Реконструкция электроснабжения производственной зоны предприятия

Реконструкция электроснабжения производственной зоны предприятия

Аннотация

В основной части дипломного проекта дан анализ производственной деятельности хозяйства, произведена реконструкция электроснабжения производственной зоны: выбор трансформаторных подстанций, расчет и выбор проводов линии 0,38 кВ, проверка сети на отклонение напряжения, расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования подстанции, произведен расчет силовой сети зернотока.

В специальной части проекта был описан практический опыт защиты электродвигателей поточной линии зернотока. Рассмотрены явные преимущества данной методики защиты методом капсулированя, рассчитан технико-экономический эффект от внедрения данной защиты в производство на примере двигателей нории зернотока.

Кроме этого произведена оценка охраны труда и экологической обстановки на предприятии.

Содержание

Аннотация

Введение

. Анализ хозяйственной деятельности СПК “Маяк”

.1 Местоположение хозяйства и природно-климатические условия

.3 Структура электротехнической службы предприятия

. Расчет электроснабжения производственной зоны ОАО «Племзавод «Караваево»

.1 Анализ электропотребителей ОАО «Племзавод «Караваево». Расчет электроснабжения производственной зоны ОАО «Племзавод «Караваево»

.2 Определение места расположения трансформаторной подстанции

.3 Прокладка трасс линий

.4 Определение расчетных мощностей на участках линий 0,38 кВ

.5 Расчет уличного освещения

.6 Расчет сечений и потерь напряжения проводов ВЛ 0,4 кВ

.7 Определение номинальной мощности ТП

.8 Составление расчетных диаграмм отклонений напряжения в системе электроснабжения

.9 Конструкция сети напряжением 0,4 кВ

.10 Расчет токов короткого замыкания

.11 Выбор основного оборудования ТП

. Расчет внутренних силовых сетей зернотока

.1 Общие сведенья об объекте

.2 Расчет пускозащитной аппаратуры

.2.1 Выбор автоматического выключателя

.2.2 Выбор электромагнитных пускателей

.2.3 Выбор предохранителей

.3 Выбор кабеля и способов монтажа внутренних силовых сетей

. Исследование защиты электродвигателей методом капсулирования обмоток

4.1 Статистика аварийных режимов электродвигателей

.2 Способы защиты трехфазных асинхронных двигателей

.3 Процессы тепло-влагообмена двигателя

.4 Области применения эпоксидного компаунда

.5 Методика капсулирования лобовых частей обмотки

.6 Опытные данные с капсулированным двигателем

.7 Классы нагревостойкости изоляционных материалов

.8 Достоинства и недостатки капсулирования обмоток электродвигателя

. Экономическое обоснование метода капсулирования статорных обмоток для невосстанавливаемых (неремонтируемых) элементов

. Охрана труда. Безопасность и экологичность проекта

.1 Решения правительства РФ по безопасности труда и экологическим аспектам

.2 Анализ состояния охраны труда ОАО «Племзавод «Караваево»

.3 Характеристика опасных и вредных факторов оборудования, планируемого к применению

.4 Расчет защитного заземляющего устройства зернотока

.5 Пожарная безопасность на предприятии

.6 Экологичность проекта

.7 Мероприятия по совершенствованию безопасности и экологических условий

Заключение

Список используемых источников

Приложение А Производственная структура ОАО «ПЗ Караваево»

Приложение В Расчетная схема воздушной линии 0,38 кВ ТП1

Приложение С Расчетная схема воздушной линии 0,38 кВ ТП2

Введение

Развитие сельскохозяйственного производства всё в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надёжности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к её экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения - один из важных факторов технического прогресса.

На базе электрификации развивается промышленность, сельское хозяйство и транспорт.

Существует мощный энергетический комплекс, обеспечивающий сельскохозяйственных потребителей электроэнергией,система сельских электрических сетей напряжением 0,38 - 110 кВ. Однако непрерывный рост нагрузки при появлении новых потребителей в зонах, уже охваченных централизованным электроснабжением, и при освоении новых сельскохозяйственных районов, необходимость повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, изменение планировки населенных пунктов и т.д. требуют дальнейшего развития электрических сетей.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности, по сравнению с электроснабжением промышленности и городов, имеет свои особенности. Главная из них - необходимость подводить энергию к небольшому числу сравнительно малогабаритных объектов, рассредоточенных по территории страны.

1. Анализ хозяйственной деятельности СПК “Маяк”

.1 Местоположение хозяйства и природно-климатические условия

Реформирование аграрного сектора экономики страны связано с преобразованием экономических отношений на селе. Результатом таких преобразование является сельскохозяйственный производственный кооператив (СПК) «Маяк». До 1990 года это предприятие было колхозом «Красный маяк», затем реорганизовано в Товарищество с ограниченной ответственностью (ТОО), потом преобразовано в Закрытое акционерное общество (ЗАО), а с 2003 года в СПК «Маяк». СПК «Маяк» располагается в центральной части Галичского района. Административно-хозяйственным центром является деревня Толтуново, расположенная от районного центра г. Галич в 22 километрах, где и находится ближайшая железнодорожная станция. Сообщение с районным центром осуществляется по шоссейной дороге районного значения, дорога имеет асфальтированное покрытие, постоянно находится в хорошем состоянии.

От областного центра г. Костромы предприятие расположено в 146 км, сообщение возможно по железной дороге Свеча - Киров - Кострома и по шоссейной дороге областного значения Солигалич - Кострома. Почвенно-климатические условия СПК «Маяк» типичны для Костромской области. Преобладают дерново-подзолистые среднесуглинистые почвы с низким потенциальным плодородием. Климатические условия обуславливают короткий вегетативный период с поздними весенними и ранними осенними заморозками, иногда засухами. Это оказывает негативное влияние на урожайность всех сельскохозяйственных культур.

По результатам работы СПК “Маяк” проводим анализ хозяйственной деятельности предприятия по данным последних трёх лет (таблица 1.1…1.6)

1.2 Основные показатели экономической, производственной и финансовой деятельности предприятия

Таблица 1.1-Земельные ресурсы СПК «Маяк».

Показатели	Год
	2013	2012	2011
Общая земельная площадь, га	10278	10278	10278
В т.ч. с.х. угодий	3775	3775	3775
Из них пашни	3124	3124	3124
Сенокосы	294	294	294
Пастбища	274	274	274
Залежи	83	83	83

При анализе приведенной таблицы видно, что за 2011-2013 гг. в составе и структуре земельных угодий значительных изменений не произошло. Площадь с.-х. угодий занимает 38% (3775 га). Это означает, что 38% земли используется в хозяйственном обороте. Площадь пашни занимает 82% площади с.-х. угодий, что означает высокую степень распаханности сельскохозяйственных угодий.В хозяйстве должно уделяться внимание трудовым ресурсам, так как достаточная обеспеченность ими, их рациональное использование, высокий уровень производительности труда имеют большие значения для увеличения объема производства продукции и повышения эффективности производства, в частности в своевременности выполнения с.-х. работ, эффективности использования техники и т.д.

Таблица 1.2 -Трудовые ресурсы.

Показатель	Год			2013г. к 2011г., %
	2013	2012	2011
Среднегодовая численность работников	90	105	115	78,3
Отработано работниками, занятыми во всех отраслях хозяйства: тыс. чел-дней всего	24	26	28	85,7
-Тыс. чел-час	165	185	197	83,76
Отработано одним работником, дней	266,7	247,6	243,5	109,5
Отработано одним работником, чел-час	1833,4	1762	1713	107
Коэффициент использования годового фонда рабочего времени	0,94	0,908	0,88	106,8
Производительность труда (по денежной выручке), тыс. руб./чел.	365,6	291,1	273,9	133,5
Среднемесячная заработная плата, руб./чел.	11550	8996	9410	122,7

По приведенным данным можно сделать вывод о том, что численность работников сокращается, а коэффициент использования фонда рабочего времени возрастает. Это связано с повышением эффективности труда.

