Электрооборудование свинарника-откормочника на 600 голов СТФ СПК "Первое Мая" Осиповичского района Могилевской области с разработкой схемы управления и защиты электропривода кормораздачи (стр. 9 из 15)
ДUвл – допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ, ДUвл = -2.5
;Принимаем одну трансформаторную подстанцию, на плане населенного пункта наметим трассы ВЛ 380/220 В.
Учитывая перегрузочную способность трансформатора, принимаем трансформатор мощностью 160 кВА и записываем его паспортные данные в таблицу 2.11.
Таблица 2.11. Параметры трансформатора
| Номер трансформаторной подстанции | Тип трансформатора | Номинальная мощность, кВ×А | Сочетание напряжений, кВ | Схема и группа соединения обмоток | Потери, Вт | Uк.з, % | Iх.х, А | Сопротивление трансформатора, Ом | ||||
| ВН | НН | х.х | к.з. | прямой последовательности | при однофазном к.з. zк(1) | |||||||
| А | Б | |||||||||||
| ТП1 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | Y/Yн-0 | 510 | 565 | 2650 | 4,5 | 2,4 | 0,045 | 0,478 |
На плане населенного пункта нанесем оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.
Расположение объектов между собой с учетом реальных размеров показано на рисунке 2.5.
Определяем месторасположение трансформаторной подстанции.
(81) 
(82)где
– сумма расчетных мощностей всех потребительскихподстанций в зоне электроснабжения ТП;
хi– проекция Siна осьx;
yi– проекция Siна осьy.
Компоновка оборудования подстанции должна обеспечивать простые и удобные подходы и выходы воздушных линий всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования и возможностью дальнейшего расширения подстанции.
Площадку для строительства ТП, в соответствии с нормами, выбираем на незаселённой местности, не затопляемой паводковыми водами, в центре электрических нагрузок или в близи от него, по возможности близко от автодороги. Площадка должна иметь по возможности инженерно-геологические условия, допускающие строительство без устройства дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование.
Наносим координаты и получаем место расположения ТП изображенное на рисунке 2.4.
Произведем расчет мощностей по участкам линий электропередач, для последующего определения сечения и марки провода. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок (метод приведенных затрат), изложенных в пункте 3.
Составляем расчетную схему объекта с нанесением мощностей и длин участков.
Находим расчётные значения мощностей на участках линии:
Участок ТП-1:
кВт; 
; 
кВА;Эквивалентная мощность на участке
SэквТП-1 = SТП-1 · Кд, (83)
гдеКд – коэффициент динамики роста нагрузок, 0.7 /16/.
кВА.
Рис. 2.5. Расчётная схема объекта
По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда b=5 мм (второй район по гололёду), по значению Sэкв. Находим число и марки проводов для участка линии ТП-1, принимаем к использованию провод
4хА-50+А-25
Результаты расчётов заносим в таблицу 2.6.
Фактические потери напряжения на участках определяем по формуле
∆U=Sмах•lуч•ДUуд •10-3%; (84)
где: lуч – длина участка, м;
ДUуд – удельные потери напряжения, таб. 5,2;
Для участока ТП-1
Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 2.12.
Таблица 2.12. Результаты расчёта сети 0,38 кВ
| № расчётного участка | Полная нагрузка, кВА | Эквивалентная мощность, кВА | Длина участка, м | Марка и сечение провода | Потеря напряжения, % |
| Sмах | Sэкв | ∆U | |||
| Фидер 1 | |||||
| ТП – 1 | 113.3 | 79.3 | 30 | 4А-50+А-25 | 1.54 |
| 1 – 2 | 35.7 | 26.25 | 18 | 4А-50+А-25 | 0.29 |
| Суммарная потеря напряжения в конце линии | 1.83 | ||||
| Фидер 2 | |||||
| ТП – 3 | 42.8 | 29.9 | 20 | 4А-50+А-25 | 0.39 |
| Суммарная потеря напряжения в конце линии | 0.39 | ||||
| Фидер 3 | |||||
| ТП – 5 | 27.5 | 19.27 | 55 | 4А25+А25 | 1.18 |
| 5 – 6 | 2.5 | 1.75 | 35 | 4А25+А25 | 0.069 |
| Суммарная потеря напряжения в конце линии | 1.25 | ||||
| Фидер 4 | |||||
| ТП – 4 | 14 | 9,8 | 55 | 4А25+А25 | 0.6 |
| Суммарная потеря напряжения в конце линии | 0.6 | ||||
Потери на участках линии не превышают допустимых значений:
∆U≤∆Uдоп
где ∆Uдоп – допустимые потери на линии, 2.5%;
Определяем количество необходимых заземлений и произведем расчет заземляющего контура.
