны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм-35мм2,15-20 мм-50 мм2 и более 20-70 мм2. Сечениесталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм2[5].
Выбранное сечениепроводов проверяется по допустимому нагреву [2].
Iдоп ≥Iр max (6.4)
Длявыбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное г0ииндуктивное х0; для определения х0необходимо принятьсреднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всегопринимают Дср≈1500 мм). Данные по проводам сводятся в табл.6.3.Таблица6.3–Выбор сечения проводов, потерь напряжения и энергии в ВЛ10 кВ с учетомроста нагрузокУчасток Потери напря жения ΔU, % Потери напряжения от ГПП до конца участка, % Провод
Потери
энергии
ΔWл
кВт*ч ΔUд ΔUв днем вечером
19-20
17-19
17-18
16-17
13-16
13-14
14-15
9-13
9-10
10-11
11-12
8-9
7-8
6-7
5-6
4-5
1-4
1-2
2-3
0-1
0.08
0.15
0.07
0.07
0.10
0.32
0.11
0.29
0.20
0.14
0.03
0.18
0.29
0.22
0.25
0.93
0.91
0.21
0.20
3.77
0.11
0.22
0.10
0.11
0.16
0.38
0.18
0.39
0.22
0.15
0.03
0.22
0.36
0.28
0.12
0.95
0.92
0.21
0.24
3.86
6,99
6,91
6,83
6,76
6,69
6,91
7,02
6,59
6,5
6,64
6,67
6,3
6,12
5,83
5,86
5,61
4,68
4,31
4,51
3,77
7,58
7,47
7,35
7,25
7,14
7,36
7,54
6,98
6,81
6,96
6,99
6,59
6,37
6,01
5,85
5,73
4,78
4,41
4,65
3,86
АС35
АС35
АС35
А 70
А 70
А 70
АС35
А 70
А 70
АС35
А 35
А 120
А 120
А 120
А 70
А 120
А 120
А 70
А 35
А 120
334
986
549
979
1920
4146
868
7542
1688
548
17
8120
8436
8523
3556
9012
9562
3936
1253
17369 Всего 89344
По выбранному сечениюпровода рассчитываются потери напряжения на участках от ГПП до конца расчетногоучастка, потери электроэнергии на участке и всего по линии 10 кВ.
Потери напряжения научастке 0-1:
/>
Потери электроэнергии научастке 0-1:
/>кВт.ч/год.
Результаты для остальныхучастков приведены в таблице 6.3.
Проведенные расчеты ВЛ 10кВ требуют реконструкции линии. При этом необходимо заменить сечение проводовпрактически на всех участках сети. Данная реконструкция позволяет обеспечитьнадежность сети по механической прочности, по нагреву. При этом максимальныепотери напряжения составляют 7,86%, что меньше допустимых 10%. Также ожидаетсяснижение потери электрической энергии до 89344 квт.ч, что составляет 38% отсуществующих.
7. РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙСХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв
/>
Рисунок 1.2 РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв
Таблица 7.1 – Определениенагрузок линий 0,38 кВ и ТП 2854Потpебитель Кол-во Ко Активная нагp., кВт Реактивная нагp., кВАp на вводе pасчетная на вводе pасчетная Л1 1.ФЕРМА
2
2
1
1
0.85
0.85
1.00
1.00 Рдi | Pвi Рд Рв Qдi Qвi Qд Qв Л2 2.ПРИЕМНЫЙ НАВОЗ..
60 | 80
12 | 12
50 0
4 4
102
20
50
4
136
20
4
35
8
30
2
40
8
2
60
14
30
2
68
14
2 Л3
3.КОРМОПРИГОТОВИТЕЛЬНАЯ.
4.ВЕТПОМЕЩЕНИЕ .. НАГРУЗКА ТП 151 151 88 77
Наружное освещение
НАГРУЗКА ТП 151
10
161 88.0 77.5
7.1 Определение допустимойпотери напряжения
Для оценки качестванапряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения (табл.7.1). Таблица составляется для ближайшей и удаленной трансформаторныхподстанций. Удаленной считается ТП, потери напряжения до которой от ГПП имеютнаибольшую величину. Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в применениидополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей вдопустимых пределах.
Отклонение напряжения влюбой точке электропередачи:
n n
Ut%=Ui+ Ui , (7.1.1)
i=1 i=1
где Ui – сумма надбавок от ГПП до рассматриваемойточки с учетом знака, %;
n
Ui — сумма потерь напряжения от ГПП дорассматриваемой
i=1
точки ,%.
В качестве минимальнойнагрузки рассматривается режим 25 %-й нагрузки, при которой потери напряженияпринимаются равными 1/4 части максимальных потерь.
В потребительскихтрансформаторах рассчитываются потери напряжения, %:
/> (7.1.2)
где Р и Q– активная и реактивная мощности, протекающие через трансформатор (дневные ивечерние), полная мощность которых наибольшая;
Uт ном — номинальное напряжение трансформатора (обмотки высшего напряжения);
Rт и хт– активное и индуктивное сопротивления трансформатора.
/> (7.1.3)
/> (7.1.4)
где Sт ном – номинальнаямощность трансформатора, ВА;
Uр % — составляющая потери напряжения в реактивных сопротивления, определяемая через Uк по выражению:
/> (7.1.5)
Регулируемая надбавка ПБВтрансформатора подбирается таким образом, чтобы отклонение напряжения U25ш 0,4 на шинах 0,4 кВ не выходило задопустимые пределы: +5 %) – для потребителей I и II*категорий надежности, и +7,5% для потребителей II и IIIкатегорий надежности.
После выбора регулируемойнадбавки можно определить допустимые потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ (поабсолютной величине), которая определяется как разница между отклонениемнапряжения на шинах 0,4 кВ в 100 %-ном режиме и допустимым отклонением напряженияу потребителя:
U′доп=U100ш0,4 — U100доп (7.1.6)
Этапотеря распределяется на две части. Одна часть U′′ =2,0% оставляется, согласно ПУЭ [7], на линиювнутри помещений, другая — на наружную линию (в примере Uдоп=5,96%),по которой рассчитываются все наружные линии 0,38 кВ, отходящие от ТП 1. приэтом для каждой линии 0,38 кВ должно соблюдаться условие:
Uфакт ≤Uдоп (7.1.7)
ВеличинаUдопвлияет на выбор сечения провода ВЛ 0,38 кВ: чем больше Uдоп,тем меньше сечение провода.
Рекомендуетсяустанавливать Uдоп> 6 %. При невыполненииэтого условия предлагаются следующие технические мероприятия:
― уменьшить U′′ до 1...0.6 %, если линии внутрипомещении небольшой длины (например, к линии подключены жилые дома);
― увеличить сечениепроводов на некоторых участках ВЛ 10 кВ.
― установитьпродольно-емкостную компенсацию реактивного сопротивления;
― предусмотретьзамену на ГПП трансформатора с ПБВ на трансформатор с РПН и с помощью последнегосоздать на шинах 110 (35) кВ режим встречного регулирования напряжения.
В практике принятиетехнических мероприятий обычно рассматривается в указанной последовательности,окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения вариантов.
Для ближайшего ТПпредлагается установить регулируемую надбавку –2,5%, а для удаленной ТПнадбавку 0%. Для остальных ТП регулируемые надбавки выбираются в пределах 0 или–2.5%.
При заполнении таблицы7.1 используем следующие данные:
Отклонение напряжения нашинах ГПП- из исходных данных;
Потери в линии 10 кВ – изтаблицы 5.1;
Потери в трансформаторах10/0,4 кВ – по формулам (7.1.2)…(7.1.5).
Потери напряжения в ТП2854:
/> (7.1.5)
/> Ом (7.1.3)
/> Ом (7.1.4)
/> (7.1.2)
Таблица7.1–Таблица отклонения напряженияЭлемент электропередачи Величина
Ближайшая
ТП 10/0,4
Удаленная
ТП 10/0,4 нагрузка, % 100 25 100 25 Шины 10 кВ ГПП
Uш 10 +7 +7 Линия 10 кВ
U10 -4,2 -1,06 -7,58 -1,9 Трансформатор 10/0,4: потеря напряжения
Uт -2,3 -0,58 -2,08 -0,52 надбавка конструктивная
Uт +5 +5 +5 +5 надбавка регулируемая
Uт -2,5 -2,5 Шины 0,4 кВ
Uш 0,4 +2,96 +0,86 +2,34 +2,58 Линия 0,38 кВ::
U/ -7,96 – -9,84 – наружная часть
Uдоп -5,96 – -7,84 – внутренняя часть
U// -2 – -2 – Удаленный потребитель
Uдоп -5 +5 -7,5 +7,5
7.2 Конструктивноевыполнение линий 0,38 и ТП 10/0,4кВ
Концевыеопоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Угловыеопоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловыеопоры анкерного типа..
Промежуточные опоры устанавливаемна прямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторами при помощипроволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии ипролета.
Данные выбираем поприложению 5, [2].
Для провода А 95длинапролета — 60 м;
Длина линии — 200 м;
Для провода АС 25 длинапролета — 95 м;
Длина линии — 300 м;
Для провода АС 25;
Длина линии — 60 м;
Линия 0.38 кВ (ТП-2854)
Концевые опоры – тип КАа4 шт.
Угловые опоры – тип ААа –1 шт.
Промежуточные опоры – типППа – 2
Длина полета Lпр – 35 м.
Количество промежуточныхопор:
Линия Л1: N = Lл1/Lпр=20/35 =1 шт.
Линия Л2: N = Lл2/Lпр=30/35 = 1 шт.
Линия Л3: N = Lл3/Lпр= 60/35 =2 шт.
Всего промежуточных опор 15шт.
Изоляторы фарфоровые типаТФ – 20 (по 5 штук на опору)
Для крепления изоляторовиспользуем крюки.
Выбираем трансформаторнуюподстанцию для ТП 2854
Тип КТП – 160 10/0.4 – У1
Основные техническиехарактеристики:
Uном. вн= 10 Кв
Iном = 7,5
Iном Л1 = 231 А
Iном Л2 = 37 А
Iном Л3 = 95 А
Схема предусматриваетлинию централизованного уличного освещения.
Вводы ВН и НН –воздушные. Габаритные размеры КТП не более 1300×1300×2740 мм. МассаКТП не более 1500 кг.
7.3 Электрическийрасчет линий напряжением 0,38 кВ
Выбор проводов производимпо допустимой потере напряжения, пользуясь при этом данными таблиц 7.1.
Задаемся реактивнымсопротивлением 1 км провода в линиях 0,38 кВ x0=0,4 Ом/км.
Определяется составляющаяпотери напряжения в реактивных сопротивлениях (в процентах):
/> (7.3.1)
где Q —реактивная мощность, кВАр дневнаяили вечерняя, которой соответствует большая полная мощность.