Таблица 1.3 - Оценка состояния, обеспеченности и эффективности использования основных средств.

Показатель	Год			2013 г. к 2011г., %
	2013	2012	2011
Стоимость основных средств, тыс. р уб.	80634	79490	72168	111,7
Фондовооруженность, тыс. руб./чел.	895,93	757,04	627,54	142,8
Фондообеспеченность, руб./га (руб./м2)	21,36	21,056	19,117	111,7
Фондоотдача, руб./руб.	0,398	0,384	0,436	91,28
Фондоёмкость, руб./руб.	2,51	2,6	2,29	109,6

За рассматриваемый период фондовооруженность предприятия увеличилась на 42,8%, что вызвано увеличением стоимости основных средств и уменьшением численности сотрудников. Энергетические мощности снизились за счет износа и выхода из строя оборудования.Входе анализа, установили, что состояние предприятия с 2011г по 2013г не изменилось. Предприятие является финансово-неустойчивым. Это состояние говорит о нарушении платежеспособности предприятия, но при всем положении остается возможность восстановления равновесия за счет пополнения источников собственных средств, сокращения дебиторской задолженности, ускорения процесса оборачиваемости запасов.

По полученным результатам оценки финансового состояния можно сказать, что данное предприятие обладает финансовой независимостью, т.к. это показатель лежит в соответствующем диапазоне значений. Коэффициент обеспеченности собственными оборотным капиталом за 2013 год по сравнению с 2012 увеличился на 0,8.Современное сельское хозяйство никак не может обойтись без электроэнергии, так как в основе любого производства стоят различные систем автоматизации технологических процессов. Эффективное использование энергоресурсов позволяет экономить средства и добиваться положительного результата в производстве.

Таблица 1.4- Анализ расхода электроэнергии на предприятии.

Показатели	Год
	2013	2012	2011
1. Энергетические мощности, л.с.	4700	4956	5166
2. Энергетические мощности, кВт	3456,84	3645	3799
3. Получено электроэнергии	380	435	470
4. Затраты на электроэнергию всего, т.р.	1782	2165	2301
5. В т.ч. на растениеводство	118	232	233
6. На животноводство	1364	1765	2068
7. Себестоимость 1 кВт∙ч, руб.	4,68	4,97	4,89
8. Энерговооруженность, кВт/чел.	38,43	34,74	33,06
9. Энергообеспеченность, кВт/га (руб./м2)	0,91	0,966	1,007

По данным из таблицы видно, что себестоимость 1 кВт электроэнергии за 2013 год составила 4,68 руб. Кривая потребления электроэнергии постоянно меняется. Следует отметить, что потребление энергии за 2013 год снизилось по сравнению с предыдущими годами. При этом увеличилась энергетическая мощность предприятия. Такое изменение показателей может говорить о повышении эффективности использования энергоресурсов в хозяйстве.

Таблица 1.5- Оценка эффективности использования электроэнергии.

Показатели	Год
	2013	2012	2011
1. Выручено от продаж на 1 кВт	84,45	70,26	67,01
2. Выручено от продажи на 1 р. затрат на электроэнергию (электроотдача)	18	14,11	13,68
3. Электроемкость	0,055	0,07	0,073
4. Выручено от продаж на 1 кВт	9,28	8,38	8,29

Так как электроотдача растет с каждым годом, следовательно расширяется и производство. Данное предприятие специализируется на животноводстве, зерне и производстве горячего водоснабжения.

Таблица 1.6- Анализ производства зерна.

Показатель	Год
	2013	2012	2011
Площадь посева, га.	675	558	701
Валовое производства зерна, ц.	10100	11568	15023
Урожайность,ц/га.	15,0	20,7	21,4
Товарность продукции, %	0,5	5,6	12,8
Трудоемкость продукции, чел.-ч./ц	0,39	0,34	0,33
Производственные затраты на 1 ц. зерна, тыс. руб.	0,63	0,55	0,51
Содержание основных средств
Выручка от продажи продукции, тыс. руб.	33	533	1058
Прибыль от продажи продукции, тыс. руб.	-6	143	-69
Полная себестоимость продукции, тыс. руб.	39	390	1127
Полная себестоимость продукции, руб./ед.	737,70	641,18	567,15
Цена реализации продукции, руб./ц	660	811	549
Рентабельность продукции, %	-15	36	-6

При сравнении рентабельности производства зерна видно, что за 2012 год она повысилась на 30%, что связано с повышением цены реализации, однако в 2013 году предприятие вновь снизило уровень рентабельности до 15% за счет снижения цены продукции. Однако прибыль в конце рассматриваемого периода ниже уровня 2012 года, так как низкий уровень товарности (большая часть идет на корм местному скоту.)

1.3 Структура электротехнической службы предприятия

Одним из подразделений предприятия является электротехническая служба, основные задачи которой - обеспечение надежной и безопасной эксплуатации оборудования и устройств использующих электрическую энергию; устранение неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации электрооборудования, с проведением необходимых технических мероприятий; своевременное проведение технического обслуживания и текущих ремонтов электроустановок и электрических машин, в том числе: электродвигателей, трансформаторов, коммутационной и защитной аппаратуры, осветительной аппаратуры, устройств и систем вентиляции и электроотопления; осуществление своевременного капитального ремонта электрифицированного оборудования; соблюдение экономического расхода электроэнергии. Возглавляет ее инженер энергетик. Структура данной службы представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 Структура управления электротехнической службы СПК«Маяк»

2. Расчет электроснабжения производственной зоны СПК«Маяк»

.1 Анализ электропотребителей СПК «Маяк»

Объект проектирования представляет собой СПК «Маяк», занимающийся производством зерна и выращиванием крупного рогатого скота. Производственная зона предприятия включает в себя 48 объектов. Расчетные нагрузки на вводах потребителей представлены в таблице 2.1. План расположения объектов представлен на листе №1 графической части дипломного проекта.

