электро снабжение молочно товарной фермы. Курсовая электро снабжение молочно товарной фермы. 1. Краткая характеристика предприятия и его электроснабжения стр 8
 Скачать 399 Kb.
|
Исходные данные для проектирования электроснабжения:1. Генеральный план молочно-товарной фермы с нанесенной на него существующей схемой электроснабжения.2. Электроснабжение фермы осуществляется от подстанции 10/0.4 кВ по воздушной линии 0.4 кВ3. Расчетные нагрузки объектов приведены в таблице 1.1.4. Напряжение всех электроприемников - 380/220 В.5. Предусмотреть автоматическое включение резервного электроснабжения.6. Район по толщине стенки гололеда – 1.7. Роза ветров - преимущественно юго-западное направление.8. Коррозийная активность грунта - низкая.9. Тариф на электроэнергию двухставочный2. Расчет электрических нагрузокРасчет электронагрузок проводят в соответствии с нормативными данными. При определении электрических нагрузок проектируемых подстанций; дизельных электростанций должны быть учтены все потребители электроэнергии, расположенные в зоне электроснабжения. Расчет электронагрузок в сетях 0,4 кВ проводится путем суммирования расчетных нагрузок на вводе. Максимальные расчетные мощности на участках сетей 0,4 кВ определяем с учетом коэффициентов одновременности. Если нагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки определяем табличным методом и большей нагрузки прибавляют добавку мен6ьшей. Определяем активную нагрузку для   где К0 – коэффициент одновременности [Л - ] Рgi , Рвi – дневная и вечерняя активная нагрузка на вводе, кВт. Определяем реактивную нагрузку max дневную и вечернюю   где Qgi, Qвi – дневная и вечерняя реактивная нагрузки на вводе кВ. Суммарная активная нагрузка на вводе   где Рgнаиб., Рвнаиб – наибольшая дневная и вечерняя нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей, ∆Pgi, ∆Рвi – дополнительная и наибольшая нагрузки активная и реактивная нагрузки, по таблице суммирования, [Л-] Таблица 1 – Таблица нагрузок на вводе для фермы КРС на 800 голов
Расчет кормоцеха: Ррас. = К0 ∙ Рgi = 1 ∙ 90 = 90 кВт Ррас.в = К0 ∙ Рвi = 1 ∙ 100 = 100 кВт Реактивная нагрузка: Q.g = К0 ∙ Qgi = 1 ∙ 80 = 80 кВт Qв = К0 ∙ Qвi = 1 ∙ 90 = 90 кВт Расчет фермы КРС на 400 голов: Рg = 2 ∙ 0,89 ∙ 60 = 102 кВт Рв = 2 ∙ 0,89 ∙ 80 = 136 кВт Qg = 2 ∙ 0,85 ∙ 35 = 60 кВар Qв = 2 ∙ 0,85 ∙ 40 = 68 кВар Расчет котельной: Рg = 1 ∙ 55 = 55 кВт Рв = 1 ∙ 60 = 60 кВт Qg = 1 ∙ 35 = 35 кВар Qв = 1 ∙ 35 = 35 кВар Суммарная активная нагрузка: Рg = 102 + 90 + 55 = 247 кВт Рв = 136 + 100 + 60 + 4 = 300 кВт Суммарная реактивная нагрузка: Qg = 60 + 80 + 35 = 175 кВар Qв = 68 + 90 + 31 = 189 кВар В связи с тем, что преобладает вечерняя нагрузка, то расчеты ведем по вечернему максимуму. Определяем коэффициент мощности:  где Рв – активная расчетная мощность, кВт. Sв – полная мощность, кВар Определяем полную расчетную мощность  (2.8)  .3. Выбор трансформатора 10/0,4 кВ, обеспечение уровней надежности и выбор резервного источника питания Номинальную мощность трансформатора для ПС 10/0,4 кВ выбираем по экономии интервалов нагрузок, в зависимости от полной расчетной наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выбор установки трансформатора для одного и двух ТП производится по условиям их работы, исходя из условия  где Sнт – номинальная трансформатора, кВа, – полная расчетная мощность, кВ  Принимаем мощность силового трансформатора 10/0,4 кВ Sнт = 400 кВ ≥ Sрасч т.п. =354,6 кВ. Технические характеристики силового трансформатора ТМ-400 приведены в таблице 2 Таблица 2 – Технические данные силового трансформатора ТМ-400
