Реконструкция электроснабжения колхоза "Прогресс"
где Qку.i - реактивная мощность i-й конденсаторной установки, квар.
Полученное значение Qку.i уточняется до величины Qбк
стандартной конденсаторной установки.
Далее проверяют
фактический коэффициент Вф.i загрузки i –го трансформатора после компенсации по условию:
Вф.i = ≤
Вн.i.(2.6)
Если это условие не
соблюдается, следует увеличить мощность трансформатора. После этого уточняют
величину реактивной мощности, передаваемую из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ по
формуле:
QВн.i =Qр.i - Qбк.i(2.7)
Проведем расчет компенсации
реактивной мощности потребителей фермы. Определяем наибольшую реактивную
мощность QВн, которая может быть внесена из
распределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ объекта
квар.
Расчетная реактивная
нагрузка QР, подлежащая компенсированию
QР = Ррtgφ1,
где tgφ1= 0,55 – тангенс угла сдвига фаз в сети до
компенсации реактивной мощности, соответствующий cosφ1 = 0,876.
QР = 157·0,55 = 86,4 квар.
Реактивная мощность
конденсаторной установки
Qку = 181,5 – 86,4 = 95,1 квар.
Полученное значение Qку
уточняем до величины Qбк стандартной
конденсаторной установки. Принимаем Qбк =
75 квар.
Фактический коэффициент Вф
загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности
Вф = = 0,59.
Это значение меньше
принятого Вн = 0,75. Следовательно, корректировать расчёт установки для
компенсации реактивной мощности нет необходимости.
Принимаем к установке на
проектируемом объекте закрытую трансформаторную подстанцию Биробиджанского
трансформаторного завода.
Таблица 2.5 – Параметры сети
электроснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки
№
|
Наименование
|
Значение
|
1.
|
Трансформаторная
подстанция КТП №1
|
ЗКТПБ/М/
|
2.
|
Активная расчётная
нагрузка, кВт
|
157
|
3.
|
Реактивная
расчётная нагрузка, квар
|
95
|
4.
|
Полная
расчётная нагрузка, кВА
|
184
|
5.
|
Общая площадь
объекта, м2
|
5680
|
6.
|
Категория электроприёмников
|
II и III
|
7.
|
загрузки транс-ра,
|
|
8.
|
Удельная
плотность мощности, кВА/м2
|
0,034
|
9.
|
Тип и мощность
трансформатора:
Основного
Резервного
|
ТМ - 160
ТМ - 160
|
10.
|
Вносимая
реактивная мощность, квар
|
181,5
|
11.
|
Мощность
компенсирующей установки, квар
|
100
|
2.4 Расчет
потерь мощности в выбранных трансформаторах
Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах
необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.
Потери активной (кВт) и реактивной (квар)
мощностей в трансформаторах определяют по формулам:
,(2.8)
,(2.9)
где и - потери
холостого хода и короткого замыкания, кВт;
- ток холостого хода трансформатора,
%;
uкз - напряжение короткого замыкания
трансформатора, %;
N - количество трансформаторов;
- фактический коэффициент загрузки
трансформаторов.
Уточняем нагрузку в сети
0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:
. (2.10)
Из справочных данных
находим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением
10 кВ его параметры:
ΔРхх
= 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx = 2,4%; uкз = 4,5%.
Рассчитаем потери
активной мощности в трансформаторах:
ΔРТ1+Т2
= 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.
Потери реактивной
мощности:
ΔQT1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар.
Результаты расчёта потерь
вносим в таблицу 2.6.
Уточним нагрузку фермы с
учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы
сети 0,4 кВ с исходными данными:
Расчётные мощности
потребителей от трансформатора Т1
Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ1 =
2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.
Максимальная нагрузка на
трансформатор Т1
кВА.
Таблица 2.6 - Расчет потерь
мощности в трансформаторах
№ nn
|
Параметр
|
Трансформаторы
Т1,Т2
|
ТМ 160/10
|
1.
|
Количество, n, шт
Мощность, ST, кВА
|
2
160
|
2.
|
Потери
холостого хода, ΔPхх, кВт
|
0,56
|
3.
|
Потери
короткого замыкания, ΔPкз, кВт
|
2,65
|
4.
|
Ток
холостого хода, iхх, %
|
2,4
|
5.
|
Напряжение
КЗ, uкз, %
|
4,5
|
6.
|
Коэффициент
загрузки, Вф
|
0,55
|
7.
|
Активные
потери, ΔРТi, кВт
|
2х2,02
|
8.
|
Реактивные
потери, ΔQTi, квар
|
2х7,01
|
Потери в
нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1
|
2,02
кВт/7,01 квар
|
Потери в
поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2
|
2,02
кВт/7,01 квар
|
Расчётные мощности
потребителей от трансформатора Т2
Рр2 = 72 кВт; Qр2 = 10 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ2 =
2,02 кВт; ΔQT2 = 7,01 квар.