Таблица 2.1 - Расчетные нагрузки на вводах потребителей

№ п/п и наименование потребителя.	Рд, кВт	Рв, кВт	X	Y	Категория надежности
1. Конюшня	3	3	13,5	2	2
2. Центральный мат. склад	5	2	15,3	2	3
3. Весовая	2	1	15	3,5	3
4. Пожарное депо	5	2	16	3,5	3
5. Склад	5	2	10	2	3
6. Эл. цех	15	1	5	1,5	3
7. Стоянка для сх. техники	4	5,5	2	3
8. Мех. мастерская	15	1	4	2	3
9. Котельная	15	15	4	3	2
10. Тракторный гараж	20	10	2	2	3
11. Пункт тех.ухода	20	5	2,5	1,5	3
12. Склад ГСМ	5	2	1	4	3
13. Стоянка для сх. техники	1	4	2	5	3
14. Гараж	20	10	4	5	3
15. Стройцех	15	1	2,5	6,5	3
16. Пилорама	25	2	4,5	6,5	3
17. Склад зерна	10	5	15	6	2
18. Склад зерна	10	5	16	6	2
19. Склад зерна	10	5	17	6	2
20. Склад зерна	10	5	18	6	2
21. Дом животновода	15	8	13,5	5	3
22. Картофелехранилище	10	5	11,5	4,5	2
23. Картофелехранилище	10	5	10	4,5	2
24. Картофелехранилище	10	5	8,5	4,5	2
25. Телятник №3	5	8	15	9	2
26. Телятник №7	5	8	17,5	9	2
27. Телятник №5	5	8	19,5	9	2
28. Телятник №1	5	8	21,5	9	2
29. Телятник №2	5	8	25,5	8,5	2
30. Коровник №6	20	20	27	8,5	2
31. Зимняя родилка	10	10	27	12	2
32. Бойня	12	1	28	12	2
33. Коровник №5	20	20	13,5	9	2
34. Ветлечебница	5	5	15	10,5	3
35. Столовая	20	10	9,5	9	3
36. Коровник №4	10	10	13,5	11	2
37. Коровник №3	10	10	12,5	11	2
38.Молокозавод	15	15	11,5	11	2
39. Слесарный цех	10	1	11,5	12,5	3
40. Коровник №2	10	10	10,5	11	2
41. Коровник №1	10	10	9	11	2
42. Кормоцех №2	30	10	13	15	3
43. Кормоцех №1	10	10	9,5	15	3
44. Телятник №6	5	8	13	17	2
45. Телятник №4	5	8	12	17	2
46. Склад зерна	10	5	6	17	2
47. Зерноток	20	20	5	16	3
48. Склад зерна	10	5	6	15	2

2.2 Определение места расположения трансформаторной подстанции

На практике широко применен метод размещения трансформаторной подстанции (ТП) в центре тяжести нагрузок или вблизи от него, по возможности близко от автодороги. Компоновка оборудования должна обеспечивать простые и удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования, возможность дальнейшего расширения подстанции, если это предусмотрено схемой перспективного развития.

Координаты местоположения трансформаторной подстанции рассчитывают по формулам 2.1[8]:

;      ,      (2.1)

Где P_i - мощность i-го объекта, кВт; х_i - координата i-го объекта по оси Х;

y_i - координата i -го объекта по оси У.

Так как площадь производственной зоны предприятия достаточно велика, то целесообразно принять несколько трансформаторных подстанций. Разделим все объекты на две группы. К первой группе отнесем объекты 1-24. Ко второй группе отнесем объекты 25-48.

Рассчитываем координаты ТП1:

 

 

Аналогично рассчитываем координаты ТП2 и результаты заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Координаты транспортных подстанций

№ ТП	Xm	Ym
ТП1	7,65	4,1
ТП2	14	12

Согласно ПУЭ [4] трансформаторный пункт должен располагаться не ближе 20 м от объекта.

Исходя из места расположения производственных зданий и прохождения дорог располагаем трансформаторные подстанции поблизости от расчетного места в точках с координатами: ТП1 х=7,y=4; ТП2 х=15,у=12. Расположение ТП на плане представлено на рисунке 2.1, масштаб 1 условная единица - 30 метров.

Рисунок 2.1. Расположение ТП на плане

2.3 Прокладка трасс линий

Трассы линий прокладывают вдоль дорог с наименьшим количеством пересечений . Не допускается пересечение линий 0,38 кВ между собой. Причем от ТП должно отходить не более 3-х линий при мощности ТП до 160 кВА, не более 4-х линий при мощности 250 кВА. Воздушные линии прокладываем на железобетонных опорах, расстояние между которыми 40 метров.

Согласно ПУЭ [4] потребители второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Все потребители электроэнергии, указанные в таблице, относятся ко второй и третьей категории по надежности электроснабжения. Исходя из этого выбираем комплектные подстанции с двумя трансформаторами, загруженными в нормальном рабочем режиме на 70% каждый[2].

Для питания потребителей принимаем три линии от ТП1, две основных и одна резервная, питающая отдельно потребителей второй категории. От ТП2 принимаем четыре линии, из которых две основных и две резервных.

Нагрузки на участках определяем суммированием отдельно потоков активной и реактивной мощности с учётом коэффициента одновременности Ко. Этот коэффициент берётся из таблиц в зависимости от количества потребителей. Расчетные схемы воздушных линий 0,38 кВ ТП1 и ТП2 представлены в приложениях В и С.

2.4 Определение расчетных мощностей на участках линий 0,38 кВ

Электрические нагрузки сети 0.4 кВопределяем путем суммирования расчетных нагрузок на вводах потребителей с учетом коэффициента одновременности, по формулам 2.2 и 2.3[8]:        

;          (2.2)

,           (2.3)

Где Р_дS и Р_вS - расчетная дневная и вечерняя нагрузки соответственно на участках линии или на шинах ТП, кВт;

k_о - коэффициент одновременности (для линий 0.4 кВт принимаем по справочным данным);

Р_Дi и Р_Вi - дневная и вечерняя нагрузки соответственно на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Если нагрузки потребителей смешанные и различаются более чем в четыре раза, то их следует суммировать. Суммирование нагрузок участков сети с разнородными потребителями выполняют табличным методом, учитывая добавки мощностей. При этом к большей из двух слагаемых нагрузок прибавляют надбавку от меньшей[2].

Полную мощность находим по формуле 2.4[3]:

.  (2.4)

Расчет покажем на примере линии №1, ТП1 рисунок 2.2:

Рисунок 2.2. Расчетная схема воздушной линии 0,38 кВ ТП1, линия №1

Р_д20-19 = Р_д20 ;  Р_д20= 10 кВт ;  = 0,7;

;    кВ·А;

; к₀ = 0,85 [1];

кВт;    = 0,7;

;   кВ·А;

 ;   к₀ = 0,8 ;

кВт;    = 0,7;

;   кВ·А;

;  к₀ = 0,8;

кВт;     = 0,7;

;   кВ·А;

;  кВт;   = 0,85;

;    кВ·А;

;     к₀ = 0,85;

кВт;     = 0,85;

;    кВ·А;

;   кВт;   = 0,85;

;    кВ·А;

.

Так как мощности на участках 17-а1, 3-а1, 2-а1 отличаются более чем в четыре раза, то суммируем их табличным методом с учетом добавки [1].

Аналогично рассчитываются другие участки, где мощности отличаются более чем в четыре раза.

кВт;    = 0,73;

;

кВ·А;

 ,   к₀ = 0,85 [1];

кВт;    = 0,81;

;

кВ·А;

 ;

кВт;    = 0,82;

;

кВ·А;

;  кВт;

 = 0,823;   ;

кВ·А;

; кВт;   = 0,83;

;   кВ·А;

 ,  кВт;    = 0,75;

;     кВ·А;

 ;     к₀ = 0,85 ;

кВт;     = 0,85;

;    кВ·А;

;   кВт;

 = 0,83;   ;

кВ·А.

