Электроснабжение ОАО "Ялуторовскмолоко"
Для котельной
Рmax Д = Руст * Ко * Кд
Р max В = Руст * Ко * Кв
где Руст -
установленная активная нагрузка потребителей, кВт
Ко -
коэффициент одновременности.
Кв - коэффициент
вечернего максимума.
Рmax Д = 57 * 0,75 * 1 = 42,5 кВт.
Р max В = 57 * 0,75 * 0,8 = 34,2 кВт.
Электроцех.
Рmax Д = 21 * 0,75 * 1 = 15,7 кВт.
Р max В = 21 * 0,75 * 0,6 = 9,5 кВт.
Автопарк.
Рmax Д = 18 * 0,75 * 0,8 = 10,8 кВт.
Р max В = 18 * 0,75 * 0,3 = 4 кВт.
Вспомогательные цеха.
Рmax Д = 17 * 0,75 * 0,6 = 8 кВт.
Р max В = 17 * 0,75 * 0,3 = 4 кВт.
Синтетическийучасток
Рmax Д = 8 * 0,75 * 0,9 = 5,5 кВт.
Р max В = 8 * 0,75 * 0,5 = 3 кВт.
Арочный гараж.
а) Рmax Д = 21 * 0,75 = 15,7 кВт.
Р max В = 21 * 0,75 * 0,5 = 8 кВт.
б) Рmax Д = 17 * 0,75 = 12,7 кВт.
Р max В = 17 * 0,75 * 0,5 = 6,5 кВт.
Участок технического
осмотра автомобилей.
Рmax Д = 27 * 0,75 = 21 кВт.
Р max В = 27 * 0,75 * 0,5 = 10,5 кВт.
Склад моющих веществ
.
Рmax Д = 6 * 0,75 * 0,6 = 2 кВт.
Р max В = 6 * 0,75 * 0,3 = 1,5 кВт.
Участок химической
водоподготовки.
Рmax Д = 14 * 0,75 = 10,5 кВт.
Р max В = 14 * 0,75 * 0,6 = 1,5 кВт.
Станция второго
подъема.
Рmax Д = 48 * 0,75 = 36 кВт.
Р max В = 48 * 0,75 * 0,6 = 21,6 кВт.
Северная проходная.
Рmax Д = 4 * 0,75 * 0,75 = 2 кВт.
Р max В = 4 * 0,75 = 3 кВт.
Автомойка.
Рmax Д = 7 * 0,75 = 5,5 кВт.
Р max В = 7 * 0,75 * 0,3 = 1,5 кВт.
Станция ливневой
канализации.
Рmax Д = 20*0,75 = 14 кВт.
Р max В = 20 *0,75 * 0,6 = 9 кВт.
Определим полные
расчетные нагрузки для для дневного и вечернего максимума:
SmaxД = PmaxД / Cos φ
Электроцех
SmaxД = 15,7/0,97 = 16,1 кВА
SmaxВ = 9,5/0,97 = 9,7 кВА
Для остальных цехов определим
аналогично значения заносим в табл.3. Расчетные нагрузки:
№
п/п
|
Наименование потребителей
|
Руст.
кВт
|
Рmax Д
|
Р max В
|
SmaxД
|
SmaxВ
|
Прим.
|
|
Котельная
|
57
|
42,5
|
34,2
|
41,2
|
33,2
|
|
|
Электроцех
|
21
|
15,7
|
9,5
|
16,1
|
9,7
|
|
|
Автопарк
|
18
|
10,8
|
4
|
10,4
|
4
|
|
|
Вспомогательные цеха
|
17
|
8
|
4
|
8
|
4
|
|
|
Синтетический участок
|
8
|
5,5
|
3
|
5
|
2,5
|
|
|
Арочные гаражи
|
21/17
|
15,7/ 12,7
|
8/0,5
|
10,5/ 13
|
9/7,5
|
|
|
Участок технического осмотра автомобилей
|
27
|
21
|
10,5
|
21,6
|
10,8
|
|
|
Склад моющих веществ
|
6
|
2
|
1,5
|
2,1
|
1,5
|
|
|
Участок химической водоподготовки
|
14
|
10,5
|
6,5
|
10,8
|
6,7
|
|
|
Станция второго подъема
|
48
|
36
|
21,6
|
37,1
|
22,2
|
|
|
Северная проходная
|
4
|
2
|
3
|
2,5
|
2,5
|
|
|
Автомойка
|
7
|
5,5
|
1,5
|
5,6
|
1,6
|
|
|
Станция ливневой канализации
|
20
|
14
|
9
|
14,4
|
9,2
|
|
Всего
|
|
281
|
201,9
|
122,8
|
281
|
125,4
|
|
1.5 Расчет и выбор силового
трансформатора ТП 10/0,4 кВ
Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций
выбирают по расчетной мощности на шинах низшего напряжения с учетом
перегрузочной способности трансформаторов и требованиям по обеспечению
необходимой степени надежности электроснабжения потребителей.