Определяется допустимаясоставляющая потери напряжения в активных сопротивлениях (в процентах):
/> (7.3.2)
Расчетное сечениепроводов:
/> (7.3.3)
гдеγ=32м/Ом×мм2 — удельная проводимость алюминия; Р, Вт,берется того же максимума, что и Q; Uном=380 В; L в м.
Выбирается стандартноесечение провода:
/> (7.3.4)
Проверяем выбранныйпровод по нагреву:
/> (7.3.5)
Iр.max находим по формуле:
/> (7.3.6)
Рассчитываетсяфактическая потеря напряжения, которая сравнивается с допустимой:
/>/> (7.3.7)
/> (7.3.8)
/> (7.3.9)
Расчет Л1:
/> в формуле (7.3.1)
/> в формуле (7.3.2)
/> в формуле (7.3.3)
Принимаем Fст=25 мм2, провод АС 25
/> в формуле (7.3.4)
/> А /> А в формуле (7.3.6)
/> в формуле (7.3.5)
По нагреву провод непроходит принимаем F=95 мм2,провод А 95
/> А
/>
/> />
в формуле (7.3.7)
/> в формуле (7.3.8)
/> в формуле (7.3.9)
Расчет Л2:
/>
/>
/>
Принимаем Fст=25 мм2, провод АС 25
/>
/> А /> А
/>
/> />
/>
/>
Расчет Л3:
/>
/>
/>
Принимаем Fст=25 мм2, провод АС 25
/>
/> А /> А
/>
/> />
/>
/>
Данные расчета заносим втаблицу 7.2
Таблица 7.2 – Сводныеданные расчета линий 0,38 кВЛиния Провод
R0, Ом/км
X0, Ом/км
Iр.max, А
Iдоп, А
DUфакт, %
DUдоп, % Л1 А 95 0,308 0,3 231 320 2,5 5,96 Л2 АС 25 1,14 0,345 37 130 3,8 5,96 Л3 АС 25 1,14 0,345 95 130 3,01 5,96
7.4Проверка сетей на успешный запуск крупных асинхронных электродвигателей
При запуске крупныхасинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором (ЭД), потеринапряжения в сетями увеличиваются вследствие протекания пусковых токов, таккак его электромагнитный момент пропорционален квадрату напряжения.
Допустимое снижениенапряжения на запускаемом ЭД из условия успешного запуска определяется:
/> (7.4.1)
где: Мтрог — момент трогания рабочей машины, приведенный к валу ЭД;
Мизб=0,2…0,3×Мном.-избыточный момент, необходимый для ускорения системы “электродвигатель — рабочая машина”;
Мном и Мпуск — номинальный и пусковой момент ЭД.
Если все моментыразделить на Мном т.е. выразить в относительных единицах, товыражение примет вид:
/> (7.4.2) Успешный запуск ЭД возможен,если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (по абсолютнойвеличине) допустимого:
/> (7.4.3) Фактическое отклонение напряженияопределяется по формуле:
/> (7.4.4)
где: δUш 0,4 – фактическое отклонение напряженияна ЭД перед пуском на шинах 0,4 кВ (меньше из отклонений 100 или 25 % режимов),подставляется со знаком “+”, если напряжение ниже номинального и “-“- еслинапряжение выше номинального.
ΔUпуск –потеря напряжения в трансформатореот пускового тока, определяется по упрощенной формуле:
/> (7.4.5)
где: ZТ -полное сопротивление трансформатора;
/> (7.4.6)Здесь Uт.ном — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;
Полное сопротивление линии Л1определяется:
/> (7.4.7)
Сопротивление электродвигателяв пусковом режиме находится по формуле:/> (7.4.8)
где: Uноми Iэд.ном — номинальные напряжения и ток электродвигателя;
кi-кратность пускового тока.
Если расчетомустанавливается, что двигатель может не запуститься, то необходимо провестиболее точные расчеты (не по упрощенным формулам ), считая отклонение напряженияна шинах 10кВ ТП 2854 не меняющимся при пуске ЭД. Если и при этом условие небудет выполнено, то завышается сечение проводов в линии и делаетсякорректировка.Потребитель — кормоприготовительное сдробилкой кдм-2.
Таблица7.1 – Сводная таблица по расчету сети 0,38 кВ на успешный запуск крупного АД
Рпотр
кВт
Рдвиг
кВт Двигатель
n,
об/мин КПД cosφ
Iн,
А
mтрог
mпуск
кi 30 30 4АР180М4У3 1500 0,9 0,87 58,2 1 2 7,5
Допустимое снижениенапряжения на запускаемом электродвигателе:
/>
Сопротивлениеэлектродвигателя:
/> Ом
Сопротивление трансформатора:
/> Ом
Полное сопротивлениелинии Л1:
/> Ом
Потеря напряжения в линии итрансформаторе от пускового тока:
/>
Фактическое отклонениенапряжения при 100 % нагрузке:
/>
Успешный запуск ЭДвозможен, если фактическое снижение напряжения в момент пуска не превышает (поабсолютной величине) допустимого:
/>
Условие выполняется,двигатель запустится.
8. РАСЧЕТ ТОКОВКОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токикороткого замыкания (КЗ) необходимы для проверки выбранного электрооборудования,расчета и проверки действия релейной защиты.
8.1 Исходная схема длярасчета токов КЗ
Расчет токов КЗначинается с выбора расчетной схемы (рис. 8.1), на которой указываются маркипроводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовыетрансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВпитающей подстанции.
Нарасчетную схему наносятся точки КЗ:
На сборных шинах 10 кВголовной понизительной подстанции (ГПП); на шинах 10 кВ расчетныхпотребительских подстанций; в конце линии 10 кВ.
/>
Рисунок8.1– Расчетная схема электропередачи для расчета токов короткого замыкания
8.2 Схема замещения для расчета токов К3
Поисходной схеме составляется схема замещения (рис. 8.2), на которой показываютсяиндуктивные и активные сопротивления основных элементов электропередачи:системы, линий, трансформаторов. На схеме расставляются точки КЗ, наносятсяобозначения сопротивлений (в числителе) и их числовые значения (в знаменателе)приведенные к базисным условиям.
/>
Рисунок8.2– Схема замещения для расчетов токов КЗ
Для приведениясопротивлений к базисным условиям в простых распределительных сетях, чаще всегоприменяется система именованных единиц, в которой все сопротивления приводятсяк базисному напряжению Uб. За базисное напряжение принимаетсясредненоминальное напряжение одной из ступеней, 10,5 или 0,4 кВ. Примем Uб=10,5 кВ.
Определяютсясопротивления схемы замещения, приведенные к базисным условиям.
Нижеприводятся формулы для расчета сопротивлений, приводимых к базисным условиям, вкоторых индекс, обозначающий базисные условия, имеет букву «б», величиныизмеряются: S — в Ва, U — в В, Z- в Ом, L — в км, r0и х0 – в Ом/км, Рк– в Вт, Та – в с, I – в А.
8.1 Сопротивление системы
/> . (8.1)
8.2 Сопротивление трансформатора
/> ; (8.2)
/> . (8.3)
8.3Сопротивление линии
/>; (8.4.)
/> . (8.5.)
8.4 Результирующиесопротивления до точек КЗ
Для каждойточки КЗ суммируются все сопротивления от начала электропередачи и находятсяполные сопротивления
/>/> . (8.6.)
8.5Рассчитываются токи трехфазного КЗ
/> (8.7)
Для точек КЗ, в которых Uс ном= Uб, выражение (8.5) принимает вид:
8.6 Токи двухфазногоКЗ
/> (8.8)
8.7Ударные токи
/>/> (8.9)
где Ку — ударный коэффициент.
/> (8.10)
где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
/> (8.11)
Значения Куможно найти по кривым ку=F(Хб∑/ Rб∑) — зависимости коэффициента от отношения результирующих сопротивлений досоответствующей точки КЗ [11].
8.8 Мощность КЗ
/> (8.12)
Если в расчетах токи КЗполучаются значительными, их удобнее выразить в кА; мощности КЗ (S3к) выражать в МВА. Результаты расчетов сводятся втаблицу 8.1.
Таблица 8.1–Результатырасчетов токов К3Точки К3 Напряже-ние, кВ Сопротивление, Ом
Kу Токи короткого замыкания, КА
S(3)к, мВА
R∑
X∑
Z∑
I(3)к
I(2)к
I(1)к
iуд
К1
К2
К3
К4
10,5
10,5
10,5
10,5
–
1,74
1,52
5,09
1,09
3,4
3,16
6,47
1,09
3,82
3,51
8,23
1,5
1,2
1,22
1,08
5,568
1,731
1,589
0,737
4,844
1,506
1,383
0,671
-
-
-
-
15,702
2,979
2,690
1,127
101,15
31,44
28,87
13,39
К5
К6
К7
К8
10,5
10,5
10,5
10,5
12,88
17,58
36,5
25,6
31,67
47,4
38,7
44,1
34,19
50,56
53,20
50,99
1,28
1,31
1,05
1,16
4,66
3,151
2,995
3,124
4,054
2,742
2,606
2,718
-
1,773
1,081
0,875
8,403
5,830
4,441
5,117
3,22
2,18
2,07
2,16 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
энергосбережениеветроэнергетический трансформатор электроснабжение
9. ВЫБОР И СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТЫ НА ВЛ 0,38кВ И НА 10кВ
Выбор оборудованияподстанции ТП 2854
Выбор разъединителя
1)Uр.ном.≥ Uсети ном.10 кВ =10 кВ
2) Iр.ном≥ Iр.max.
200А ≥ 107,8 А
Предлагается разъединительтипа РЛНД-10/200 В с приводом типа ПРН-10м. Проверяется разъединитель на термическуюи динамическую стойкость:
/> (9.1)
/> (9.2)
гдеUр.ном, Iр.ном – номинальное напряжение и ток разъединителя; It, t – ток и время термической стойкости разъединителя,равные 5 кА и 10 с; tэкв –эквивалентное время примерно равное времени протекания тока Iк(3), можетбыть принято 2 с; iд – токдинамической стойкости разъединителя, равный 20 кА.
/> />
/>
Условия выполняются,разъединитель удовлетворяет требованиям.
Выбор рубильника нанапряжение 400 В:
1)Uр.ном.=500 В > Uсети ном.=380 В
2) Iр.ном.=250 А > Iр.max.=140А
Предлагается рубильниктипа Р-32 с номинальным током Iн=250А.
В проекте необходимовыбрать, рассчитать, проверить на чувствительность и согласовать между собойзащиты следующих элементов электрической сети: линий 0,38 кВ, трансформатора10/0,4 кВ (ТП 2854) и линий 10 кВ.
Линии 0,38 кВ защищаются,как правило, автоматическими выключателями (QF), у которых тепловой расцепитель выполняет роль максимальнойтоковой защиты с выдержкой времени отключения (МТЗ), электромагнитныйрасцепитель-защиты без выдержки времени отключения, т.е. токовой отсечки (ТО).
Силовой трансформаторзащищается предохранителем типа ПКТ-10, устанавливаемом со стороны 10 кВ,воздушная линия 10 кВ защищается МТЗ и ТО, действующими на отключениевыключателя в начале линии.