Расчет остальных линий и расчет вечерних нагрузок производим аналогично, и результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Нагрузки на участках сети

Расчетный участок	Расчетная мощность, протекающая по участку, кВт		Коэффициент мощности участка		Расчетная мощность участка, кВ·А
	Рд	Рв	cosjд	cosjв	Sд	Sв
20 - 19	10	5	0,7	0,75	14,2	6,7
19 - 18	17	8,5	0,7	0,75	24,28	8,5
18 - 17	24	12	0,7	0,75	34,3	16
17 - а1	32	16	0,7	0,75	45,71	21,3
4 - 3	5	2	0,85	0,9	5,8	2,2
3 - а1	5,95	2,55	0,85	0,9	7	2,83
2 - а1	5	2	0,85	0,9	47,2	2,2
а1 - 21	38,6	20,55	0,73	0,78	54,3	26,3
21 - 22	50,6	28,55	0,81	0,91	59	31,7
22 - 23	56,6	31,6	0,82	0,92	69,5	39,5
23 - 24	62,6	35	0,823	0,93	76	47,75
24 - а	68,6	39	0,83	0,93	83	48,75
1 - 5	3	3	0,75	0,85	3,5	10,8
5 - а	6,8	4,25	0,85	0,9	8	4,25
А - ТП1	72,8	43,25	0,83	0,93	87,6	54
ТП1, линия 2
12 - 10	5	2	0,75	0,8	6,7	2,5
10 -b3	21,25	11,2	0,75	0,75	28,3	14,4
9 -b3	15	15	0,85	0,9	17,6	16,7
8 - b3	15	1	0,7	0,75	21,4	1,33
b3 - b	41	26,24	0,76	0,83	53,9	31,6
15 - b2	15	1	0,7	0,75	21,4	1,33
13 - b2	1	4	0,75	0,8	1,33	5
b2 - b1	15,6	5	0,7	0,79	22,2	6,32
14 - b1	20	10	0,7	0,75	28,6	13,3
16 - b1	25	2	0,7	0,75	35,7	2,66
b1 - b	38,2	17	0,7	0,76	54,3	22,36
11 - b5	20	5	0,7	0,75	28,6	6,7
6 - b5	15	1	0,7	0,75	21,4	1,33
b5 - b4	35	6	0,7	0,75	50	8
7 - b4	1	4	0,75	0,8	1,33	5
b4 - b	36	10	0,7	0,77	51,4	13
B - ТП1	132,25	54,2	0,72	0,8	183,68	67,75
ТП1, линия резерв
20 - 19	10	5	0,7	0,75	14,2	6,7
19 - 18	17	8,5	0,7	0,75	24,28	11,3
18 - 17	24	12	0,7	0,75	39,3	16
17 - с1	32	16	0,7	0,75	45,71	21,3
1 - с1	3	3	0,75	0,8	4	3,75
с1 - 22	35	19	0,7	0,76	50	25
22 - 23	45	24	0,75	0,8	60	30
23 - 24	52	27,5	0,75	0,8	59,3	34,3
24 - с	59	31	0,75	0,8	78,6	38,75
9 - с	15	15	0,85	0,9	17,64	16,7
С - ТП1	74	46	0,77	0,82	96,1	56
32 - 31	12	1	0,75	0,85	16	1,17
31 - 30	18,7	10,6	0,75	0,85	25	12,47
30 - 29	33,6	26,1	0,75	0,85	44,8	30,7
29 - 28	37,6	31	0,75	0,85	50,1	36,5
28 - 27	39	37,4	0,75	0,85	52	44
27 - 26	42,75	41,1	0,75	0,85	57	48,3
26 - 25	46,5	47,1	0,75	0,85	55,4
25 - а	50,25	53,1	0,75	0,85	67	62,5
33 - а	20	20	0,75	0,85	26,7	23,52
а - 34	70,25	73,1	0,75	0,85	93,7	86
34 - ТП2	75,25	78,1	0,8	0,9	94	86,8
ТП2,линия 1 резерв
32 - 31	12	1	0,75	0,85	16	1,17
31 - 30	18,7	10,6	0,75	0,85	25	12,47
30 - 29	33,6	26,1	0,75	0,85	44,8	30,7
29 - 28	37,6	31	0,75	0,85	50,1	36,5
28 - 27	39	37,4	0,75	0,85	52	44
27 - 26	42,75	41,1	0,75	0,85	57	48,3
26 - 25	46,5	47,1	0,75	0,85	62	55,4
25 - b	50,25	53,1	0,75	0,85	67	62,5
33 - b	20	20	0,75	0,85	26,7	23,52
B -ТП2	70,25	73,1	0,75	0,85	93,7	86,8
ТП2, линия 2
41 - 35	10	10	0,75	0,85	13,3	11,8
35 - 40	25,5	17	0,85	0,9	30	18,9
40 - с4	32	24	0,75	0,85	42,66	28,2
39 - 38	10	1	0,7	0,75	14,3	1,3
38 - с4	21,25	15,6	0,75	0,8	28,3	19,5
с4 - 37	53,25	39,6	0,75	0,83	71	47,7
37 - 36	63,25	49,6	0,75	0,85	84,3	58,35
36 - с	70,25	56,6	0,75	0,85	93,7	66,5
45 - с2	5	8	0,75	0,85	6,7	9,4
44 - с2	5	8	0,75	0,85	6,7	9,4
с2 - 42	8,5	16	0,75	0,85	13,3	18,8
42 - с1	40	26	0,75	0,78	53,3	33,3
46 - с3	10	5	0,7	0,75	14,3	6,7
47 - с3	20	20	0,7	0,75	28,6	26,6
с3 - 48	30	25	0,7	0,75	42,8	33,3
48 - 43	40	30	0,7	0,75	57,2	40
43 - с1	47	37,75	0,7	0,78	67,2	48,4
с1 - с	87	63,75	0,72	0,78	120,8	81,7
С - ТП2	157,25	120,35	0,73	0,81	215,4	148,5
ТП2, линия 2 резерв
44 -d2	5	8	0,75	0,85	6,7	9,4
45 - d2	5	8	0,75	0,85	6,7	9,4
d2-d1	10	16	0,75	0,85	13,3	21,3
46 - 48	10	5	0,7	0,75	14,3	6,7
48 - d1	8,5	8,5	0,7	0,75	12,2	11,3
d1 - d	18,5	21	0,72	0,75	25,7	28
41 - 40	10	10	0,75	0,78	13,3	12,8
40 - 38	17	17	0,75	0,85	22,7	20
38 - 37	28	28	0,75	0,8	37,3	35
37 - 36	36	36	0,75	0,85	48	42,3
36 - d	41,25	41,25	0,75	0,85	55	48,5
D - ТП2	60	62,25	0,74	0,81	81	76,85

2.5 Расчет уличного освещения

При расчете следует учитывать, что для уличного освещения используют светильники с лампами мощностью не менее 200 Вт, если же применяют светильники с газоразрядными лампами, то удельную мощность снижают в 2 раза. Однако она не должна быть менее 4,5 Вт/м. Когда используют газоразрядные лампы, в расчет вводят реактивную нагрузку, численно равную половине активной. Удельные нагрузки уличного освещения для светильников с газоразрядными лампами для поселковой дороги с асфальтобетонным и переходным типами шириной 12 метров 13 Вт/м[8].

Определяем мощность уличного освещения по формуле 2.5. Длина участка составляет: ТП1 690 метров, ТП2 1035 метров[8]:

P=P_уд ×L,(2.5)

где Р_уд - удельная мощность ламп;

L - длина освещаемого участка.

ТП1: Р=8970 Вт ;

ТП2: Р=13455 Вт .

Находим реактивную мощность, которую принимаем равной половине активной [8]:

;

ТП 1:  вар;

ТП 2:  вар.

Находим полную мощность[8]:

;

ТП1: ВА;

ТП2: ВА.

Принимаем газоразрядные лампы мощностью Р_л=250 Вт. Их число находится по формуле 2.6:

;       (2.6)

ТП1 :

ТП2 :

Принимаем 40 для ТП 1 и 60 для ТП 2 светильников типа РКУ 01 с лампами ДРЛ 250.

2.6 Расчет сечений и потерь напряжения проводов ВЛ 0,4 кВ

Для сельских воздушных линий (ВЛ) напряжением 0,38 кВ будем выбирать самонесущие изолированные провода (СИП).

Расчёт и выбор сечения провода, марки СИП, необходимого для подключения нескольких производственных объектов производится исходя из расчёта общей номинальной токовой нагрузки всех объектов. Для этого необходимо знать общую потребляемую мощность подключаемых объектов и напряжение.