Принятые номинальные мощности трансформаторов проверяем по условиям их работе в нормальном режиме эксплуатации – по дополнительным систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции мощность трансформатора проверяется по условию  где Кс – коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона при t - 15° Кс – 0,93.  Условие выполняется. Потери энергии в трансформаторе  Где ∆Рх – потери Х.Х. в трансформаторе, кВт, ∆Рк – потери к.з. в трансформаторе, кВт, Τ – время потерь, ч.  Для выбора оптимальной величины надбавки составляется таблица отклонения напряжения. Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в принятии дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах. Потеря напряжения в линии 10 кВ:   Составляем таблицу отклонения напряжения. Таблица 3 – Отклонения напряжения
Допустимые напряжения в линии 0,4 кВ:  Потери напряжения в наружной сети:  Отклонения напряжения на вводе потребителя при 25% нагрузки  Уровень напряжения на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ: При 100% нагрузке составляет 5%, При 25% - равен 0. Отклонение напряжения у потребителя недолжно превышать при 100% нагрузке  = -5%.При 25% нагрузке  =5%.Потери напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ составляют : При 100% нагрузке потеря напряжения - -2,3%, надбавка – 5%, надбавка регулируемая - -2,5%. 6. Способы выбора схем электроснабжения с учетом надежности Выбор схемы электроснабжения с учетом надежности может производиться следующими методами. По уравнению полных приведенных затрат с учетом ущерба Зпр= ЕнК+И+У, где Ен=0,12 — нормативный коэффициент; К — капиталовложения в схему, руб. И — издержки на эксплуатацию, руб. И = Иам+Иобс+ ИΔW, где Иам — издержки на амортизацию (определяется в % от капиталовложений), % Иобс— издержки на обслуживание (определяется по числу условных единиц), руб. ИΔW—издержки на покрытие потерь электроэнергии, руб. У — ущерб от недоотпуска электроэнергии схемы, руб. Преимущество этого метода заключается в стройном логическом обосновании результатов. Недостатки: большая трудоемкость и низкая точность расчета в связи с тем, что ущерб точно определить сложно. Более простым методом является выбор схем по анализу уровня надежности их Р и сопоставление их с нормируемыми. Если у всех схем Р>Рнорм, то принимается к исполнению схема с минимумом капиталовложений. В третьей методике нормируется мера ненадежности схемы q В соответствии с указаниями электроприемники и потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения при исчезновении напряжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания (ω1=0; τ1=0). В зоне централизованного электроснабжения вторым источником питания должна служить резервная линия от независимого источника питания или другой секции шин 10 кВ. Для удаленных потребителей вторым может быть автономный источник резервного электропитания при технико-экономическом обосновании. Для электроприемников II* категории, не допускающей перерыва более 0,5 часа, ωII(τ<0,5ч) = 2,5 отказа/год, т.е. не более 1,25 часа в год. Для остальных электроприемников и потребителей II категории устанавливаются два нормативных показателя надежности: частота отказов с длительностью перерыва не более 4 часов ωII(τ< 4)= 2,3 отказа/год; частота отказов от 4 до 10 часов ωII(4< τ <10 ч) =0,1 отказа/год — для потребителей с расчетной нагрузкой 120 кВт и более; ωII(4< τ <10 ч) = 0,2 отказа/год — для потребителей с расчетной нагрузкой менее 120 кВт. Максимальное время отключения их составляет соответственно 10,2 или 11,2 ч/год. Для электроприемников и потребителей третьей категории допускается не более 3 отказов по 24 часа: ωIII(τ < 24 ч) = 3 отказа/год, или не более 72 ч/год. Фактическое время отключения сети должно быть меньше допустимого. С целью повышения технологичности проектирования, т.е. сокращения времени, непосредственный расчет показателей надежности не производится. Рекомендуемый выбор состава, объема и мест установки средств повышения надежности (СПН) обеспечивает это условие. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||