На линиях 0,38 кВ,питающих трехфазные потребители, устанавливается автоматические выключателинепосредственно у потребителя (QF1),и на подстанции (QF2). Наиболеераспространенным потребительским выключателем является автоматическийвыключатель серии ВА, а подстанционным — автоматические выключатели серийАЗ700, АЕ2000.
Если тепловой расцепительавтоматического выключателя, установленного на подстанции, оказываетсянечувствителен к токам короткого замыкания, то он заменяется болеечувствительной защитой, в качестве которой в последнее время применяется защитаЗТ-0,4(или ЗТИ), в виде приставки к QF2.
Если нечувствительнымоказывается электромагнитный расцепитель, то он не устанавливается и линия 0,38кВ защищается только тепловым расцепителем QF2.Чувствительность защиты оценивается по выражению:
/> (9.3)
где:
I(1)к.max-минимальный ток однофазногокороткого замыкания (ток в конце линии);
Iт.-ток срабатывания теплового(полупроводникового) расцепителя.
Чувствительность защиты сэлектромагнитным расцепителем QF2оценивается по выражению:
/> (9.4)
где:
I(3)к.max-ток трехфазного короткого замыканияна шинах подстанции;
Iэл.р. -ток срабатывания электромагнитногорасцепителя.
Защита линии 0,38 кВ(Л-1)
Выбор автоматического выключателя напотребителе (QF1)
Рабочий ток линии 231 А
Для установки употребителя выбираем два автоматических выключателя, тогда рабочий ток 115,5А.ВА 57-31-34 с параметрами:
Uном.QF1=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF1=250 А ≥ Iр.max.=115,5 А
Iт.р.QF1=160 А ≥ 1,1×Iр.max.=137,5А
Выборавтоматического выключателя, установленного на подстанции в Л1 (QF2).
Выбираем выключательсерии А 3736Б по параметрам сети:
Uном.QF2=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF2=250 А ≥ Iр.max.=231А
По условию селективности:
Iт.р.QF2=400≥(1,1…1,3) Iр.max=300,3А
Iт.р.QF2=400 А > Iт.р.QF1=160 А
I(3)×кн=3151×1,25 Iэл.р.QF1=400 А
Оценка чувствительности защиты Л1.Ток однофазного К.З. в конце линии 0,38кВ равен 1173,6 А
Ток трехфазного К.З. нашинах 0,4 кВ ТП 2854 равен 4660 А
/>
/>
По чувствительноститепловой расцепитель QF2 непроходит, поэтому применяем приставку к автоматическому выключателю ЗТ–0,4.
Расчет защиты наЗТ-0,4.
Приставка ЗТ-0,4действует на независимый расцепитель QF2 и имеет защиту от междуфазного тока КЗ и защиту от однофазного тока КЗ.
Защита от междуфазноготока КЗ отстраивается от тока нагрузки Л1, т.е. ток срабатывания защиты I(2)ср находится:
/> (9.5)
где Кн — коэффициент надежности, равный 1,2; Кз, — коэффициент самозапуска,учитывающий увеличение нагрузочного тока от пусковых токов, после отключениятока КЗ другими защитами (например QF1). Для производственных нагрузок Кз =1,25.
Уставка тока срабатыванияI(2)уст устройства ЗТ-0,4 имеет тризначения: 100, 160, 250 А.
/> А
Тогда I(2)уст = 250А > I(2)ср =173,2 А
Оценка чувствительностизащиты определяется по минимальному двухфазному току КЗ:
/> (9.6)
/>
Защита чувствительна кмеждуфазным токам КЗ.
Расчет защиты ЗТ-0,4 отоднофазного тока КЗ начинается с определения тока несимметрии (I нес).
/> (9.7)
где Кнес — коэффициент несимметрии, который колеблется в пределах от 0,1 до 0,5. ПринимаемКнес =0,3.
/> А
Затем определяется токсрабатывания защиты I(1)ср от однофазного тока КЗ:
/> (9.8)
где Кн — коэффициентнадежности, равный 1,2.
/> А
Установка токасрабатывания I (1)ср от однофазного тока КЗ выбирается изтрех значений: 40, 80 и 120 А. Выбираем I (1)ср=80 А. Определяем чувствительность этой защиты:
/> (9.3)
/>
Защиты чувствительны клюбым видам токов КЗ и принимаются к исполнению.
Окончательно принимаемавтоматический выключатель А3732Б К1 с Iном=400А, IЭл.р.=4000 А, снабженного приставкой ЗТ-0,4, имеющей
I(2)уст =250 А, I(1)уст =80 А .
Защита линии 0,38 кВ(Л-2)
Расчет защиты линии Л2 аналогичен с расчетом защиты Л1. В линии Л2 установлен крупный асинхронныйдвигатель АИР132М4, с параметрами
Рпотр=10 кВт;Рдвиг=11кВт; КПД=0,885; сosφ=0,85; Iн.= 22,2 А; Кi=7,5
Выбор автоматическоговыключателя на потребителе (QF3)
Для Для установки употребителя выбираем автоматический выключатель ВА 57-31-34 с параметрами:
Uном.QF3=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF3=100 А ≥ Iр.потр2.=37 А
Iт.р.QF3=63 А ≥ 1,1×Iр.потр2.=40,7 А
Iэл.р.QF3=400>Iп.эл.д.= 1,25×7,5×22,2=208 А
Выбор автоматическоговыключателя, установленного на подстанции в Л2 (QF4).
Выбираем выключательсерии А 3794С по параметрам сети:
Uном.QF4=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF4=160 А ≥ Iр.max.=37А
По условию селективности:
1,3×Iр.max.=48,1 А Iт.р.QF3=63 А
I(3)×кн=2995×1,25 Iэл.р.QF3=400 А
Токовая отсечка не обеспечивает требуемуюселективность. Поэтому предлагаем селективный автоматический выключатель серии А3794Сс отсечкой времени tср=0,04с
Оценка чувствительности защиты Л2Ток однофазного К.З. в конце линии 0,38 кВравен 1081 А
Ток трехфазного К.З. нашинах 0,4 кВ ТП 2854 равен 4660 А
/>
/>
Защита чувствительна клюбым видам токов КЗ и принимаются к исполнению.
Защита линии 0,38 кВ (Л3)
Расчет защиты линии Л3 аналогичен с расчетом защиты Л1и Л2.В линии Л3 установлен крупный асинхронный двигатель, с параметрами
Таблица 9.1 Выбордвигателя
Рпотр
кВт
Рдвиг
кВт Двигатель
n,
об/мин КПД cosφ
Iн,
А
mтрог
mпуск
кi 30 30 4АР180М4У3 1500 0,9 0,87 58,2 1 2 7,5
Выбор автоматического выключателя на потребителе (QF5).
Для защиты принимаем QF5 серии ВА 57-31-34 с параметрами:
Uном.QF5=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF5=100 А ≥ Iр.потр6.=95 А
Iт.р.QF5=125 А ≥ 1,1×Iр.потр6.=104,5 А
Iэл.р.QF5=800 А>1,25×Iп.эл.д.=1,25 ×7,5×58,2=545,6 А
Выбор автоматическоговыключателя, установленного на подстанции в Л3 (QF6).
Выбираем выключательсерии А 3794С по параметрам сети:
Uном.QF6=660 В ≥ Uсети ном.=380 В
Iном.QF6=250 А ≥ Iр.max.=163А
По условию селективности:
1,3×Iр.max.=123,5 А Iт.р.QF5=104,5 А
I(3)×кн=3124*1,25 Iэл.р.QF5=800 А
Токовая отсечка не обеспечивает требуемуюселективность. Поэтому предлагаем селективный автоматический выключатель серии А3794Сс отсечкой времени tср=0,04с
Оценка чувствительности защиты Л3Ток однофазного К.З. в конце линии 0,38кВ равен 874,5 А
Ток трехфазного К.З. нашинах 0,4 кВ ТП 2854 равен 4660 А
/>
/>
Защита чувствительна клюбым видам токов КЗ и принимаются к исполнению.
9.2 Защитатрансформатора 10/0,4 кВ
Трансформаторы защищаютсяплавкими предохранителями типа ПКТ-10.
Основные условия выбораплавких предохранителей:
/>Uпред ≥Uномсети
Iном откл ≥ Iк max (9.2.1)
Iном пл.вст ≈ 2 Iном тр
Рекомендуется значениятоков плавких вставок, Iномпл.вст выбирать взависимости от мощности трансформатора по [1].
На стойкость в режимекороткого замыкания силовой трансформатор, защищенный предохранителем, непроверяется [7].
ЗащитаТП 2854
Uпред ≥Uном сети; 10кВ=10кВ
Iном откл ≥ Iк max; 15 кА>4660 кА
Iном пл.вст >Iраб макс; 20 А>12,3
где />
Предварительно выбираемплавкую вставку на 10 А.
Окончательно значенияплавких вставок будут выбраны после согласования защит.
9.3 Защита линии 10 кВ
Линиинапряжением 10 кВ защищаются от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты(МТЗ) и токовой отсечки (ТО) с действием на отключение. Выполняются защиты нареле типа РТВ и РТМ (см. рис. 13.1) или РТ-85.
9.3.1 Расчет МТЗ наРТВ
Ток срабатывания защитыопределяется по двум условиям:
Первое, при отстройке отрабочего максимального тока
I/с.з.расч= Кн Кз
Iр max = 1,3×1,1 ×145,8= 342,8 А, (9.3.1)
Кв 0,65
где Кн, Кз,Кв — коэффициенты надежности, самозапуска и возврата: где Кн=1,3и Кв=0,65 для реле РТВ; Кн=1,2 и Кв=0,8 дляреле РТ-85; Кз=1,1 для всех видов реле;
Второе, по условиюселективности с более удаленной от источника питания защитой I//с.з.расч, значение которого рекомендуетсявыбирать по данным табл. 8.1.по самому мощному трансформатору ТМ-10/0,4 кВ, подключенномук линии (в примере 630 кВА).
I//с.з.расч=420 А . (9.3.2)
Большеезначение принимается за расчетное.
9.3.1.2 Токсрабатывания реле
Iср= Ксх Iс.з.расч=1
420=14 А, (9.3.3)
К1 30
где Ксх — коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполнойзвездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ; Ксх =1;
КI — коэффициент трансформации ТТ, КI=30;
9.3.1.3Установка тока на реле
Iу≥Iср=15 А, [1]. (9.3.4)
9.3.1.4 Действительный(принятый) ток срабатывания защиты
Iс.з.д= Кz Iу= 30 15=450 А. (9.3.5)
Кcх 1
9.3.1.5 Проверяетсячувствительность защиты
Кч расч= Iк min = I(2)к (ч) = 671 =1,5>Кч.доп=1,5 (9.3.6)
Iс з д Iс з д 450
9.3.2 Расчет токовой отсечки на реле РТМ
9.3.2.1 Токсрабатывания ТО выбирается по двум условиям
при отстройке отмаксимального тока КЗ у ближайшей потребительской подстанции
I/со расч= Кн I(3)к2=1,5 1579=2368 А . (9.3.7)
где Кн=1,5 дляреле РТМ;
при отстройке от броскатока намагничивания трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии, при ихвключении под напряжение.