Расчёт номинальной токовой нагрузки проводится по формуле 2.7:

, (2.7)

где S - общая мощность объектов, ВА;- линейное напряжение, В;- расчетный ток на участке, А.

Исходя из полученного значения тока, по таблице указанной в нормативном документе на провода СИП выбирается сечение.

Для данного проекта будут принимаем провода марки СИП-2. Они предназначены для воздушных линий электропередачи на номинальное напряжение до0,6/1кВ включительно, номинальной частотой 50 Гц. Преимущественная область применения: для воздушных линий и ответвлений от ВЛ к вводам в жилые помещения, хозяйственные постройки в атмосфере воздуха типов II и III по ГОСТ 15150-69[4].

При выбранных сечениях провода выполняем расчет сети на потери напряжения при условии, что передается мощность расчетного года и сравниваем максимальные потери с допустимыми. Потерю напряжения на участках ВЛ в процентах от номинального напряжения определяют по формуле 2.8 [1]:

DU = , (2.8)

X- реактивное сопротивление участка,Ом;

P -активная мощность, Вт;

Q-реактивная мощность, вар;

U- линейное напряжение,В.

Активное и реактивное сопротивление, а также реактивную мощность можно найти по формулам 2.9:

R= ; X= ;  Q= (2.9)

где ,-погонное удельное активное и реактивное сопротивление, Ом/км;

L-длина участка, км.

Для примера приведем расчет сечений и потерь напряжения одного из участков ТП1, линии 1:

;    

Выбираем из нормативных документов провод марки СИП 2; 3×50+54,6×16 [3].

;

;     ;

;    ;

 

0,15%.

По аналогичным формулам рассчитываем сечение, марку провода и потерю напряжения на других участках и результаты заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Сводная таблица сечений проводов и потерь напряжения на участках линии.

Расчетный участок	Расчетная мощность, кВА	Марка провода	Расчетный ток на участке, А	, ом·км	Длина, км	,% на участке
ТП1, линия 1
20 - 19	14,2	СИП 2; 3×50+54,6×16	21,5	0,641	0,03	0,15
19 - 18	24,28	СИП 2; 3×50+54,6×16	36,8	0,641	0,03	0,26
18 - 17	34,3	СИП 2; 3×50+54,6×16	52,1	0,641	0,03	0,37
17 - а1	45,71	СИП 2; 3×120+70×16	69,4	0,253	0,105	0,82
4 - 3	5,8	СИП 2; 3×50+54,6×16	8,8	0,641	0,03	0,08
3 - а1	7	СИП 2; 3×50+54,6×16	10,6	0,641	0,005	0,02
2 - а1	47,2	СИП 2; 3×50+54,6×16	71,7	0,641	0,06	0,15
а1 - 21	54,3	СИП 2; 3×120+70×16	82,5	0,253	0,04	0,38
21 - 22	59	СИП 2; 3×120+70×16	89,6	0,253	0,06	0,74
22 - 23	69,5	СИП 2; 3×120+70×16	105,5	0,253	0,045	0,62
23 - 24	76	СИП 2; 3×120+70×16	115,4	0,253	0,045	0,69
24 - а	83	СИП 2; 3×50+54,6×16	126,1	0,641	0,015	0,53
1 - 5	3,5	СИП 2; 3×50+54,6×16	5,3	0,641	0,105	0,16
5 - а	8	СИП 2; 3×50+54,6×16	12,1	0,641	0,09	0,31
А-ТП1	87,6	СИП 2; 3×120+70×16	133	0,253	0,03	0,53
ТП1-20	-	-	-	-	0,43	5
ТП1, линия 2
12 - 10	6,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	10,2	0,868	0,03	0,10
10 -b3	28,3	СИП 2; 3×35+54,6×16	43,0	0,868	0,05	0,71
9 -b3	17,6	СИП 2; 3×35+54,6×16	26,7	0,868	0,01	0,10
8 - b3	21,4	СИП 2; 3×35+54,6×16	32,5	0,868	0,02	0,20
b3 - b	53,9	СИП 2; 3×35+54,6×16	81,9	0,868	0,05	1,37
15 - b2	21,4	СИП 2; 3×35+54,6×16	32,5	0,868	0,015	0,15
13 - b2	1,33	СИП 2; 3×35+54,6×16	2,0	0,868	0,015	0,01
b2 - b1	22,2	СИП 2; 3×35+54,6×16	33,7	0,868	0,06	0,63
14 - b1	28,6	СИП 2; 3×35+54,6×16	43,5	0,868	0,01	0,13
16 - b1	35,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	54,2	0,868	0,01	0,17
b1 - b	54,3	СИП 2; 3×70+70×16	82,5	0,443	0,105	1,51
11 - b5	28,6	СИП 2; 3×35+54,6×16	43,5	0,868	0,045	0,60
6 - b5	21,4	СИП 2; 3×35+54,6×16	32,5	0,868	0,005	0,05
b5 - b4	50	СИП 2; 3×70+70×16	76,0	0,443	0,075	0,99
7 - b4	1,33	СИП 2; 3×35+54,6×16	2,0	0,868	0,005	0,00
b4 - b	51,4	СИП 2; 3×35+54,6×16	78,1	0,868	0,024	0,58
B-ТП1	183,68	СИП 2; 3×70+70×16	279,1	0,443	0,045	2,24
ТП1-13	-	-	-	-	0,225	4,53
ТП1, линия резерв
20 - 19	14,2	СИП 2; 3×70+70×16	21,6	0,443	0,03	0,11
19 - 18	24,28	СИП 2; 3×70+70×16	36,9	0,443	0,03	0,19
18 - 17	39,3	СИП 2; 3×70+70×16	59,7	0,443	0,03	0,27
17 - с1	45,71	СИП 2; 3×120+70×16	69,5	0,253	0,145	1,13
1 - с1	4	СИП 2; 3×70+70×16	6,1	0,443	0,045	0,05
с1 - 22	50	СИП 2; 3×70+70×16	76,0	0,443	0,06	0,79
22 - 23	60	СИП 2; 3×70+70×16	91,2	0,443	0,045	0,76
23 - 24	59,3	СИП 2; 3×120+70×16	90,1	0,243	0,045	0,56
24 - с	78,6	СИП 2; 3×120+70×16	119,4	0,253	0,045	0,65
9 - с	17,64	СИП 2; 3×70+70×16	26,8	0,443	0,1	0,56
С- ТП1	96,1	СИП 2; 3×70+70×16	146,0	0,443	0,015	0,42
ТП1-20	-	-	-	-	0,445	4,93
32 - 31	16	СИП 2; 3×150+70×16	24,3	0,206	0,03	0,08
31 - 30	25	СИП 2; 3×150+70×16	38,0	0,206	0,09	0,36
30 - 29	44,8	СИП 2; 3×150+70×16	68,1	0,206	0,03	0,25
29 - 28	50,1	СИП 2; 3×150+70×16	76,1	0,206	0,09	0,72
28 - 27	52	СИП 2; 3×150+70×16	79,0	0,206	0,05	0,41
27 - 26	57	СИП 2; 3×150+70×16	86,6	0,206	0,05	0,45
26 - 25	62	СИП 2; 3×150+70×16	94,2	0,206	0,05	0,49
25 - а	67	СИП 2; 3×150+70×16	101,8	0,206	0,015	0,16
33 - а	26,7	СИП 2; 3×150+70×16	40,6	0,206	0,03	0,13
а - 34	93,7	СИП 2; 3×150+70×16	142,4	0,206	0,09	1,34
34- ТП2	94	СИП 2; 3×150+70×16	142,8	0,206	0,035	0,56
ТП2-32	-	-	-	-	0,535	4,82
ТП2,линия 1 резерв
32 - 31	16	СИП 2; 3×150+70×16	24,3	0,206	0,03	0,08
31 - 30	25	СИП 2; 3×150+70×16	38,0	0,206	0,09	0,36
30 - 29	44,8	СИП 2; 3×150+70×16	68,1	0,206	0,035	0,25
29 - 28	50,1	СИП 2; 3×150+70×16	76,1	0,206	0,09	0,72
28 - 27	52	СИП 2; 3×150+70×16	79,0	0,206	0,05	0,41
27 - 26	57	СИП 2; 3×150+70×16	86,6	0,206	0,05	0,45
26 - 25	62	СИП 2; 3×150+70×16	94,2	0,206	0,05	0,49
25 - b	67	СИП 2; 3×150+70×16	101,8	0,206	0,015	0,16
33 - b	26,7	СИП 2; 3×150+70×16	40,6	0,206	0,03	0,13
B-ТП2	93,7	СИП 2; 3×150+70×16	142,4	0,206	0,125	1,86
ТП2-32	-	-	-	-	0,535	4,78
ТП2, линия 2
41 - 35	13,3	СИП 2; 3×70+70×16	20,2	0,443	0,02	0,08
35 - 40	30	СИП 2; 3×70+70×16	45,6	0,443	0,02	0,19
40 - с4	42,66	СИП 2; 3×70+70×16	64,8	0,443	0,02	0,24
39 - 38	14,3	СИП 2; 3×70+70×16	21,7	0,443	0,045	0,17
38 - с4	28,3	СИП 2; 3×70+70×16	43,0	0,443	0,03	0,24
с4 - 37	71	СИП 2; 3×70+70×16	107,9	0,443	0,045	0,90
37 - 36	84,3	СИП 2; 3×70+70×16	128,1	0,443	0,045	1,07
36 - с	93,7	СИП 2; 3×70+70×16	142,4	0,443	0,075	1,98
45 - с2	6,7	СИП 2; 3×70+70×16	10,2	0,443	0,06	0,11
44 - с2	6,7	СИП 2; 3×70+70×16	10,2	0,443	0,02	0,04
с2 - 42	13,3	СИП 2; 3×70+70×16	20,2	0,443	0,02	0,06
42 - с1	53,3	СИП 2; 3×70+70×16	81,0	0,443	0,02	0,30
46 - с3	14,3	СИП 2; 3×70+70×16	21,7	0,443	0,045	0,17
47 - с3	28,6	СИП 2; 3×70+70×16	43,5	0,443	0,06	0,45
с3 - 48	42,8	СИП 2; 3×70+70×16	65,0	0,443	0,06	0,68
48 - 43	57,2	СИП 2; 3×120+70×16	86,9	0,243	0,075	0,71
43 - с1	67,2	СИП 2; 3×120+70×16	102,1	0,243	0,135	1,51
с1 - с	120,8	СИП 2; 3×120+70×16	183,5	0,243	0,075	1,55
С- ТП2	215,4	СИП 2; 3×70+70×16	327,3	0,443	0,015	0,89
ТП2-39	-	-	-	-	0,225	4,66
ТП2, линия 2 резерв
44 -d2	6,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	10,2	0,868	0,02	0,07
45 - d2	6,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	10,2	0,868	0,06	0,20
46 - 48	14,3	СИП 2; 3×35+54,6×16	21,7	0,868	0,105	0,70
d2-d1	13,3	СИП 2; 3×35+54,6×16	20,2	0,868	0,04	0,27
48 - d1	12,2	СИП 2; 3×35+54,6×16	18,5	0,868	0,210	1,20
d1 - d	25,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	39,0	0,868	0,075	0,93
41 - 40	13,3	СИП 2; 3×35+54,6×16	20,2	0,04	0,27
40 - 38	22,7	СИП 2; 3×35+54,6×16	34,5	0,868	0,02	0,23
38 - 37	37,3	СИП 2; 3×35+54,6×16	56,7	0,868	0,045	0,84
37 - 36	48	СИП 2; 3×35+54,6×16	72,9	0,868	0,045	1,09
36 - d	55	СИП 2; 3×50+54,6×16	83,6	0,641	0,075	1,59
D-ТП2	81	СИП 2; 3×35+54,6×16	123,1	0,868	0,015	0,60
ТП2-46	-	-	-	-	0,405	4,62