Для выбора мощности
силового трансформатора ТП- 10/0,4 кВ за основу принимаем наибольшую расчетную
полную мощность Smax д = 281 кВА
При определении данной мощности учли все необходимые
коэффициенты, следовательно, силовой трансформатор выбираем по условию:
Sном.тр-р > Sрасч
Sном.тр-р= 400 кВА >
Sрасч =281 кВт
Применяем трансформатор
ТМ-400
Данный силовой
трансформатор заносим в таблицу.
Данные силового
трансформатора ТП 10/0,4
№
|
Наименова-ние
|
Тр-ра
|
Sрасч
кВА
|
Sном
кВА
|
∆Рх,х
кВт
|
∆Рк.з
кВт
|
Ик.з
%
|
1
|
ВЛ-0,4 кВ
|
ТМ-400
|
281
|
400
|
0,95
|
5,5
|
4,5
|
1.6 Определение местоположения
подстанции (КТП)
При выборе площадки для
строительства подстанции нужно руководствоваться рядом требований одно из
которых - расположение подстанции в центре нагрузок. Координаты рассчитанного
центра нагрузок Хр и Yр. Определим по следующим формулам :
Где Si - расчетная мощность i – го потребления кВА.
Хi у Ei - проекции; Si соответственно на оси Х и Y;
Σ Si – сумма расчетных мощностей всех
потребителей в зоне электроснабжения от проецируемой КТП.
Определим координаты КТП,
исходя из данных генерального плана с/х предприятия.
Табл.4 Координаты и
мощности цехов
Пара
метр
|
Номера цехов
|
|
Ц9
|
Ц10
|
Ц
|
Ц12
|
Ц13
|
Ц15
|
Ц16
|
Ц17
|
Ц18
|
Ц20
|
Ц21
|
Ц23
|
Ц25
|
Р кВт
|
57
|
21
|
18
|
17
|
8
|
24
|
17
|
27
|
6
|
14
|
48
|
4
|
20
|
Х; км
|
0,52
|
0,8
|
1,1
|
1,15
|
1,45
|
1,25
|
1,005
|
0,86
|
0,6
|
0,17
|
0,3
|
1,46
|
0,85
|
Y; км
|
0,55
|
0,55
|
0,6
|
0,75
|
0,55
|
0,27
|
0,06
|
0,23
|
0,13
|
0,4
|
0,52
|
0,75
|
0,33
|
Сместим ТП из невозможности
поставить ее на дороге на координаты: Х = 0,7; Y = 0,55.
1.7 Выбор проводов по
экономической плотности тока и предельным экономическим нагрузкам
Для выбора проводов по
экономической плотности тока пользуются формулой:
где Fэ – экономическое сечение проводов, мм2
J max - максимальный ток участка, А
∂ эк =
нормированное значение экономичной плотности тока А/мм2, для
заданных условий работы выбираем табл. 1.3.36. ПУЭ.
Максимальный расчетный
ток участка определяют по следующим формулам:
;
Для уличного освещения.
1.Рассчитаем сечение проводов всех
участков отходящих от ТП линии.
ЛИНИЯ 1. На участке этой
линии расчетная мощность:
Sрасч = 42 кВа; Uн
= 0,38 кВ: ŋ
= 0,9. Отсюда,
Из справочника кабельно-проводниковой
продукции выбираем марку кабеля соответствующего сечения: ВБВ – 30.