I//со расч =5 ∑ Sт ном =5 3263 =942 А. (9.3.7)
√3 Uном √3 10
Большее значениепринимается за расчетное.
9.3.2.2 Токсрабатывания реле отсечки
Iс.р.о= Ксх Iсо расч= 1 2368=79 А. (9.3.8)
КI 30
9.3.2.3 Установка токана реле
Iу0≥Iс р о . (9.3.9)
Iс р о =100 А[1].
9.3.2.4 Действительныйток срабатывания отсечки
Iс о д= КI Iуо= 30 100=3000 А. (9.3.10)
Кcх 1
9.3.2.5Чувствительность защиты
Кч расч= I(3)к1 = 5568 =1,86>Кч.доп≈1,2. (9.3.11)
9.4 Согласование защит
Действие максимальныхтоковых защит должно быть согласовано по времени, чтобы поврежденный элементэлектропередачи отключался ближайшей к нему защитой (рис.3).
Согласование защит обычновыполняется на графике (карте селективности), на котором токовременныехарактеристики защит строятся при одном напряжении
(в примере 0,38 кВ) впределах от тока срабатывания защиты до тока КЗ в месте установки защиты. Дляпостроения графика рекомендуется использовать времятоковые характеристикиавтоматических выключателей, приставок ЗТ-0,4, предохранителей на напряжение 10кВ,МТЗ и ТО
/>
I(3)К2=1589А
Рис. 9.4.1 Защита оттоков КЗ, установленная в электропередаче.
На графике (рис. 9.4.2.)строятся характеристики защит линий 0,38 кВ, затем трансформатора 10/0,4 кВ иВЛ 10 кВ. Оси координат берем в логарифмическом масштабе.
Вначале показываетсясхема электропередачи с указанием всех защит и их параметров, токов КЗ,необходимых при согласовании (см. рис. 9.4.1).
Последовательностьсогласования следующая.
Строится токовременнаяхарактеристика защиты линии Л1.
Защита выполнена наавтоматическом выключателе А3721Б К1 с приставкой ЗТ-0,4 и электромагнитнымрасцепителем. Токовременная характеристика [8] заносится в табл.13.3 I(2)у=250А
Таблица9.4.1-Вспомогательная таблица.I, А 250 300 400 500 600 4000 4660 t,c 12 4 1,5 1 0,6 0,04 0,04
Строится токовременнаяхарактеристика защиты линии Л2.
Защита выполнена наавтоматическом выключателе А3721Б К1 с приставкой ЗТ-0,4 и электромагнитнымрасцепителем. Токовременная характеристика [8] заносится в табл.13.3 I(2)у=100А
Таблица 9.4.2-Вспомогательная таблица.I, А 100 150 200 230 250 4000 4660 t,c 12 4 1,5 1 0,6 0,04 0,04
Строится токовременнаяхарактеристика защиты линии Л2.
Защита выполнена наавтоматическом выключателе А3721Б К1 с приставкой ЗТ-0,4 и электромагнитнымрасцепителем. Токовременная характеристика [8] заносится в табл.13.3 I(2)у=160А
Строится токовременнаяхарактеристике защиты трансформатора №2854, Iпв=20А.
Строится токовременнаяхарактеристика защиты ВЛ-10 кВ. МТЗ и ТО выполнены на встроенных в приводреле РТВ и РТМ.
Таблица9.4.4–Токовременная характеристика РТВ иРТМ
К=I/Iс з д 1 1,2 1,5 1,7 2,0 2,5 3,0 3,5 - - I, А 450 540 675 765 900 1125 1350 1575 3000 5568 t, с 10 5 3,5 3 2,3 1,5 1,2 1,0 0,1 0,1 11250 13500 16875 19125 22500 28125 33750 39375 75000 139200
После построенияхарактеристики необходимо убедиться в том, что в зоне совместного действия МТЗлинии 10 кВ и плавкой вставки предохранителя ПК-10-20 соблюдалось условиеселективности.
/>
Рисунок 9.4.2–Графиксогласования защит
10 PАЗРАБОТКА ВЕТРОУСТАНОВКИ ДЛЯ ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯСЕЗОННОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ
10.1 Общиесведения по использования энергии ветра
Энергия ветра ужетысячелетиями используется как на суше, так и на море. Первые сведения одревних египетских парусных судах уходят к третьему тысячелетию до н.э., арасцвет парусного мореходства приходится на середину прошлого века. На сушеветряные двигатели впервые появились в Персии, где за счет энергии ветраприводились в действие водяные насосы для полива. В этих устройствахиспользовались полотняные паруса на вертикальной оси.
В нескольких районахЕвропы, сначала во Франции, в XII веке появились ветряные мельницы для размолазерна, у которых ветроколесо устанавливалось на горизонтальной оси. Перваямельница была построена в 1393 году в Германии, откуда пошло распространение вдругие страны. В XIV в. голландцы широко использовали ветряные мельницы дляосушения болот и озер. В этот же период появились усовершенствованныеконструкции мельниц, применение которых продолжалось до середины прошлогостолетия. Так, в Дании суммарная мощность этих установок с общим числом более30 тысяч составляла примерно 200 МВт.
В конце XIX века вРоссии действовало около 250 тыс. ветряных мельниц общей мощностью примерно 600МВт. В 1889 г. на ярмарке в Нижнем Новгороде демонстрировались дваветроагрегата мощностью 36,8 кВт каждый. В XX столетии в связи с широкимвнедрением электричества растет интерес к ветроэлектрическим агрегатам. Впериод 1890-1908 гг. профессор Лякур разработал более эффективный ибыстроходный ветроагрегат для производства электрической энергии. В Асховеветроколесо диаметром 22,85 м с четырьмя лопастями было установлено на стальноймачте высотой 24,38 м. Установка стала первым примером преобразования энергииветра в электрическую энергию.
В США в 1920-1930-егоды активно разрабатывались ветроэлектрические агрегаты. Так, компания«Джекобс винд электрик» ввела в конструкцию своих ветроагрегатов два важныхусовершенствования: трехлопастный винт, который позволил устранить вибрации,возникающие у двухлопастных винтов, и центробежный шариковый регулятор углаповорота лопастей, обеспечивающий переход их во флюгерное положение при большихскоростях ветра.
В Великобритании в1920-е годы появился интерес к ветроэлектрическим установкам небольшоймощности. Были опубликованы результаты испытаний ветроагрегатов мощностью от250 Вт до 10 кВт.
В СССР в 1931 г. был построен самый крупный в мире ветроагре-гат для получения электроэнергии. Установкамощностью 100 кВт использовалась как дополнительный источник энергии и былавключена в сеть тепловой электростанции Севастополя. Ветроагрегат имелтрехлопастное ветроколесо диаметром 30 м. Установка проработала 10 лет, подавая электроэнергию в Крымскую энергосистему, была разрушена во время войны в1942 году.
Первый этап развитияветроэнергетики в нашей стране характеризуется в основном теоретическимиисследованиями. Крупнейший русский ученый Н.Е.Жуковский и его ученикиВ.П.Ветчинкин, Г.Х.Сабинин, Г.Ф.Проскура и др. создали теоретические основырасчета ветродвигателей, положившие начало научному развитию ветротехники. В1930-е годы созданы аэродинамические профили высокого качества для лопастейветроколес, проводились испытания различных конструкций ветроагрегатов иустановок, совершенствовались методы их расчета и проектирования.
В 1950-е годы сразвитием электроэнергетики и в первую очередь сельской электрификации темпыразвития ветроэнергетики замедлились. Однако с 1975 г. количество эксплуатируемых ветроустановок во многих странах вновь стало расти. Серийно началивыпускаться электрические ветроагрегаты в Великобритании, Германии, Дании,Канаде, СССР, США, Франции и других странах. На сегодняшний день в основномрешены технические проблемы преобразования ветровой энергии и доказанавозможность развития ветротехники как источника энергии.
В настоящее время болееактивно решаются проблемы ветроиспользования, определения энергоэкономическихпоказателей ветроустановок, их проектирования и применения.10.2 Основы теориииспользования энергии ветра
Воздушный поток, как ивсякое движущееся тело, обладает кинетической энергией. Одним из видовиспользования кинетической энергии является превращение ее в механическую работу.
Кинетическая энергия Еввоздушного потока, имеющего скорость v, определяется по выражению
/> (10.1)
где m – масса движущегосявоздушного потока;
/> (10.2)
где V – объем массывоздуха, протекающего за секунду через сечение F со скоростью v.
Количество энергииветра, протекающего за 1 с через поперечное сечение:
/> (10.3)
Энергия ветраизменяется пропорционально кубу его скорости и поперечного сечения.
Отличительным свойствомветра является его повсеместность. Однако техническое использование энергииветра во многих случаях крайне затруднено из-за низкой плотности воздуха (она в800 раз меньше плотности воды). Для получения значительной мощности необходимоветроколесо очень больших размеров, т.к. ветроагрегат может преобразоватьтолько часть потенциальной энергии, определяемой коэффициентом использованияэнергии ветра x. При этом частота вращения ветроколеса должна регулироватьсяиз-за непостоянства скорости ветра во времени и вырабатываемая мощность,изменяясь пропорционально третьей степени скорости ветра, будет иметь большуюамплитуду колебаний.Мощность,развиваемая ветроколесом
Мощность этаопределяется как кинетическая энергия ветра, действующая в единицу времени, сучетом коэффициента ее использования:
/>, Вт (10.4)
где /> — коэффициентиспользования энергии ветра.
Поверхность, ометаемаякрыльями ветроколеса:
/>,
где D – диаметрветроколеса.
При плотности воздухаr=1,23 кг/м3 мощность, развиваемую ветроколесом, можно определить по выражению
/>, кВт (10.5)
мощность, развиваемая сединицы ометаемой площади:
/>, кВт/м2. (10.6)
Таким образом,мощность, развиваемая ветроколесом, определяется ометаемой площадью ветроколеса,скоростью ветра и величиной коэффициента использования энергии ветра.10.3Коэффициент использования энергии ветра
Ветроколесо преобразуетв механическую энергию только часть полной энергии потока. Воздушный поток припрохождении через поперечное сечение, ометаемое ветроколесом
Скорость воздушногопотока снижается по мере приближения его к ветроколесу и на некоторомрасстоянии за ним. По классической теории, полные потери скорости воздушного потоказа ветроколесом в два раза больше, чем потери в плоскости вращения ветроколеса.Вместе с тем давление воздуха по мере приближения к ветроколесу повышается, аза ним оно резко падает, вследствие чего за колесом образуется некотороеразрежение. Энергия, затраченная на вращение ветроколеса, равна разностикинетической энергии ветра перед ветроколесом и за ним:
/> (10.7)
где v2 –скорость воздушного потока за ветроколесом.