2.7 Определение номинальной мощности ТП

Определим суммарную мощность на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций.

Мощность на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанции определяем по большему, в данном случае дневному, максимуму нагрузки по данным из таблицы 2.3. Мощность подстанции определяем путем суммирования мощностей линий с учетом коэффициента одновременности и добавки от меньшей мощности, и с учетом уличного освещения[1]:

S (ТП1) = (S(Л1)+ S(Л2)) ∙К_О+S_осв;

S (ТП1) = (87,6 + 183,6 ) ∙ 0,85+10 = 240кВА.

Номинальную мощность трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции определяют по условиям их работы как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. В нормальном режиме работают оба трансформатора, загруженные на 70% каждый. В послеаварийном режиме работает один трансформатор на обе секции распределительного устройства 0,4 кВ[2].

S(Тр)==84 кВА.

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию с трансформаторами ТМГ - 160/10      Sн= 160кВА[3].

S(ТП2) = (S(Л1)+ S(Л2)) ∙К_О+S_осв;

S(ТП) = (94 + 215,4 ) ∙ 0,85+15 = 278 кВА;

S(Тр)==97,3 кВА.

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию с трансформаторами ТМГ - 160/10 Sн= 160 кВА [3].

Трансформаторы ТМГ имеют большую перегрузочную способность. Интервалы нагрузок для ТМГ - 160/10: 151-240 кВА [2], следовательно, они смогут обеспечить снабжение в послеаварийном режиме для потребителей второй категории.

Трансформаторы имеет схему соединения обмоток звезда - звезда с нулем.

2.8 Составление расчетных диаграмм отклонений напряжения в системе электроснабжения

Максимальные и минимальные потери подставляются в формулу 2.10 для определения отклонения напряжения у потребителя при 100%-й и 25%й нагрузке соответственно:

; ,  (2.10)

где и - сумма надбавок напряжения, %;

 и - сумма потерь напряжения, %.

К надбавкам напряжения относятся:

§  надбавка на шинах ТП 35/10 кВ , ;  ;

§  постоянная надбавка трансформатора 10/0.4 кВ,  [1];

§  переменная добавка трансформатора 10/0.4 кВ, изменяется при помощи регулятора от +5% до -5% через 2.5%,  принимаем -5%.

К сумме потерь напряжения относятся:

§  Потери в трансформаторе. В среднем принимается . Принимаем , ;

§  Потери напряжения в линии 10 кВ. Принимаем , ;

§  Потери в линии 0,4 кВ, максимальные на расчетных участках при 100% и 25% нагрузке [1].

Используя известные данные, определяются допустимые потери напряжения при 100% и 25% нагрузке по формуле 2.10, а расчетные данные сводятся в таблицу 2.5.

.