Максимальная нагрузка на
трансформатор Т2
кВА.
В послеаварийном режиме работы
сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):
Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ1 =
2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.
Максимальная нагрузка на
трансформатор Т1
кВА.
Полученные данные
расчетов сводим в таблицу 2.7.
Таблица 2.7 – Расчётные
нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах
№
nn
|
Параметр
|
Режим работы
сети
|
Нормальный
|
Послеаварийный
|
Т1
|
Т2
|
Т1
|
Т2
|
1.
|
Активная
мощность, Рр, кВт
|
112
|
72
|
112
|
-
|
2.
|
Активные
потери, ΔРТi, кВт
|
2,02
|
2,02
|
2,02
|
-
|
3.
|
Реактивная
мощность, Qp, квар
|
85
|
10
|
85
|
-
|
4.
|
Реактивные
потери, ΔQTi, квар
|
7,01
|
7,01
|
7,01
|
-
|
5.
|
Мощность БК, Qбк, квар
|
75
|
75
|
75
|
-
|
6.
|
Полная
мощность, Sp, кВА
|
146,5
|
76
|
146,5
|
-
|
2.5 Выбор
и расчёт сечений линий электропередачи 0,4 кВ
Определение числа линий
электропередачи 0,4 кВ
В настоящее время приняты
следующие основные принципы построения схем внутреннего электроснабжения:
1.
Число отходящих
от трансформаторной подстанции линий не должно превышать 4-х.
2.
Работа линий и
трансформаторов должна быть раздельной, так как параллельная работа приводит к
увеличению токов КЗ, удорожанию релейной защиты, особенно на коротких линиях
внутри объекта.
3.
Воздушные линии
напряжением 0,38 кВ располагают преимущественно вдоль одной стороны дорог.
Распределение
электроэнергии по рекомендациям СН-174-75 может быть выполнено радиальной,
магистральной или смешанной схемой. Выбор зависимости от территориального
размещения нагрузок, их величины, от требуемой степени надёжности питания и
других характерных особенностей проектируемого объекта.
В практике проектирования
электроснабжения предприятий крупные и ответственные потребители обычно подсоединяются
к источнику электроэнергии по радиальным схемам. Средние и мелкие потребители
группируются, а их электроснабжение проектируется по магистральному принципу. Такое
решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими
технико-экономическими показателями.
Основываясь на принципах
построения внутренних сетей предприятия и учитывая особенности проектирования электроснабжения
фермы, принимаем смешанную схему сети 0,38 кВ из 4-х линий. Две линии (схема на
рис. 2.3) 1 и 4 от трансформатора Т1 питают 4 коровника (потребители II категории №№ 2, 4 и 15), родильное
отделение (№3), телятник (№8) и водонасосную станцию (№14). Другие две линии 2
и 3 снабжают электроэнергией сенохранилище и хранилище сочных кормов (потребители
№13 и 11), весовую, 3 телятника, откормочное и конюшню (№ № 5-7, 9, 10) от Т2.
Выбор расчётной схемы
сети 0,38 кВ и расчёт нагрузок линий
Расчётную схему линий 0,38
кВ составим для дневных нагрузок, используя генплан фермы на рис. 2.2, и покажем
на рисунке 2.3.
С учётом коэффициента ко
одновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:
РЛ.i = ко·,(2.11)
где РД.i – дневная нагрузка i-го потребителя в данной линии. Если нагрузки
потребителей различаются более чем в 4 раза, наименьшие нагрузки РД.j складываем без учёта коэффициента
одновременности в соответствии с формулой:
РЛ.i = ко·+.(2.12)
Полная расчётная мощность
определяется с учётом коэффициента мощности нагрузок
Sр = РЛ.i/cosφ.(2.13)
В соответствии с расчётной
схемой определим расчётные нагрузки линий.
Линия 1:ко
= 0,85;cosφ14,15 = 0,78;
РЛ.1 = 0,85(10
+20) = 25,5 кВт;
SрЛ1 = 25,5/0,78 ≈ 33 кВА.
Линия 2: ко
= 0,85;cosφ13 = 0,78; cosφ11 = 0,86;
РЛ.2 =
0,85(10 + 5)= 12,8 кВт;
SрЛ2 = 8,5/0,78 +4,25/0,86 ≈ 16
кВА.
Линия 3:ко
= 0,8;cosφ6,7,12 =1; cosφ5,9 = 0,86;
РЛ.3 =
0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт;
SрЛ3 =10+10/0,86+3+1 ≈ 28 кВА.