Заземление выполняем трубами длинной l = 3 м, Ǿ = 50 мм. Определяем сопротивление растекания тока вертикального электрода, Ом.
, (85)где срасч – расчетное удельное сопротивление грунта, 200 Ом·м /5/;
l – длина заземлителя, м;
hср – глубина заложения, принимают равной расстоянию от поверхности земли до середины трубы или стержня, м;
d – диаметр заземлителя, м.
hср = l/2 + 0.8, (86)
hср = 3/2 + 0.8 = 2.3 м,
Определяем сопротивление горизонтального заземлителя, Ом.
, (87)гдеk – коэффициент формы горизонтального заземлителя, принимаем для круглого сечения k = 1;
l– длинна горизонтального заземлителя, принимаем 25 м;
h – глубина заложения горизонтального заземлителя, принимаем 0.9 м.
Определяем теоретическое число стержней.
nм=Rв/rиск, (88)
гдеrиск – сопротивление искусственного заземлителя, 10 Ом.
nм = 54.3/10 = 5.4, принимаем 5.
Тогда длинна полосы связи lг = 5 · 5 = 25 м, тогда согласно формулы 2.54 имеем.
По кривым приведенным в /5/ в зависимости от числа вертикальных заземлителей и отношению а/l определяем коэффициент экранирования вертикальных и горизонтальных заземлителей зг и зв.
При l = 5 и а/l = 5/3 = 1.6 определяем: зг = 0.72 и зв 0.48.
Действительное число стержней определяем как.
, (89)Принимаем 5 заземлителей.
Производим проверочный расчет.
rиск = Rв ·Rг /(nг · n · зв + Rв · зг), (90)
rиск = 54.3 12.13 / (12.13 5 0.72 + 54.3 0.48) = 9.44 Ом.
Так как 9.44 Ом < 10 Ом следовательно заземление можно считать удовлетворительным.
Определяем сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода.
rрасч = rиск · rп.з /(rиск + rп.з), (91)
гдеrп.з – общее сопротивление всех повторных заземлений, Ом.
rп.з = Rв /n, (92)
rп.з = 54.3 /10 = 5.43 Ом,
rрасч = 9.44 · 5.43/ (9.44 + 5.43) = 3.44 Ом.
Так как 3.44 Ом < 4 Ом следовательно заземление можно считать удовлетворительным.
2.10 Расчет и выбор компенсирующих устройств
Электроприемники требуют для своей работы как активной, так и реактивной мощности. Реактивная мощность вырабатывается и передается по системе электроснабжения к потребителям. Снижая потребление приемниками реактивной мощности, можно уменьшить трансформаторную мощность подстанции, увеличить пропускную способность системы электроснабжения, не увеличивая сечение кабелей, проводов и других токоведущих частей.
Основными электроприемниками реактивной мощности на сельскохозяйственных объектах являются асинхронные двигатели, на их долю приходится 65 … 70% потребляемой реактивной мощности, 20 … 25% приходится на трансформаторы и около 10% – на воздушные линии, линии электропередач и другие приемники (люминесцентные лампы, реакторы и т.д.).
Компенсация реактивной мощности имеет большое народно-хозяйственное значение. Так увеличение коэффициента мощности на 0.01 в масштабах РБ дает возможность дополнительно вырабатывать сотни тысяч кВт·ч электроэнергии в год.
Компенсацию реактивной мощности осуществляем при помощи статических компенсаторов. Статические компенсаторы имеют очень малые потери мощности, бесшумны в работе, износоустойчивы, просты и удобны в эксплуатации.
Мощность Qн компенсирующего устройства (квар) определяем как разность между фактической наибольшей реактивной мощности Qм и предельной реактивной мощности Qэ предоставляемой предприятию энергосистемой:
Qн = Qм – Qэ = Pм · (tgцм – tgцэ), (93)