Таблица 2.5 - Расчет потерь напряжения

№ ТП	№ линии	Потери в элементах сети в %										Отклонение U
		DUш		DU10		DUрег	DUт		DUТР	DU0,4		100%		25%
		100	25	100	25		100	25		100	25		100	25
ТП1	Л1	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-5	-1,25		-5	2,5
	Л2	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,53	-1,13		-4,53	2,6
	Лр	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,93	-1,23		-4,93	2,5
ТП2	Л1	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,82	-1,2		-4,82	2,5
	Л2	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,66	-1,16		-4,66	2,5
	Л1р	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,78	-1,19		-4,78	2,5
	Л2р	+5	+5	-1	-0,25	-5	-4	-1	+5	-4,62	-1,15		-4,62	2,6

По полученным данным строим диаграммы отклонения напряжения при 100% и 25% нагрузке для ТП1- рисунок 2.3, для тП2 - рисунок 2.4

Рисунок 2.3. Диаграмма отклонения напряжений, ТП1

Рисунок 2.4. Диаграмма отклонения напряжений, ТП2

2.9 Конструкция сети напряжением 0,4 кВ

При выполнении проекта ВЛ следует руководствоваться Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения и дизельных электростанций и Строительными нормами и правилами. При проектировании должны быть учтены следующие основные требования: надежность электроснабжения; надлежащее качество электроэнергии, передаваемой потребителям; механическая прочность всех элементов линий; безопасность для людей и животных; удобство эксплуатации; минимум затрат при сооружении и эксплуатации.

Низковольтные линии для питания сельских потребителей выполняют на напряжение 380/220 В с глухозаземленнойнейтралью. Магистральные линии выполняют пятипроводными: три фазных провода, один нулевой и один фонарный.

Расстояние между опорами (пролет) принимают 30...40 м, оно зависит от района, климатических условий и марки провода[4].

Трассу ВЛ 380/220 В нужно прокладывать по обеим сторонам улицы. Вести трассу по одной стороне улицы с устройством ответвлений от ВЛ к отдельно стоящим постройкам с пересечением проезжей части улицы допускается при соответствующем обосновании с соблюдением нормативного габаритного размера проводов 6 м[4].

Опоры железобетонные. Основа всех опор стойка СВ-10.5-5. Цифры обозначают длину стойки 10,5 м и допустимый изгибающий момент 5т·м. Пролеты 25...30 м, пролеты ответвлений к вводам не превышают 10 м. Провода на промежуточных опорах крепят проволокой, а на концевых - зажимами ПА. Опоры заложены в грунт на 2,5 м. Траверсы заземлены проводом 6 мм, присоединенным к нулевому проводу зажимами ПА. Для заземления опор используют один из стержней стойки, к которому с обоих сторон приварены заземляющие элементы. На опорах устанавливают светильники РКУ01-400 [3].

2.10 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств.

Для расчета токов КЗ прежде всего необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановки, влияющие на силу токов КЗ, должны войти своими сопротивлениями. Схемы замещения воздушных линий ТП1 и ТП2 представлены на рисунках 2.5 и 2.6.

Рисунок2.5. Схема замещения ВЛ 0.4 кВ, ТП1

Рисунок2.6. Схема замещения ВЛ 0.4 кВ, ТП2

Расчет токов короткого замыкания для ТП1:

ТП1: Трансформатор ТМГ - 160/10, таблица 2.6:

Таблица 2.6 - Основные технические данные трансформатора ТМГ - 160/10

Тип	Мощность, кВА	Схема соединения	Uкз, %	Потери, кВт
				Х.х.	К.з
ТМГ	160	Y/Y-0	4,5	0,41	2,6

Определим токиКЗ в точке К1 (рисунок 2.5.):

где U_с - среднее номинальное напряжение, В;_рез - полное сопротивление цепи до точки КЗ, мОм.

Полное сопротивление определяется по формуле 2.11:

,  (2.11)

где  - реактивное и активное сопротивление трансформатора, мОм;_рез - полное сопротивление цепи до точки КЗ, мОм;

- переходное сопротивление, мОм.

Сопротивление R_П учитывает влияние контактных соединений на ток КЗR_п=50 мОм, если точка КЗ расположена в непосредственной близости от шин трансформатора, R_п=30 мОм, если точка КЗ удалена от шин [1].

и вычисляются из паспортных данных по формулам 2.12:

; ; ,(2.12)

где - потери короткого замыкания, кВт;

- напряжение короткого замыкания, %;

- номинальная мощность, кВА;

- номинальное напряжение, В.

; ;

;

; кА.

;  кА.

Токи К.З. в точке К2:

Участок до точки К2- это участок ТП1-20, берем из расчетной схемы ТП1, рис 27. Для точки К2 необходимо рассчитать только ток однофазного КЗ.

ВЛ выполнена проводом СИП2 длиной 430 м сечениями 50 и 120 мм²; R_О1 = 0,641Ом/км,R_О2 = 0,253Ом/км и сечениями нулевого провода 70 и 54,6 мм²; R_54,5 = 0,5Ом/км, R₇₀ = 0,63Ом/км.

; ;

;

где 1/3Z_т⁽¹⁾ - сопротивление трансформатора при однофазном КЗ [1];_П - сопротивление петли фазный - нулевой провод [1].

,

где - сумма активных сопротивлений в фазном проводе, Ом;

- сумма активных сопротивлений в нулевом проводе, Ом;

- 0,6,сумма индуктивных сопротивлений в петле фазный-нулевой провод,мОм[8].

;

 кА.

Аналогично рассчитываем все остальные линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 - Расчет токов КЗ

№ ТП	Контрольная точка	Наименование участка	Нормальный режим
			Zрез, Ом	Iк.з.(3), кА	Iк.з.(2), кА	Zп, мОм	Iк.з.(1), кА
ТП1	К1	-	0,064	3,7	3,22	-	-
	К2	ТП1-20	0,21	-	-	0,38	0,58
	К3	ТП1-13	0,19	-	-	0,24	0,79
	К4	ТП1-20	0,21	-	-	0,40	0,55
ТП2	К1	-	0,064	3,7	3,22	-	-
	К2	ТП2-32	0,18	-	-	0,38	0,58
	К3	ТП2-32	0,18	-	-	0,38	0,58
	К4	ТП2-39	0,20	-	-	0,36	0,79
	К5	ТП2-46	0,19	-	-	0,34	0,64

2.11 Выбор основного оборудования ТП

Выбор оборудования для ТП1: ТМГ -160 марка трансформаторной подстанции.

Сторона 10 кВ. Выбор разъединителя:

Условия выбора 2.13[1]:

U_н£U_уст; I_Н£I_{раб.Форс}; i_у<i_max;

I⁽³⁾²_к.з.·t_ср£t·I_t²,    (2.13)

где: U_Н - номинальное напряжение линии;

U_УСТ - номинальное напряжение разъединителя;_Н - номинальный ток линии;

 - ток цепи в форсированном режиме;

I_УСТ - номинальный ток разъединителя;_у - ударный ток 3-х фазного КЗ, кА;_max- амплитудное значение максимального допустимого тока разъединителя, кА;_ср - время короткого замыкания, с;_t - ток термической стойкости, А;- предельное время протекания тока, с;

 [1]

где k_у - ударный коэффициент, k_у= 1.2 [1].

 кА

,

гдеt_з - выдержка времени МТЗ, t_з=1.2 с [1]_в - время отключения выключателя, t_в=0.2 с [1]

 с.

;

 А.

Выбираем разъединитель РЛНДА - 10/200 [3] для которого_н=10 кВ£U_уст=10кВ         условие выполняется;_н=200А>А условие выполняется;_max=20 кА>i_у= 6,2кА       условие выполняется;

I_t= 5 кА, t = 10 с; I⁽³⁾²_к.з.·t_ср£I_t²·t;

Выбор предохранителей:

Условия выбора 2.14[1]:

_н.а³U_уст;_.I_н.а>I_{раб.форс ,}    (2.14)

где U_Н.А. - номинальное напряжение аппарата (предохранителя);

U_УСТ - номинальное напряжение установки;_Н.А. - номинальный ток аппарата.

