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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
