Электрификация сельхозпредприятия на примере ОАО "Племзавод Караваево"

1.1 Местоположение хозяйства и природно-климатические условия

Уровень электрификации производства и обеспечение энергетическими мощностями ОАО «ПЗ «Караваево» представлен в таблице 1.7

Таблица 1.7 - Уровень электрификации производства

Объект проектирования представляет собой ОАО «Племзавод « Караваево», занимающийся разведением и выращиванием племенного 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

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 Pi - мощность i-го объекта, кВт;

хi - координата i-го объекта по оси Х;

yi - 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

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 кВ определяем путем суммирования расчетных нагрузок на вводах потребителей с учетом коэффициента одновременности, по формулам 2.2 и 2.3 8:

; (2.2)

, (2.3)

где Рд и Рв - расчетная дневная и вечерняя нагрузки соответственно на участках линии или на шинах ТП, кВт;

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

РДi и РВi - 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

Рд20-19 = Рд20 ; Рд20= 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

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 = Pуд L, (2.5)

где Руд - удельная мощность ламп;

L - длина освещаемого участка.

ТП1: Р = 13 690 = 8970 Вт ;

ТП2: Р = 13 1035 = 13455 Вт .

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

;

ТП1: вар;

ТП2: вар.

Находим полную мощность [8]:

;

ТП1: ВА;

ТП2: ВА.

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

; (2.6)

ТП1:

ТП2:

Принимаем 40 для ТП1 и 60 для ТП2 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;

U - линейное напряжение, В;

I - 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 до 0,6/1кВ 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]:

U = , (2.8)

где R -активное сопротивление участка, Ом;

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- длинна участка, км.

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

;

Выбираем из нормативных документов провод марки СИП 2; 3Ч50+54,6Ч16 [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.

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)) • КО+Sосв ;

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

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 = 160 кВА [3].

S(ТП2) = (S(Л1) + S(Л2)) • КО+Sосв ;

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

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

электроснабжение трансформаторный силовой сеть

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 глухозаземленной нейтралью. 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.

Рисунок 2.5. Схема замещения ВЛ 0.4 кВ, ТП1

Рисунок 2.6. 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

Определим токи КЗ в точке К1 (рисунок 2.5.):

где Uс - среднее номинальное напряжение, В;

Zрез - полное сопротивление цепи до точки КЗ, мОм.

Полное сопротивление определяется по формуле 2.11:

, (2.11)

где - реактивное и активное сопротивление трансформатора, мОм;

Zрез - полное сопротивление цепи до точки КЗ, мОм;

- переходное сопротивление, мОм.

Сопротивление RП учитывает влияние контактных соединений на ток КЗ Rп=50 мОм, если точка КЗ расположена в непосредственной близости от шин трансформатора, Rп=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 ; RО1 = 0,641 Ом/км, RО2 = 0,253 Ом/км и сечениями нулевого провода 70 и 54,6 мм2; R54,5 = 0,5 Ом/км, R70 = 0,63 Ом/км.

; ;

; .

где 1/3Zт(1) - сопротивление трансформатора при однофазном КЗ [1];

ZП - 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

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]:

Uн Uуст; IН Iраб.Форс; iу < imax;

I(3)2к.з.·tср t·It2, (2.13)

где: UН - номинальное напряжение линии;

UУСТ - номинальное напряжение разъединителя;

IН - номинальный ток линии;

- ток цепи в форсированном режиме;

IУСТ - номинальный ток разъединителя;

iу - ударный ток 3-х фазного КЗ, кА;

imax- амплитудное значение максимального допустимого тока разъединителя, кА;

tср - время короткого замыкания, с;

It - ток термической стойкости, А;

t - предельное время протекания тока, с;

[1]

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

кА

,

где tз - выдержка времени МТЗ, tз=1.2 с [1]

tв - время отключения выключателя, tв=0.2 с [1]

с.

;

А.

Выбираем разъединитель РЛНДА - 10/200 [3] для которого

Uн=10 кВ Uуст =10кВ условие выполняется;

Iн=200 А А условие выполняется;

imax=20 кА iу = 6,2 кА условие выполняется;

It = 5 кА, t = 10 с;

I(3)2к.з.·tср It2·t;

условие выполняется.

Выбор предохранителей:

Условия выбора 2.14 [1] :

Uн.а Uуст; .Iн.а Iраб.форс , (2.14)

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

UУСТ - номинальное напряжение установки;

IН.А. - номинальный ток аппарата.

Выбираем предохранители типа ПК - 10/50 [3] для которого (Uн.а = 10 кВ) = (UУСТ = 10 кВ), (IН.А. = 50) (IРАБ.ФОРС. = 13,8).

По таблицам [1] принимаем номинальный ток вставки Iв предохранителя по 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 : tв - время плавления вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ;

tср - полное время срабатывания защиты на стороне 0,4 кВ;

t - минимальная ступень селективности;

kП = 0,9 - коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки к времени ее разогрева [1];

tс.з. - полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ (для электромагнитных расцепителей автоматов с учетом разброса tс.з. = 0,02).

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

,

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

I=3700/25 = 148А.

Время плавления: tВ = 15 сек;

с.

15 0,356 условие выполняется.

Выбор ограничители перенапряжения:

Условия выбора [1]: Uн Uуст.

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]:

Uн.тт Uн.уст; IН1 Iр.ф.; (2.16)

Требуемый класс точности 0,5 [3].

Выбираем трансформатор ТК - 40 , для которого: Uн = 0,66 кВ Uн.уст = 0,4 кВ; IН1 = 1000А Iр.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]:

UН.А. UН.У.; IА IУ; Iтр 1,1·Iр; Iэ.р. 12·Iр, (2.17)

где UН.А. - номинальное напряжение автомата;

UН.У - номинальное напряжение электроустановки;

Iтр - ток уставки теплового расцепителя;

Iэ.р. - ток уставки электромагнитного расцепителя.

Расчетные данные: I(1)к.з. = 590 А;

;

А;

А;

А.

Выбираем автоматический выключатель ВА51Г-33 (Iн=160А).Выбираем ближайшие большие стандартные токи уставок Iт.р.= 160 А, Iэ.р.=1600 А [3].

Определяем чувствительность защиты [1]:

; 3,6 > 3 (ПУЭ kч 3) .

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

Таблица 2.8 - Электрическое оборудование трансформаторных подстанций

3. Расчет внутренних силовых сетей зернотока

3.1 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 3.1. Технологическая схема послеуборочной обработки зерна

Объект проектирования - зерноток, находящийся в производственной зоне ОАО «ПЗ «Караваево». 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