ЛИНИЯ 2. На участке этой
линии расчетная мощность:
Sрасч = 62 кВа; Uн
= 0,38 кВ: ŋ
= 0,9. Отсюда,
Выбираем кабель марки ВБВ
– 50 (50мм2)
ЛИНИЯ 3. На участке этой
линии расчетная мощность:
Sрасч = 59 кВа; Uн = 0,38 кВ: ŋ = 0,9. Отсюда,
ЛИНИЯ 4. На участке этой
линии расчетная мощность:
Sрасч = 91 кВа; Uн = 0,38 кВ: ŋ = 0,9. Отсюда,
Выбираем кабель марки ВБВ
– 70 (70 мм2)
Расчетная таблица проводов и кабелей линий отходящей от
ТП.
Наименование
|
Расчетная мощность по участку
|
Марка и сечение провода
|
ЛИНИЯ 1.
|
Котельная
|
42
|
ВБВ – 30
|
ЛИНИЯ 2.
|
Станция второго подъема
|
48
|
ВБВ – 50
|
Участок химической водоочистки
|
14
|
ВБВ – 30
|
ЛИНИЯ 3.
|
Электроцех
|
21
|
ВБВ – 50
|
Автопарк
|
18
|
ВБВ – 50
|
Вспомогательные цеха
|
17
|
ВБВ – 50
|
Северная проходная
|
4
|
ВБВ – 30
|
Автомойка
|
7
|
ВБВ – 30
|
Сантехнический участок
|
8
|
ВБВ – 30
|
ЛИНИЯ 4.
|
Арочные гаражи
|
21/17
|
ВБВ – 70
|
Станции ливневой канализации
|
20
|
ВБВ – 70
|
Участок технического осмотра
|
27
|
ВБВ – 70
|
Склад моющих веществ
|
|
ВБВ – 30
|
1.8 Проверка линии 0, 38
кВ на потерю напряжения.
Фактическую потерю
напряжения, которая для предприятий не должна превышать ± 5%, определяем по
формуле:
U,% = ∆Uуд * Мн;
где, ∆Uуд – удельная потеря напряжений для
данного проводника (принимаем по категории рис 66 в методических указаниях);
Мн – момент
расчетного участка, равный произведению расчетной мощности участка на его длину
в км.
Расчет выполняем для
более нагруженной и удаленной от ТП линии:
Линия отходящая от ТП № 1
выполнена кабелем ВБВ – 30 и Cosφ = 0,97
и ∆Uуд = 0,213, Sрасч = 42 и протяженностью 0,010 км.
∆Uтп = 0,213 х (42 х 0,01) = 0,08%
∆U = 0,08%, что удовлетворяет условию
0,01 < 5%
Линия 4 отходящая от ТП №
4 выполнена кабелем
ВБВ – 70 и Cosφ = 0,97 и ∆Uуд = 0,22, Sрасч = 89 и протяженность 0,21 км.
∆Uтп = 0,22 х (89 х 0,21) = 4,1%
4,1% < 5%
Таким образом, потери напряжения
в линиях состоящих из выбранных проводов, удовлетворяют требованию ∆U< 5%.
1.9 Расчеты молниезащиты
Выполним расчет молниезащиты
для ТП. Молниезащиту выполним одностержневой со степенью надежности «А» (≥99,5%).
Параметры защитной зоны
ТП составляют 10м х 10м х 5м (А х В х hx ), hx - высота ТП.
Высоту молниотвода,
расположенного на расстоянии 3м от ТП, примем 10 м.
Рассчитаем параметры молнипровода
по формулам:
hо = 0,85h, где ho – высота вершины конуса стержневого молниеотвода. М.
ro = (1,1 – 2 * 10 –3 h)h,
где ro - радиус защиты на уровне
земли, м.
rх = (1,1 – 2 * 10 –3 h) * (h – 1,2 hx),
где rх – радиус защиты на высоте защищаемой ТП, м.
ho = 0,85 * 10 * 8,5 (м)
r = (1,1 – 2 * 10 – з * 10)
* 10 = 11 м.
rx =(1,1 – 2 * 10 – 3* 10)(10
– 1,2 * 5) = 5м.
Таким образом, данная молниезащита
обеспечивает (степень “А”) защиту ТП от напряжения молнией.
1.9.1 Расчет контура заземления
Исходные данные для
проектирования и выполнения заземляющих устройств и предельные значения их
сопротивления принимаем согласно ПУЭ в зависимости от напряжения, режима
нейтрали и элемента электроустойчивости, подлежащего заземлению.