Выбираем предохранители типа ПК - 10/50 [3] для которого(U_н.а =10 кВ)= (U_УСТ=10кВ), (I_Н.А.= 50) > (I_{РАБ.ФОРС.}= 13,8).

По таблицам [1] принимаем номинальный ток вставки Iв предохранителяпо условию отстройки от бросков намагничивающего тока.

50 (А) > А.

Выберем вставку на 40 А.

Проверим вставку на селективность с аппаратами защиты со стороны 0,4 кВ.

Селективность будет обеспечена при соблюдении условия 2.15:

, (2.15)

где : t_в - время плавления вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ;_ср - полное время срабатывания защиты на стороне 0,4 кВ;

Dt - минимальная ступень селективности;

k_П = 0,9 - коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки к времени ее разогрева[1];_с.з. - полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ (для электромагнитных расцепителейавтоматов с учетом разброса t_с.з.=0,02).

Определим t_в по ампер секундным характеристикам [1]. Для этого определим ток по вставке при КЗ:

,

где: К_ТР - коэффициент трансформации 10/0,4=25.

I=3700/25= 148А.

Время плавления: t_В = 15 сек;

 с.

> 0,356 условие выполняется.

Выбор ограничители перенапряжения:

Условия выбора[1]:U_н£U_уст.

Сторона 10 кВ: на вводе подстанций 10/0,4 кВ применяют ОПНп-10 УХЛ2. [3]

Сторона 0,4 кВ: на низкой стороне подстанций 10/0,4 кВ применяют ОПНп-0,38 УХЛ2. [3]

Выбор трансформаторов тока:

Условие выбора 2.16 [1]:

_н.тт³U_н.уст;I_Н1³I_р.ф.; (2.16)

Требуемый класс точности 0,5 [3].

Выбираем трансформатор ТК - 40 , для которого: U_н= 0,66 кВ³U_н.уст = 0,4 кВ; I_Н1= 1000А ³I_р.ф. = 13,8 А, класс точности 0,5[3].

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях 0,4 кВ:

Выбираем для ТП1, Линия 1. Условия выбора 2.17[1]:

U_Н.А.³U_Н.У.;I_А³ I_У; I_тр³ 1,1·I_р; I_э.р.³ 12·I_р,  (2.17)

где U_Н.А. - номинальное напряжение автомата;_Н.У- номинальное напряжение электроустановки;_тр - ток уставки теплового расцепителя;_э.р. - ток уставки электромагнитного расцепителя.

Расчетные данные: I⁽¹⁾_к.з.= 590 А;

;А;  А;

А.

Выбираем автоматический выключатель ВА51Г-33 (I_н=160А).Выбираем ближайшие большие стандартные токи уставокI_т.р.= 160 А,I_э.р.=1600 А[3].

Определяем чувствительность защиты[1]:

; 3,6> 3 (ПУЭ k_ч³3) .

Аналогично выбираем оборудования для ТП2 и других линий ТП1, результаты сводим в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 - Электрическое оборудование трансформаторных подстанций

№ ТП	Сторона 10 кВ	Кол-во	Сторона 0,4 кВ	Кол-во
ТП1	Разьеденитель РЛНДА-10/200	2	Л-1: Авт. выкл. ВА51Г-33, Iт.р.=160 А, Iэм.р. =1600 А	1
	Предохранитель ПК-10/50	6	Л-2: Авт. выкл. ВА51-37, Iт.р.= 320 А, Iэм.р. =3200 А	1
	Ограничитель перенапряжения ОПНп-10 УХЛ2	6	Л-р: Авт. выкл. ВА51Г-33, Iт.р.=160 А, Iэм.р. = 1600 А	1
	Трансформатор тока ТК-40	6	Счетчик электроэнергии трехфазный ЦЭ6812	2
			Ограничитель перенапряжения ОПНп-0,38 УХЛ2	6
ТП2	Разьеденитель РЛНДА-10/200	2	Л-1: Авт. выкл. ВА51Г-33, Iт.р.=160 А, Iэм.р. =1600 А	1
	Предохранитель ПК-10/50	6	Л-1р: Авт. выкл. ВА51Г-33, Iт.р.=160 А, Iэм.р. =1600 А	1
	Ограничитель перенапряжения ОПНп-10 УХЛ2	6	Л-2: Авт. выкл. ВА51-37, Iт.р.= 320 А, Iэм.р. =3200 А	1
	Трансформатор тока ТК-40	6	Л-2р: Авт. выкл. ВА51-37, Iт.р.= 320 А, Iэм.р. =3200 А	1
			Счетчик электроэнергии трехфазный ЦЭ6812	2
			Ограничитель перенапряжения ОПНп-0,38 УХЛ2	6

3. Расчет внутренних силовых сетей зернотока

.1 Общие сведенья об объекте

При уборке комбайнами засоренность зерна достигает 15…18%, а его влажность при неблагоприятных условиях уборки - 28…30%. На зерноочистительных и зерноочистительно-сушильных пунктах зерно обрабатывается системой машин, связанным между собой единым технологическим потоком. Это резко сокращает трудовые и денежные затраты и дает возможность автоматизировать работу на зернопункте.

Технологическая схема послеуборочной обработки зерна включает следующие операции, рисунок 3.1.

Рисунок 2.1. Технологическая схема послеуборочной обработки зерна

Объект проектирования - зерноток, находящийся в производственной зоне СПК«Маяк». На плане (рисунок 2.1) объект находится под координатами: Х=5, У=16. В зернотоке происходит очистка зерна от примесей, а также сортировка на семенное и фуражное зерно.

Перечень силового оборудования зернотока представлен в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Перечень оборудования зернотока

Наименование оборудования	Кол-во	Типтокоприемника	Рн, кВт	Iн, А	cosj	h, %	Iп/ Iн
Нория НЗ-20	4	АИР90L4	2,2	5,2	0,83	81	5
Зерноочистительная машина гигант К 531 А	1	АИР100L4	4	8,8	0,82	84,2	6
Триерный блок К 236А	1	АИР112М4	5,5	12,1	0,84	85	6
Ленточный транспортер	2	АИР132S4	7,5	15,6	0,83	87,5	7

Очистка и сортировка зерна на зернотоке происходит по следующей схеме: зерно, высушенное на сушильной площадке теплогенераторами ТАУ-0,75 и прошедшее первичную очистку ворохоочистителем ОВС-25, поступает на зерноток в приемный бункер, затем через две нории и ленточный транспортер зерно поступает в зерноочистительную машину «Петкус-гигант» К531А. В К 531 А зерно сортируется на два вида фуражное зерно и семенное зерно. Семенное зерно затем поступает в триерный блок К 236А, где оно также сортируется на два вида. Семенное зерно с триера поступает в промежуточный бункер, а затем через норию в выгрузной бункер. Фуражное зерно с обоих аппаратов поступает на ленточный транспортер и далее через норию во второй выгрузной бункер.

Таким образом, на зернотоке благодаря качественной сортировке зерна в два аппарата: К531А и К236А, на склад поступает семенное зерно очень высокого качества, что значительно сказывается на урожае зерна в дальнейшем. Фуражное зерно также поступает на склад и используется для приготовления кормов.

.2 Расчет пускозащитной аппаратуры

Схема размещения силового оборудования представлена на листе № 4 графической части дипломного проекта. Для всей поточной линии выбираем один щит управления размерами 1000×800×400.