С другой стороны,воспринятую ветроколесом энергию можно выразить как произведение силы давленияветра G на скорость потока в плоскости ветроколеса:
/>. (10.8)
Отношение энергии,воспринятой ветроколесом, к полной энергии, которой обладает воздушный поток,называется коэффициентом использования энергии ветра:
/>=Евк/Ев. (10.9)
Коэффициентиспользования энергии ветра зависит от величины потери скорости ветра припрохождении его через плоскость ветроколеса. Согласно классической теорииветроколеса
/> (10.10)
Н.Е. Жуковский дляидеального ветроколеса установил максимальную величину коэффициентаиспользования энергии ветра x = 0,59 Этот предел может быть получен приусловии:
/>,
т.е. идеальноеветроколесо должно работать так, чтобы потери скорости ветра в плоскости еговращения составляли 1/3 от поступающей величины.
В действительности />maxзначительно меньше, и согласно теории реального ветроколеса, разработаннойГ.Х.Сабининым, у лучших быстроходных ветроколес максимальная величинакоэффициента />max= 0,45…0,48, утихоходных — 0,35…0,38. Данный коэффициент в основном зависит отаэродинамических характеристик ветроколеса.
10.4Классификация ветроустановок
Ветроэнергетическиеустановки классифицируются по двум основным признакам – геометрии ветроколеса иего положению относительно направления ветра.
В зависимости отгеометрии ветроколеса ветроустановки бывают тихоходные и быстроходные. Геометрическоезаполнение ветроколеса определяется числом лопастей. Тихоходные(многолопастные) ВЭУ с большим геометрическим заполнением ветроколеса развиваютзначительную мощность при слабом ветре и небольших оборотах. Быстроходные ВЭУ смалым заполнением ветроколеса развивают максимальную мощность при большихоборотах ветроколеса.
По направлению осивращения ветроколеса относительно воздушного потока ВЭУ подразделяется нагоризонтально-осевые и вертикально-осевые.
Ветроустановки сгоризонтальной осью, как правило, крыльчатого или пропеллерного типа (рис. 7а).При этом плоскость вращения ветроколеса перпендикулярна направлению воздушногопотока, а ось параллельна потоку. Основной вращающей силой является подъемнаясила. Ветроколесо может располагаться перед опорной башней или за ней.
В ветроэлектрическихустановках обычно используется 2- или 3-лопастные ветроколеса, последниеотличаются плавным ходом. Электрогенератор расположен обычно на верху опорнойбашни в поворотной головке. Многолопастные ветроколеса, развивающие большойкрутящий момент при слабом ветре, используются для агрегатирования рабочихмашин, не требующих высокой частоты вращения.
Ветроустановки свертикальной осью вращения вследствие своей геометрии при любом направленииветра находятся в рабочем положении, ось вращения ветроколеса перпендикулярнавоздушному потоку. Вращающей силой является сила сопротивления, и линейнаяскорость ветроколеса меньше скорости ветра. В такой ветроэнергетическойустановке за счет удлинения вала генератор можно расположить внизу башни.
Принципиальныминедостатками ветроустановок с вертикальной осью являются следующие:
а) коэффициентиспользования энергии ветра примерно в три раза меньше, чем у установокпропеллерного типа с горизонтальной осью. Наибольший коэффициент />max = 0,192;
б) большая подверженностьусталостным разрушениям из-за часто возникающих в них автоколебательныхпроцессов;
в) пульсация крутящегомомента, приводящая к нежелательным изменениям выходных параметров генератора.
Ветроагрегаты сгоризонтальной осью более быстроходны, имеют меньшую относительную массу,снабжены устройствами, автоматически регулирующими развиваемую мощность,частоту вращения и ориентирующими ось вращения ветроколеса по направлениювектора скорости потока.
Ветроэнергетическиеустановки в основном выполняются по горизонтально-осевой схеме и в дальнейшембудем рассматривать только данный вид устройства. По своему назначению икомплектации оборудования ветроустановки бывают специализированные,универсальные и ветроэлектрические.
Специализированныеветроустановки в свою очередь бывают водоподъемными, зарядными и др. Они пришлина смену ветроустановкам универсального назначения, т.е. с механическимприводом различных рабочих машин. При создании как механических (водоподъемныеи т.п.), так и электрических ветроэнергетических агрегатов реализованы новыеподходы и принципы. Для повышения быстроходности ветроколес разработаны системыавтоматического регулирования частоты вращения и ограничения мощности.
10.5Конструкции ветроустановок
Ветроагрегат сгоризонтальной осью состоит из ветроколеса, головки, хвоста, башни и регулировочногомеханизма. Принципиальная схема ветроагрегата приведена на рисунке 10.1.
/>
1 – редуктор; 2 –генератор; 3 – вертикальный вал
Рис. 10.1– Принципиальнаясхема ветроустановки универсального типа с горизонтальной осью вращения:
Ветроколесопреобразует энергию ветра в механическую работу и может иметь одну илинесколько лопастей, устанавливаемых под некоторым углом к плоскости вращения.Крыло ветроколеса состоит из лопасти и маха, закрепленного на валу ветроколеса,как правило, перпендикулярно к оси вала.
Головкапредставляет собой опору, на которой монтируют вал ветроколеса и передаточныймеханизм. Форма головки зависит от системы передаточного механизма, самаголовка может свободно поворачиваться вокруг вертикальной оси в опорах башни.
Хвост,закрепляемый позади головки, предназначен для установки ветроколеса на ветер иработает подобно флюгеру.
Башняслужит для поднятия ветроколеса на высоту, на которой мало сказывается влияниепрепятствий, нарушающих прямолинейное движение воздушного потока. Высоту башнипринимают в зависимости от диаметра ветроколеса и рельефа местности
Механизм регулированияслужит для ограничения числа оборотов и крутящего момента ветроколеса, а такжедля остановки его при сильном ветре. Ветер постоянно изменяет свое направление,поэтому головка ветроагрегата должна поворачиваться так, чтобы ветроколесо всевремя стояло против ветра, т.е. плоскость вращения была перпендикулярнанаправлению ветра. Известно несколько способов автоматической установкиветроколеса.
Установка ветроколесана ветер хвостом наиболее распространена для агрегатов малой мощности.Существенным недостатком является большая угловая скорость поворота головкиотносительно вертикальной оси.
Наименьшая угловаяскорость получается при установки ветроколеса на ветер виндрозами. Виндрозаминазывают многолопастные ветряные колеса, устанавливаемые позади головки.Плоскость их вращения перпендикулярна плоскости вращения ветроколеса. Ветернабегает на виндрозы под некоторым углом и приводит их во вращение. От виндрозчерез специальные шестеренки вращение передается головке, которая, поворачиваясь,устанавливает ветроколесо на ветер. При этом виндрозы выходят из-под ветра иостанавливаются.
Изменение скоростиветра приводит к изменению мощности, развиваемой ветроагрегатом. Так, приувеличении скорости ветра в три раза энергия потока возрастает в 27 раз исоответственно увеличивается мощность.
Для предохранения отперегрузок и ограничения в заданных пределах частоты вращения ветроколесаприменяют систему автоматического регулирования. При скорости ветра вышерасчетной ограничивают частоту вращения генератора и мощность ветроустановки.Независимо от способа основной принцип регулирования сводится к изменениюподъемной силы на лопастях и момента аэродинамических сил на ветроколесе.Применяются два основных способа регулирования: изменение положения в потокевсего ветроколеса (выводом из-под ветра) – для тихоходных агрегатов и поворотлопастей на соответствующие углы атаки – для быстроходных. При этомиспользуются силы: центробежные, аэродинамические или одновременно те и другие.
Для улучшения пусковыххарактеристик агрегата лопасти на период пуска и разгона автоматическиповорачиваются на оптимальные углы, а при росте скорости ветра уменьшается уголатаки и соответственно подъемная сила.10.6 Режимы работы имощность ветроэлектрической установки
Ветроустановки в силуконструктивных особенностей не полностью используют потенциальную энергиюветра. Часть энергии теряется за счет инерции покоя ветроколеса, часть – засчет режима регулирования и часть – за счет вывода ветроколеса из-под ветра.
Утилизируемая энергияветра зависит от трех основных параметров, называемых базовыми скоростямиветра. Первый параметр – минимальная скорость ветра (vmin), прикоторой ветроколесо начинает вращаться. Второй – расчетная скорость (vp),при которой ветроустановка выходит на расчетный режим и развивает номинальнуюмощность. Третий – максимальная скорость ветра (vmax), скорость вышемаксимальной становится критической для ветроустановки.
В диапазоне скоростейот минимальной до рабочей ветроустановка развивает тем большую мощность, чембольше скорость ветра. При скорости ветра v/>vр с помощью специальногорегулировочного устройства автоматически устанавливается постоянный режимвращения ветроколеса и вырабатываемой мощности. Если v/>vmax, ветровой напор наветроустановку становится критическим и по условию механической прочностипроисходит ее отключение.
Мощность,вырабатываемая ветроустановкой, отличается от мощности, развиваемой ветроколесом,на величину потерь при преобразовании утилизируемой энергии ветра в полезную:
/>, кВт (10.11)
или с единицы ометаемойплощади ветроустановки:
/>, кВт/м2 , (10.12)
где />п –коэффициент полезного действия ВЭУ, учитывающий потери при передаче мощности отвала ветроколеса до рабочей машины.
Для ветроэлектрическойустановки
/>п = />р· />г,
где />р, />г –КПД редуктора и генератора соответственно.
Для наиболеесовершенных конструкций двух- и трехлопастных ВЭУ можно принять />= 0,4, суммарный КПД />п =0,8 и обозначить все постоянные составляющие коэффициентом />= 2·10-4. 10.7 Методика выбораветроэнергетических установок для энергоснабжения сельскохозяйственныхпотребителей
Для энергоснабжениятехнологических процессов ветроэнергетические установки выбираются по основнымтехническим характеристикам: мощности; диаметру ветроколеса; минимальной ирасчетной скорости ветра и по наличию преобразующих (выпрямитель, инвертор) иаккумулирующих устройств.
Расчетная мощностьветроагрегата определяется диаметром ветроколеса, коэффициентом использованияэнергии ветра и расчетной скоростью ветра:
/>, кВт/м2
Если ветроагрегатработает без дублирующей установки и имеет аккумулирующее устройство, томощность агрегата должна быть не меньше, чем расчетная нагрузка потребителя,определяемая из графика нагрузки. При этом может потребоваться нескольковетроустановок. При наличии дублирующего источника энергии мощностьветроустановки не должна быть меньше той мощности, которая требуется дляобеспечения энергией основных потребителей или технологических процессов.Дублирующая установка по мощности должна обеспечивать питание энергией всейнагрузки в дни безветрия. Ясно, что предлагаемые варианты возможны, когдаветроустановка экономически выгодна.