Для выполнения контура
заземления принимаем следующие данные:
Удельное сопротивление
грунта – ρизм = 105 Ом.м.
Среднегодовую низкую
температуру принимаем = -20˚С,
высокую = +18˚С.
Ток замыкания на землю на
стороне 10 кВа = 8 А, для расчета принимаем вертикальные стержни ℓ = 5м, d = 0,0012м, стальную полосу 40 х 4;
глубину заложения стержней 0,8 м; условно принимаем количество повторных
заземлений 6 шт.
1.
Определим расчетное
сопротивление грунта для стержней:
ρрасч = kс
* k1 * ρизм;
где kс – коэффициент
сезонности для электродов в зависимости от климатического района kс = 1,35;
k1 =
коэффициент, учитывающий состояние грунта принимаем равным 1;
ρизм = удельное сопротивление;
ρрасч =
1,35 * 1 *105 = 141,8 Ом. м.
2.
Определим
сопротивление вертикального заземления из круглой стали:
,
где ℓ - длина
вертикального заземления, 5 м.
d – диаметр вертикального заземления, 0,012 м.
hср – средняя глубина заложения, 3,3 м.
Сопротивление повторного
заземления Rнз, не должно превышать 30 Ом. м.и
ниже. В нашем случае Rнз > 100 Ом. м, согласно ПУЭ,
допускается принимать
.
Для повторного заземления
принимаем 1 стержень длинной до 5 м и Λ= 12 мм, сопротивление которого 32,1 Ом < 42,5 Ом.
Находим общее
сопротивление всех шести повторных заземлений
Определим расчетное сопротивление
нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений:
,
где r3 – искомое сопротивление заземляющего устройства до
1000 В равным 4 (Ом) согласно ПУЭ.
В соответствии с ПУЭ
сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования
напряжением до и выше 1000 В. не должно быть более 10 (Ом) и 125/Jд, если последнее менее 10 (Ом).
.
Принимаем для расчета наименьшее
из этих значений rиск = 10 Ом
Определим теоретическое
число стержней.
Для удобства монтажа,
согласно ПУЭ принимаем 4 стержня.
Определим длину связи:
ℓсв =
α х n = 4,5 = 20 (м)
где α – расстояние
между стержнями 5 м.
n – количество стержней 4шт.
Определим сопротивление
полосы связи.
ρрасч 2 =hc х h1* ρизм,
где ρрасч 2 - расчетное сопротивление для
горизонтальных заземлителей
hc = 5,5 коэффициент сезонности для
полосы связи
h1 = 1; ρизм = 105 Ом.м.
ρрасч 2 = 577,5 Ом.м.
d – ширина полосы связи 0,04м.
h – глубина заложения полосы связи 0,8 м.
Для определения действительного
числа стержней необходимо принять коэффициенты экранирования: вертикального
заземления ηв и горизонтального η2.
В нашем случае количество
стержней 4 шт. Отношение расстояния между стержнями к длине стержня.
По специальным кривым
принимаем ηв =0,69; η2 = 0,5.
Определим действительное
число стержней:
Принимаем 6 стержней.
Определим действительное сопротивление
искусственного заземления.
rиск = 7,2(Ом)< 10(Ом)
Определим сопротивление заземляющего
устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода.
Грасч = 3,1
(Ом)< 4 (Ом)
Если расчет выполнить без
учета полосы связи, то действительное число стержней
,
где nт – теоретическое число стержней
Ηв -
коэффициент экранирования для вертикального заземлителя.
И для выполнения заземления
нужно было бы принять 6 стержней.
Литература
1. Методическое указание по расчету
нагрузок в сетях 0,38 – 10 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие
материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.:
Сельэнергопроек, 1981г.
2. Методическое указание к курсовой
работе по проектированию электрических осветительных установок. Челябинск
1999г.
3. П.М. Михайлов. Пособие по дипломному
проектированию. Тюмень 2004г.
4. Будзко И.А., Гессен В.Ю.
Электроснабжение сельского хозяйства. – Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Колос
1979г.
5. Правила Устройства Электроустановок.
Шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. М.: Агропромиздат
2002г.
6. Строительные нормы и правила (СниП)
23-05-95
7. Строительные нормы и правила (СниП) 2.04.05-91
8. Интернет ресурс
http://electrik.org
Страницы: 1, 2
|