Линия 4:ко=0,85;
cosφ1,3=1; cosφ2=0,82; cosφ4=0,78; cosφ8=0,86;
РЛ.4 = 0,85(45+20)+(6
+6 +5) = 72,25 кВт;
SрЛ4 =6+6+45/0,82+20/0,78+5/0,86 ≈ 88
кВА.
Линию 1, проходящую
вблизи воздушных линий 10кВ, выполним кабелем, чтобы избежать пересечения
воздушных линий. Остальные линии принимаем воздушными линиями электропередачи.
Выбор сечения проводов и
расчёт потерь напряжения
Прокладку кабеля по
территории фермы осуществляем в воздухе. Предусматриваем применение кабеля
марки ААШв с алюминиевыми жилами в алюминиевой защитной оболочке с наружным
покровом из поливинилхлоридного шланга.
Выбор сечения кабельной
линии осуществляем по экономической плотности тока iэк с дальнейшей проверкой по
техническим условиям. К техническим условиям относят проверку сечений по
нагреву расчётным током в режиме наибольших нагрузок и послеаварийном режиме.
Нестандартное
экономически целесообразное сечение кабеля Fэ выбираем по экономической плотности
тока по формуле:
FЭ = Ip/iЭк,(2.14)
гдеIр – расчётный ток кабельной линии, А.
Согласно ПУЭ [3] при
годовом максимуме нагрузки Тмакс< 5000 ч и использовании в
качестве проводника – алюминия iЭк =1,4 А/мм2.
Расчётный ток кабельной
линии определяем по формуле:
, А(2.15)
гдеSp – полная расчётная мощность
электроприёмников в линии, кВА.
Расчётный ток линии 1
= 50,1 А.
Сечение жилы кабеля линии
1
FЭ.Л1 = 50,1/1,4 = 35,8 мм2.
Полученное значение
сечения жилы округляем до меньшего стандартного значения. Принимаем [2]
FЭ.ст= 35 мм2 (r0=0,89 Ом/км; х0=0,064 Ом/км).
Так как кабель проложен в
воздухе, то для данного сечения кабеля
Iдоп = 65 А.
Найденное по справочнику
сечение проверяем по нагреву.
В нормальном рабочем
режиме:
Кt· КаIдоп ≥ Iр,(2.16)
гдеКt – коэффициент учёта температуры
среды, отличной от расчётной;
Ка – коэффициент учёта расстояния в
свету между кабелями, проложенными рядом и их количеством;
Iдоп – длительный допустимый ток для кабеля,
А.
Принимаем Кt=1, т.к. длительно допустимая температура жилы кабеля с
бумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +650С, а температура
среды составляет +15о С. Тогда в соответствии с формулой (2.16) имеем
65А > 50А,
следовательно, сечение
жил кабеля проходит в нормальном рабочем режиме. В послеаварийном режиме,
учитывая возможность 30 % перегрузки линии:
1,3 Кt· КаIдоп ≥ Iп/ав,(2.17)
гдеIп/ав – максимальное значение тока кабеля
в послеаварийном режиме, которое определяется для однотрансформаторной
подстанции с резервированием формулой:
.(2.18)
Максимальное значение
тока кабеля в послеаварийном режиме
≈ 60 А.
Условие (2.17) для
послеаварийного режима
1,3·65 = 84,5 А > 60
А.
Данное условие также
выполняется.
К техническим условиям
относят также проверку по потере напряжения:
-
в рабочем режиме:
≤ 5%(2.19)
-
в послеаварийном
режиме:
≤ 10%(2.20)
гдеl – длина кабельной линии, км;
х0, r0 – удельные активное и индуктивное
сопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.
Находим потерю напряжения
в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:
= 2,1% < 5%.
Проверка сечений по
термической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.
Далее определяем потери в
кабельной линии:
-активной мощности
, кВт(2.21)
-реактивной мощности
, квар(2.22)
-активной электроэнергии
, МВтч/год,(2.23)
где - потери в изоляции кабеля, определяемые как
.(2.24)
Так как, - величина сравнительно небольшая и в
расчётах учитывается только при высоких напряжениях;
t - время максимальных потерь,
определяемое по формуле:
, ч(2.25)
где Тм=4500
ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда ч.
Определяем потери
активной мощности в кабельной линии 1:
Ркл1 =
3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.
Потери реактивной
мощности в этой же линии 1:
Qкл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.
Потери активной
электроэнергии в кабельной линии 1:
ΔWКл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.
Рассчитаем сечения
проводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя для
участка линии формулу:
ΔUучастка = ΔUуд·Sрасч.участка·lучастка.
Принимая провод 3А35+А35 (r0 = 0,83 Ом/км) для участка ΔU2-1-11 и провод 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери
напряжения на участках линии 2:
ΔU2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;
ΔU2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;
ΔU2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.
Наибольшая потеря
напряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:
ΔU2макс = ΔU2-2-1+ ΔU2-1-11;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|