При использовании ВЭС всоставе энергосистемы необходимо обеспечивать работу ветроустановки в режимепостоянной частоты вращения, определяемой частотой сети. Выбор режима работыветроколеса направлен на получение наибольшей выработки электрической энергииза определенный промежуток времени и соответственно наилучшего использованияэнергии ветра. По данным ветроустановки можно определить расчетную частотувращения генератора, обеспечивающую максимальное значение коэффициента />:
/>. (10.13)
с удельной ометаемойплощади ветроустановки при расчетной или более высокой скорости ветраопределяют по выражению
/>, (10.14)
где Т – число часов врасчетный период (месяц, сезон, год); t*p – повторяемость скоростейветра, равных и больших расчетной, в относительных единицах.
Зная диаметрветроколеса, несложно определить общее количество вырабатываемой энергии. Прииспользовании нескольких однотипных ветроустановок ометаемую площадь увеличиваютна количество установок.
ВЭУ можно эффективноприменять для таких технологических процессов, которые не требуют постояннойчастоты тока. При проектировании ВЭУ для этих целей решают следующие задачи:
1)определить количествовырабатываемой ВЭУ энергии в каждый отдельно взятый месяц при заданных еепараметрах;
2) определить количествоВЭУ, необходимых для удовлетворения потребности данного технологическогопроцесса;
3) по энергоэкономическимпоказателям выбрать оптимальное количество ВЭУ.
Возможное количествовырабатываемой энергии зависит от ресурса энергии ветра и режима работы ВЭУ.Количество энергии с удельной ометаемой площади ВЭУ можно определить повыражению
/>, кВтч/м2, (10.15)
где tv – времяработы ВЭУ при различных скоростях ветра в течение суток, месяца, сезона или года.
Время работы ВЭУзависит от режима скорости ветра и определяется через повторяемость той илииной скорости ветра в течение месяца:
/>, ч, (10.16)
где Тi – числочасов в i-м месяце; /> — относительная повторяемостьскорости ветра в рассматриваемом месяце.
При определенииколичества вырабатываемой энергии необходимо учитывать и энергию, получаемуюпри скорости ветра, меньшей чем расчетная. Тогда согласно режиму работветроустановки количество энергии за месяц с удельной ометаемой площадиустановки
/>, МДж/м2. (10.17)
При заданном диаметреветроколеса вырабатываемая энергия
/>, МДж.
Вырабатываемая энергияза сезон или год
/>, МДж, (10.18)
где n – число месяцевработы ВЭУ.
По графику нагрузки,когда известно необходимое количество энергии, несложно определить потребноеколичество ВЭУ для каждого месяца. При этом для рассматриваемого сезона илигода определенную трудность может составить выбор оптимального количества ВЭУ ипотребуются сравнительные расчеты, с оценкой энергетических и экономическихпоказателей каждого рассматриваемого варианта.
10.5 Расчетветроустановки для горячего водоснабжения
Рассмотрим расчетветроустановки для горячего водоснабжения сельскохозяйственного потребителя.гелиоустановки. Расчет ведется на примере ветроустановки АВЭУ6-4М, которыеэксплуатируются на Южном Урале.
1). Определениеколичества вырабатываемой энергии
1.1). Выписываемнеобходимые технические данные ветроустановок: для АВЭУ6-4М
Рн = 4 кВт; D= 6,6 м; vmin = 4 м/с; vp = 9 м/c;
для ВТН8-8:
Рн = 8 кВт; D = 8,45 м; vmin = 4 м/с; vp = 9 м/c
1.2). Из приложения 1выписываем данные о повторяемости скорости ветра в Кунашакском районе и заносимв табл.3.12. Обычно выписываются повторяемости скорости ветра начиная от v min.В нашем примере начнем с градации 2-3 м/с;
1.3). Определяемколичество удельной вырабатываемой энергии для каждого месяца по выражению
Таблица 10.1─Повторяемостискорости ветра Месяц Градации скоростей ветра, м/с 4-5 6-7 8-9 Январь 0,27 0,13 0,06 Февраль 0,25 0,11 0,05 Март 0,22 0,08 0,03 Продолжение таблицы 10.1 Апрель 0,29 0,16 0,06 Май 0,27 0,13 0,05 Июнь 0,25 0,1 0,04 Июль 0,21 0,07 0,02 Август 0,2 0,07 0,02 Сентябрь 0,26 0,11 0,03 Октябрь 0,27 0,14 0,04 Ноябрь 0,28 0,12 0,05 Декабрь 0,28 0,13 0,04 /> /> /> /> />
/>,
где Т – число часов в месяце.
Например, в маеожидаемая удельная выработка энергии от ветроустановки АВЭУ6-4М:
/>
полная выработка:
/>.
От ветроустановки BTH8-8:
/>
полная выработка:
/>.
Расчеты для остальныхмесяцев проводятся аналогично (табл.10.2). Таблица10.2
Месяц
ВЭУ АВЭУ6-4М ВТН8-8 Январь 8155 13000 Февраль 21000 33600 Март 6000 9500 Апрель 8800 14000 Май 8000 12900 Июнь 6700 10500 Июль 5500 8400 Август 5100 8120 Сентябрь 5000 8000 Октябрь 7500 12000 Ноябрь 8000 12500 Декабрь 8000 12600 2). Определение количестваветроустановок
для удовлетворения потребности в энергии.
2.1) Потребноеколичество энергии определяется из норм потребления горячей воды; данныепринимаем из предыдущего раздела (табл.2.9).
2.2) Предварительнооценим обеспеченность потребной энергии от одной установки:
/>, %, (10.13)
где hэл – КПДэлектрического нагревателя (ТЭНы), принимается равным единице; Qп –потребное количество энергии.
В мае ветроустановкаАВЭУ6-4М может обеспечить 63% потребной энергии, установка BTH8-8–100%:
/>%
Для полного обеспеченияпотребителя необходимой энергией в январе можно предложить две установки АВЭУ6-4Мили одну BTH8-8. Результатырасчетов для остальных месяцев приведены в табл.3.14.
Анализ полученныхрезультатов показывает, что установка АВЭУ6-4М обеспечивает потребность вэнергии в среднем на 65%, и для полного обеспечения в зависимости от месяца ихпотребуется две или три. Установка ВТН8-8 всреднем обеспечивает потребность в энергии на 100%. Таких установок требуетсяодна или две.
3) Определениеэнергетических показателей ВЭУ
Для этого определяютсякоэффициенты использования ВЭУ и обеспеченности потребителя необходимойэнергией.
3.1)Коэффициентиспользования вырабатываемой энергии определяется для каждого месяца ирассматриваемого варианта. Например, в январе при использовании двух установокАВЭУ6-4М количество энергии WВЭУ = 8155·2 = 16310МДж. При потребной энергии Qп= 3180 МДж полезно используемая энергия согласно принимается равной потребной(Qпол = Qп), так как тепловая энергия получаемая от ВЭУбольше потребной энергии: />.
Таблица 10.3─Определениеколичества ветроустановок
ВЭУ
Месяц АВЭУ6-М ВТН8-8 % Кол-во % Кол-во Январь 65 2 100 1 Февраль 100 1 100 1 Март 48 3 75 2 Апрель 70 2 100 1 Май 63 2 100 1 Июнь 53 2 83 2 Июль 44 3 66 2 Август 40 3 64 2 Сентябрь 39 3 63 2 Октябрь 60 2 95 2 Ноябрь 63 2 99 1 Декабрь 63 2 100 1
/>,
где />-количествоветроустановок
При использовании однойветроустановки АВЭУ6-М в январе месяце:
Коэффициентиспользования вырабатываемой энергии
/>, %
Результаты расчетовсведены в табл.3.14.
3.2) Коэффициентобеспеченности потребителя оцениваем также для каждого месяца в зависимости отвида и количества ВЭУ. Так, в мае при использовании одной и двух ветроустановоктипа АВЭУ6-4М соответственно
/>, % (10.14)
/>
Результаты расчетов длядругих месяцев заносим в табл.3.15.
Значит, для полногоудовлетворения потребности в энергии нужны три ветроустановки типа АВЭУ6-4М илидве установки BWC-3. Коэффициент их использования составляет 0,67 и 0,71.
Таблица 10.4─ЭнергетическиепоказателиКол-во Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко АВЭУ6-М 1 1 0.65 0.6 1 1 0.48 1 0.7 1 0.63 1 0.53 2 0.77 1 0.3 1 1 0.95 0.7 1 0.8 1 0.95 1 3 0.51 1 0.2 1 0.7 1 0.5 1 0.5 1 0.6 1 ВТН8-8 1 0.96 1 0.4 1 1 0.75 0.9 1 0.78 1 1 0.83 2 0.48 1 0.2 1 0.6 1 0.45 1 0.48 1 0.6 1 Кол-во Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко Кi Ко АВЭУ6-М 1 1 0,44 1 0,4 1 0.39 1 0,6 1 0.63 1 0.63 2 1 0,9 1 0,8 1 0.78 0.84 1 0,78 1 0.78 1 3 0.76 1 0,8 1 0,85 1 0.56 1 0.5 1 0,5 1 ВТН8-8 1 1 1 0.4 0.64 1 0.63 1 0.95 1 0,99 1 1 2 0,5 1 0,77 1 0.8 1 0.52 1 0.51 1 0.5 1
Согласно режимуповторяемости скорости ветра (см. прилож.1) рабочий режим наступает ссоответствующей вероятностью. Обеспеченность рабочей скорости ветра p(v), когдаv > vmin, и средняя продолжительность работы ВЭУ (N дней) в течениемесяца приведены в табл.10.5.
Таблица 10.5─Показателиза сезонКоличество Ки Ко АВЭУ6-М 1 0,97 0,59 2 0,83 0,95 3 0,58 1 ВТН8-8 1 0,93 0,87 2 0,53 1
Значит, для полногоудовлетворения потребности в энергии нужны две ветроустановки типа АВЭУ6-4М илиодна установка ВНТ8-8.
4) Определениеэкономической эффективности ветроустановки
4.1) Рассчитываемколичество полезно используемой энергии за сезон и количество сэкономленноготоплива:
/> (10.15)
или
/> (10.16)
При использовании двухустановок АВЭУ6-4М:
/>
Результаты расчетовзанесены в табл.10.6.
Таблица 10.6─ЭкономиятопливаАВЭУ6-М Кол-во Полезная энергия Экономия топлива 1 89355 6,8 2 144000 11 3 262470 20 ВТН8-8 1 133000 10 2 146000 12
4.2) Оцениваемэффективность ветроустановки по энергетическим затратам и определяем срококупаемости.
Энергозатраты наустановку АВЭУ6-4М составляют 89355 МДж, на единицу площади, ометаемойветроколесом – 1400 Мдж/м2.
Эффективностьэнергозатрат при использовании двух установок АВЭУ6-4М
/>;
срок окупаемости
/>лет
Результаты расчетовзанесены в табл.10.7.
Таблица 10.7─Срококупаемости по энергетическим показателямПоказатели АВЭУ6-4М ВТН8-8 1 2 3 1 2 Энергозатраты, МДж 48000 96000 144000 78471 157000 Полезная энергия, МДж 89355 144000 262470 133000 146000 Эффективность энергозатрат 1,7 1,5 1,8 1,7 0,9 Срок окупаемости, лет 0,5 0,6 0,5 0,6 1,1 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Таким образом, расчетпоказывает, что наиболее эффективным является вариант с использованием двухустановки типа АВЭУ6-4М. При этом потребитель обеспечивается энергией на 95%.
4.3) Оценкасравнительной эффективности ветроустановки по стоимостным показателям
Для каждогорассматриваемого варианта определяются годовые издержки и экономияорганического топлива. Условие эффективного использования ветроустановки:
/>.
При использовании однойустановки BHT8-8 годовые издержкисоставят 8400 рублей, если Куд=1500руб./м2 и а=0,05;выручка от экономии топлива – 6800 рублей, если />Т=4000 руб./т у.т.Выбранная ветроустановка работает эффективно. Результаты расчета сведены втабл.3.19. Полученные данные показывают, что для рассматриваемого потребителяпри принятых условиях выгодно отличается установка BWC-3. Сравнительнаяэффективность ее составляет 300 рублей, другие варианты энергоснабженияявляются неэффективными.
Таблица 10.8─ЭкономическийэффектВарианты Годовые издержки, руб. Экономия топлива, руб. Сравнительная эффективность, руб. АВЭУ6-М 1 5100 8840 +3740 2 10200 14830 +4630 3 15300 26000 +10700 ВТН8-8 1 8400 6800 -1600 2 16800 15600 -1200
Себестоимость энергииот ветроустановки
СВЭУ = ИВЭУ/Qпол = 10200 /144000 = 0,14 руб./МДж = 0,5 руб./кВт·ч.
При изменениипервоначальных условий, т.е. удельных капиталовложений, стоимости топливаследует ожидать изменения сравнительной эффективности и себестоимости вырабатываемойэнергии. Однако ясно, что вариант использования ветроустановки BWC-3предпочтительнее, чем АВЭУ-6-4М.
Оценка экономической эффективностиВЭУ по энергозатратам и стоимостным показателям также говорит в пользуветроустановки BHT8-8, причем вырабатываемаяэлектроэнергия должна идти только на нагрев воды.
10.6 Выводы поиспользованию ветроустановки
Использованиеветроустановки для нагрева горячей воды на Агрофирме «Гарант» Кунашакскогорайона даёт не только экономический эффект, но и позволяет сохранять окружающеюсреду, что в настоящее время очень актуально.
Использованиеветроустановок это один из наиболее прогрессивных способов экономииэнергоресурсов, а в связи с постоянным ростом цен использование неиссякаемыхисточников энергии становится перспективным направлением в развития не толькоотдельного предприятия, но и экономики в целом.
11. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА
Задачей раздела “Безопасностьтруда “ в дипломном проекте является разработка организационных и технических решений,которые создают безопасные условия труда на проектируемом объекте. Выполнениенорм и правил по безопасности труда обеспечивает необходимую электробезопасностьпожаробезопасность и взрывобезопасность электроустановок, комфортную среду на рабочихместах операторов, ведущих производственный процесс и работников, обслуживающихпроизводственные установки.
Уровеньпроизводственного травматизма оценивается на основании статистическогоматериала предприятия «Гарант» в н.п. Борисова. Результаты статистического анализаприведены в таблице 11.1.
Проанализируемпроизводственный травматизм в хозяйстве за 3 года с помощью двух показателей:коэффициента частоты и коэффициента тяжести несчастных случаев.
Коэффициент частоты исчисляетсяна 1000 человек списочного состава работающих и выражает число несчастных случаевна 1000 работающих за отчетный период на предприятии.
Коэффициент тяжести выражаетсреднее число дней нетрудоспособности, приходящихся на один несчастный случай вотчетном периоде.Таблица 11.1– Распределение коэффициентов частоты и тяжести травматизма за3 года.Годы Средне Кол-во Потеря Кч Кт
списоч
ное
кол-во
работ. пострадавших
рабочих
дней
по
хоз-ву
по
области
по
хоз-ву
по
области 2004 689 1 30 1.8 15,1 2005 740 2 74 2,65 24,7 2006 759 2 84 2,65 42
Из таблицы видно, что за последнеевремя число несчастных случаев не сокращается. Причинами травматизма являлись:неисправность оборудования, низкая квалификация обслуживающего персонала,нарушение технологического процесса, использование рабочих не по специальности.
Рассмотрим распределение травматизмапо отраслям производства. Таблица11.2 –Распределение несчастных случаев по отраслям производстваОтрасли 2004 2005 2006 производства
кол.
работ
кол.
постр Кч
кол.
работ
кол.
постр Кч
кол.
работ
кол.
постр Кч Энергетика 102 - - 102 2 2,65 105 - - Животновод-о 110 - - 112 - - 112 2 2,65 Механизация 203 1 1,8 225 - - 230 - - Растенивод-во 260 - - 278 - - 278 - - Прочие: 14 23 34
Из таблицы следует, что большеечисло пострадавших это в энергетике и животноводстве, а в растениеводстве травматизмане было.
Для дальнейшего снижения травматизманеобходимо проводить проверку знаний охраны труда, повышать дисциплину труда.
Мероприятия по производственнойсанитарии
При реконструкцииподстанции 10/0,4 кВ мы руководствуемся нормами СНиП.
Проезжая автодорогу выполняюткрупнощебеночным покрытием, переходная дорога на расстоянии 3,5 м до места установкитрансформатора. Подстанцию ограждаться сетчатой оградой высотой 1,5 м.
Территорию подстанции благоустраиватьсяпутем засевания травами. Обслуживание подстанции осуществляют без постоянногодежурного персонала. В связи с этим, согласно нормам технологического проектированиясетей водопровода и канализации не предусматриваются. Воду доставляется передвижнымисредствами.
Требования к персоналу,обслуживающему электроустановки и его ответственность
Эксплуатацию электроустановокосуществляет специально подготовленный электротехнический персонал. Приотсутствии подготовки работники должны быть обучены (до допуска ксамостоятельной работе) в специализируемых центрах подготовки персонала(учебных комбинатах, учебно- тренировочных центрах и т.д).
Профессиональная подготовкаперсонала, повышение его квалификации, проверка знаний инструктажи проводятся всоответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовыхактов по организации охраны труда и безопасности работы персонала.
К работам в электроустановкахдопускаются лица, достигшие 18-ти летнего возраста. Проверка состояния здоровьяработника проводится до приема его на работу, в дальнейшем периодически не реже1 раза в 2 года.
Электротехнический персонал доназначения на самостоятельную работу, связанную с эксплуатациейэлектроустановок должен пройти:
- вводный инструктаж;
- первичный инструктаж на рабочем месте, (инструктаж оформляется в журналеинструктажа с подписями инструктирующего и инструктируемого);
- обучение на рабочем месте;
- стажировку и производственное обучение на рабочем месте под руководствомответственного обучающего лица со сроком от 2 до 14 смен в зависимости отподготовленности обучаемого;
- дублирование под руководством опытного работника со сроком от 2 до 12смен в зависимости от подготовленности обучаемого (уровня знаний, стажа и опытаработы), продолжительность дублирования устанавливается решениемэкзаменационной комиссии.
После допуска ксамостоятельной работе, оформленного приказом по предприятию, можно приступатьк самостоятельной работе.
Проверка знаний производится:
первичная – переддопуском к самостоятельной работе, не позже 1 месяца со дня назначения надолжность;
периодическая – одинраз в год для электротехнического персонала, обслуживающего действующиеэлектроустановки и один раз в три года руководителей и специалистов;
внеочередная –проводится в следующих случаях:
— при нарушении персоналомправил, норм и инструкций,
— по требованию органовтехнического надзора, а также по
заключению комиссий,производивших расследование нарушений,
— по решению руководителейвышестоящих органов управления, если будут установлены недостаточные знанияправил, норм и инструкций или неправильные действия персонала при нормальных иаварийных ситуациях,
— при вводе в действие новыхили переработанных правил,
— при установке новогооборудования, реконструкции или изменении главных энергетических итехнологических схем,
— при неудовлетворительнойоценке проведенной повторной контрольной тренировки (противоаварийной илипротивопожарной).
Внеочередная проверка неотменяет сроков периодической проверки по графику, кроме случаев, связанных свводом в действие новых правил.
После проверки знанийприсваивается группа по электробезопасности.
Для работы и обслуживанияпомещений необходим комплект средств защиты, представленный в табл. 11.3.
Из таблицы мы увидим,что индивидуальные средства защиты и спецодежда находятся в достаточном объеме.
Таблица 11.3–Индивидуальные средства защиты и спецодежды обслуживающего персонала.Средства защиты Количество Полукомбинзон х/б 1 штука на каждого эл.монтера Перчатки диэлектрические не менее 2 пар Галоши диэлектрические 1 пара Противогаз 2 штуки Защитные очки 2 пары Изолирующая штанга 1 штука на каждое напряжение Указатель напряжения 1 штука на каждое напряжение Временные ограждения ( щиты ) не менее 2 штук Переносные плакаты и знаки безопас. по местным условиям
Защитные меры вэлектроустановках
Согласно ПУЭ,электрические сети напряжением 10 кВ выполняется с изолированной нейтралью, а электрическиесети напряжением 0,4 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью тип TN-S.
В целях обеспечениябезопасности от поражения электрическим током в проекте подстанции предусматриваютсяследующие меры:
1) входная калитка и воротазакрываются на замок, ключ от которой находится у оперативного персонала;
2) площадки для установкивысоковольтных аппаратов устанавливаются на высоте не менее 2,5 метров от уровняземли, что позволяет обеспечить недоступность прикосновения к токоведущим частям;
Для предотвращения ошибочногодоступа оперативного персонала используют защитные блокирующие системы,исключающие неправильные и опасные действия при работах на подстанциях, в том числе:
1) блокировки между короткозамыкателямии определителями, которые не дают возможности отключить определитель до включениякороткозамыкателя;
2) блокировки в шкафахКРУН, которые не позволяют включать масляный выключатель при включенных заземляющихножах;
3) блокировки на разъединителях(между главным и заземляющими ножами).
Над подземными кабельнымилиниями напряжением выше 1000 В в соответствии с действующими “ Правиламиохраны высоковольтных электрических сетей “ должны отводится земельные участкив размере площади над кабелем и по охраняемой зоне в обе стороны от крайнегокабеля, в пределах которой:
1) не допускаетсяпроизводство земляных работ, а так же укладка других коммуникаций без согласованияс организацией, эксплуатирующей данную кабельную линию;
2) запрещается сбрасыватьбольшие тяжести, выливать кислоты и щелочи, устраивать свалки, в том числесвалки шлака и снега.
В городах и поселкахкабельные линии следует, как правило, прокладывать в земле, под непроезжей частьюулицы, по дворам и техническим полосам в виде газонов с кустарниковыми посадками.
Постоянные плакатыизготавливаются из листового металла или пластических материалов. Рисунок инадписи выполняют только соответствующих расцветок.
При работе в ЗТПобслуживающий персонал оснащают следующим комплектом средств защиты.Таблица 11.4– Средства защиты для подстанций.Средства защиты Количество 1. Штанги изолирующие: Оперативные 1 измерительные 1 для наложения заземления 1 Продолжение таблицы 11.4 2. Клещи изолирующие: для операций с предохранителями 1 электроизмерительные 1 3. Указатель напряжения опн-90 1шт. на каждое напряжение 4. Перчатки диэлектрические 2 пары 5. Боты диэлектрические 1 пары 6. Коврики диэлектрические по местным условиям 7. Накладки изолирующие по местным условиям 8. Подставки изолирующие по местным условиям 9. Индивидуальные комплекты 1 9. Переносные заземления по местным условиям 9. Временные ограждения по местным условиям 12. Предупредительные плакаты 2 13. Защитные очки 2 14. Противогазы 2 15. Рукавицы 2
Объем средств защитыявляется необходимым и достаточным по комплектности для обеспечениябезопасности персонала электроустановок.
Мероприятия по пожарнойбезопасности
Территории сельскохозяйственногопредприятия содержат в чистоте и систематически очищаться от горючих отходов.
Ко всем зданиям исооружениям обеспечивают свободный доступ. Проезды и подъезды к зданиям иводоисточникам, а так же подступы к пожарному инвентарю и оборудованию должныбыть всегда свободными.
Противопожарные резервымежду зданиями не используют под складирование грубых кормов, каких- либо материалови оборудования, для стоянки автотранспорта, тракторов, комбайнов и другой техники.
При размещении ферм и другихсельскохозяйственных объектов вблизи лесов хвойных пород, между строениями и леснымимассивами создают на весенне-летний пожароопасный период защитные противопожарныеполосы, устраиваемые с помощью бульдозеров, лугов и других почвообрабатывающихорудий.
В местах хранения и примененияогнеопасных жидкостей и горючих материалов, обработки и хранения сельскохозяйственныхпродуктов, в животноводческих и других производственных помещениях курение строгозапрещается. Курить можно только в специально отведенных местах, отмеченных надписями“ Место для курения “, оборудованных урнами или бочками с водой.
Необходимая защищенность оборудованияпожаро или взрывоопасных зонах, вытекает из необходимости применения несгораемыхпокрытий кабельных каналов и отражается следующими требованиями :
1. Пожарная опасность электроустановокобусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов.Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различныхэлектромагнитов, проводов.
2. Электрические машины иаппараты, применяемые в электроустановках, обеспечивают как необходимую степеньзащиты их изоляции от вредного действия окружающей среды, так и достаточную безопасностьв отношении пожара или взрыва вследствие какой — либо неисправности.
3. При открытой прокладкепровода и кабеля в местах, где возможны механические их повреждения,дополнительно защищают (стальной трубой, металлическим уголком, швеллером).
4. В местах пересечениянезащищенных изолированных проводов и прокладки их через сгораемые конструкции прокладываютдополнительную изоляцию. В качестве меры против распространения начавшегосяпожара применяют общие или местные противопожарные преграды. Общиепротивопожарные преграды, разделяющие здания по вертикали или горизонтали на отдельныеотсеки, представляют собой противопожарную стену и перекрытия, выполняемые изнесгораемых материалов ( кирпича, железобетона ).
Потребность в первичных средствахпожаротушения отражаем в таблице 11.5 Таблица 11.5– Первичные средства пожаротушенияНаименование объектов Единицы Огнету шители Бочки с и помещений измерения пенные углекислотные водой 1.Помещение для установки паровых и водогрейных котлов
на
помещение
2
- -
2. Механические
мастерские
на
600 кв.м. 1 - - 3.Гаражи 100 кв.м 1 - -
4. Котельные:
— на твердом топливе
— на жидком топливе
на
2 топки
1
1 - -
5. Электростанции и
подстанции
на
200 кв.м. 1 2 - 6. Склады и хранилища 200 кв.м. 1 - 1
7. Служебные помещения при коридорной
системе
на 20
погон.м. 1 - - 8. Столовые 100 кв.м. 1 - 1 Продолжение таблицы 11.5Наименование объекта
Ведра
пожарные
Ящики с
песком Лопаты
Войлочные
полотна
Мотопомпа
(пож.
кран) 1. - 1 2 - 1 2. - - - - - 3. - 1 2 1 - 4. -/- -/1 -/2 -/- 1/1 5. - 1 2 1 - 6. 2 - - - - 7. - 1 1 - - 8. 2 - - - -
Расчет заземляющего контураТП 10 / 0,4 кВ
Расчет заземляющего контураподстанции произведен по программе для IBM- совместного компьютера, которая находитсяв приложении.
В результате расчета определяем,что заземляющий контур состоит из стальных стержней длиной 3 м и диаметром 0.03м, расположенных на расстоянии 2 м друг от друга. ( рис. 11.1 )
/>
Рисунок 11.1–Вертикальныйстержневой
/>
Рисунок 11.2– Планразмещения контура заземления на ТП
12.Технико –экономическая часть
Определяем капитальныезатраты на сооружение ВЛ 10 кВ и ТП 10/0.4 кВ.
Таблица 12.1–Капитальныезатраты на сооружение ВЛ 10 кВ и ТП 10/0.4 кВ.
№
П/П Наименование основных элементов электропередачи Единицы измерения Количество Кап.затраты, руб. На ед. продукции Всего 1
КТП 10/0,4 SНОМ=160 кВА шт 2 9540 19080 2 Строительство ВЛ10 кВ: Установка опор П10-4ДД шт 160 250,2 40032 П10-9ДБ шт 182 427,8 77859 УП10-2ДД шт 1 714 714 ОА10-2ДД шт 6 888 5328 АК10-2ДД шт 14 852 11928 Подвеска провода: АС70 км 10,1 4332 43753 АС35 км 7 2586 18102 6 Сооружение КТП 40-63кВА шт 4 3162 12648 8 Сооружение КТП 160кВА шт 2 5880 11760 9 Стоимость ячейки КРУН-10 шт 1 12600 12600
12.1 Определяемиздержки на амортизацию и капитальный ремонт
/>
где Pа.я.– норма амортизационных отчислений на ячейку КРУН-10 в процентах.
Pа.я.=6.4%
Pа.л10.– норма амортизационных отчислений на ВЛ 10 кВ в процентах.
Pа.л10.=5.7%
Pа.тп.– норма амортизационных отчислений на ТП 10/0.4 кВ в процентах.
Pа.тп.=6.4%
Pа.л0.38.– норма амортизационных отчислений на ВЛ 0.38 кВ в процентах.
Pа.л0.38.=5.7%
кя, кл10, ктп, кл0.38– капитальные вложения в ячейку, ВЛ 10 кВ, все ТП 10/0.4 кВ и ВЛ 0.38 кВ.
/> руб
12.2 Определяемиздержки на покрытие потерь электрической энергии
Ип=bл10×DWл10+bтп×DWтп
где DWл10и DWтп– потери энергии в линии 10 кВ и ТП 10/0.4 кВ.
b — стоимость 1кВт×ч потерь электроэнергии.
Принимаем bл10=2.7 коп/ кВт×ч
bтп=2.5 коп/ кВт×ч
Ип=(2.5×35536+2.7×24936) ×0.06=9370руб
12.3 Определяемиздержки на эксплуатацию
Иэ=g×N
где N– число условных единиц электропередачи
g — затраты на обслуживание одной условнойединицы.
g=28 руб/у.е.
Иэ=28×1247.82=34938.96руб
12.4 Определяемежегодные издержки на электропередачу
Иг=Иа+Ип+Иэ=18687.77+9370+34938.96=62996.73руб
12.5 Рассчитываемпереданную за год электроэнергию
Wг=Pрасч×Tmax=480×3500=1680000кВт×ч/год
12.6 Определяемсебестоимость распределения электроэнергии от шин 10 кВ ГПП до шин 0.4 кВпотребительских ТП
/> руб/кВт×ч
12.7 Определяемсебестоимость 1кВт×чна шинах 0.4 кВ
Себестоимостьэлектроэнергии от электростанций до шин 10 кВ ГПП принимается равной 2.33коп/кВт×ч.
bш0.4=bш10+bпер=2.33×0.06=0.1768 руб/кВт×ч
Расчеттехнико-экономических показателей произведен с акта разграничения энергобалансаКунашакского РЭС. Расчет в дальнейшем будет использоваться для себестоимости,учета электроэнергии.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Целью дипломного проектаявлялась реконструкция схемы электроснабжения н.п.Борисова с разработкойвопросов энергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки.Нами был произведен анализ хозяйственной деятельности; анализ существующей схемыэлектроснабжения хозяйства; предложен вариант реконструкции схемыэлектроснабжения а также непосредственно СХП «Гарант»; произведен расчетэлектрических нагрузок с перспективой роста; произведен расчет ВЛ 10 кВ ипроизведена оценка качества напряжения у потребителей; произведен расчет токов КЗ, выбраны и согласованы защиты; рассмотрены вопросы безопасностижизнедеятельности и экологии; оценены технико-экономические показатели проекта.
При разработке вопросовэнергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки былапредложена технологическая схема теплоснабжения с использованием ВЭУ,рассчитана ветроэнергетическая установка и проверена по энергетическим иэкономическим показателям.
Все расчеты быливыполнены с проверкой по надежности электроснабжения, проверкой по качествуэлектрической энергии и условиям экономичности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Будзко И.А.,Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Агропромиздат, 1990. –496 с.: ил.
2. Мякинин Е.Г. Методическиеуказания по теме «Компенсация реактивной мощности в сельских электрическихсетях». – Челябинск, 1991.
3. Методические указания по расчетуэлектрических нагрузок в сетях 0,38–110 кВ сельскохозяйственногоназначения.– Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельскогохозяйства. М.: ноябрь, 1981.
4. Инструкции по выбору установленноймощности подстанций 10/0,4 кВ в сетях сельскохозяйственного назначения (РУМ).– М.: Сельэнергопроект, 1987. – 126 с.
5. Методические указания пообеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжениясельскохозяйственных потребителей (РУМ).–М.: Сельэнергопроект, 1986,–32 с.
6. Методические указания к курсовомупроектированию “Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта”.–Челябинск, 1990. – 55 с.
7. Будзко И.А., Левин М.С.Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенныхпунктов.–М.: Агропромиздат, 1985.
8. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю., ЯшковВ.А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высшая школа,2001.– 336 с.
9. Методические указания к разделу“Безопасность труда” в дипломных работах и проектах.– Ч., 2007. -28с.
10. Правила пожарнойбезопасности для энергетических предприятий. -Ч., 1995. -130с.
11. ЛуковниковА.В. ”Охрана труда”4-е издание. — М: Колос, 1978.-352 с.