Размещено на http://www.allbest.ru/

Электроснабжение консервного завода



Введение

Промышленный способ производства птицеводческой продукции отражает научно-технический прогресс в этой отрасли, основным направлением которого является дальнейшее совершенствование электрифицированной машинной технологии с использованием современных методов и средств автоматического управления.

Перевод птицеводства на промышленную основу, высокая концентрация и увеличение плотности размещения птицы в помещениях выдвинули новые требования к птицеводческим помещениям и средствам механизации и автоматизации производственных процессов.

Для обеспечения роста, здоровья и повышения продуктивности птицы одним из важнейших условий является создание в птичниках необходимого микроклимата. При неудовлетворительных условиях содержания наблюдается повышенная заболеваемость птицы, особенно цыплят, падает продуктивность и производительная способность, увеличиваются затраты кормов на единицу получаемой продукции и снижается ее качество



1.Цели и задачи курсовой работы (проекта)

микроклимат электроснабжение птица

Целью выполнения данной курсовой работы является формирование системы компетенций для решения профессиональных задач по проектированию систем электроснабжения сельских населенных пунктов и АПК.

Задачи выполнения курсовой работы - изучение навыков расчета электрических нагрузок потребителей сельского населенного пункта, выбора трансформаторной подстанции, расчета и проектирования электрических сетей, электрической части трансформаторной подстанции с выбором необходимой электрической аппаратуры.

Курсовая работа состоит из пояснительной записки объемом 25-35страниц, включающей графический материал в виде плана расположения объектов электроснабжения, трансформаторной подстанции и трасс 0,38 кВ.

По сравнению с ВЛ традиционного типа ВЛИ имеют более высокую надежность за счет отсутствия стеклянных или фарфоровых изоляторов, исключения схлестывания проводов под действием ветра или качания веток деревьев, уменьшения обрывов благодаря применению несущего сталеалюминевого провода, отсутствия отключений при набросах различных предметов на провода. Они более экономичны в процессе эксплуатации, снижение энергопотерь из-за уменьшения более чем в три раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными. Затрудняют не учитываемый отбор мощности с линии за счет невозможности несанкционированного присоединения нагрузки к ним. Отсутствует обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности провода, так как ПЭ является не полярным диэлектриком и он не образует ни электрических , ни химических связей с контактирующими с ними веществами в отличии от ПВХ изоляции. Именно поэтому мокрый снег легко стекает с круглой поверхности изолированных ПЭ проводов.

В проводах марки А и АС мокрый снег может удерживаться в канавках между проволоками, являясь первопричиной обрастания.

Надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей связана с аварийным отключением распределительных сетей, наибольшее число которых приходится на воздушные линии (ВЛ) напряжением 10 кВ (ВЛ-10кВ). Ввиду значительной протяженности они определяют в целом этот показатель электроснабжения.

Сведения об уровне аварийности ВЛ позволяют не только более эффективно управлять надежностью систем централизованного электроснабжения, но и разрабатывать рекомендации по экономичным способам энергетического резервирования ответственных потребителей АПК.

К основным причинам аварийных повреждений относится: атмосферные воздействия (18%); повреждение линейной изоляции (14%); схлест проводов (13%); обрыв проводов (11%) и другие.

2. Характеристика объекта проектирования

Объектом проектирования является птичник. Основными потребителями являются: инкубаторий на 4 инкубатора, птичник мясного направления на 50000 бройлеров, яйце склад.



Рисунок 1. План птичника

1 - административное здание

2 - лаборатория

3 - проходная

4 - яйце склад

5 - материально-технический склад

6…7 - инкубаторий на 4 инкубатора

8 - гараж на 10 автомобилей

9 - электроцех

10…16 - птичник мясного направления на 50000 бройлеров

17 - насосная скважина

18 - котельная с 2-мя котлами «Универсал»

3.Птичник относится к электроприемникам первой категории

К электроприемникам первой категории, относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, привести к значительному ущербу народному хозяйству, вывести из строя дорогостоящее оборудование, привести к массовому браку продукции, расстройству сложных технологических процессов, нарушить функционирование особо важных элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники потребителей первой категории рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, а также должны быть оснащены дизельными генераторами. Перерыв в электроснабжении допускается лишь на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала.

4.Расчёт и выбор электрических нагрузок

Для данного хозяйства сделаем расчёт дневной и вечерней мощности каждого потребителя. Результаты занесем в таблицу 1.

Таблица 1. Таблица дневных и вечерних мощностей объекта.

№ п/п	Наименование объекта	Количество объектов	Активная нагрузка	Суммарная мощность
			Дневная Рд, кВт	Вечерняя Рв, кВт	Дн. Рд, кВт	Веч. Рв, кВт
1	2	3	5	6	9	10
1	Административное здание	1	15	8	15	8
2	Лаборатория	1	10	1	10	1
3	Проходная	1	2	5	2	5
4	Яйце склад	1	100	100	100	100
5	Материально-технический склад	1	3	1	3	1
6-7	Инкубаторий на 4 инкубатора	2	30	30	60	60
8.	Гараж на 10 автомобилей	1	20	10	20	10
9.	Электроцех	1	15	1	15	1
10-16	Птичник мясного направления на 50000 бройлеров	7	50	50	350	350
17	Насосная скважина	1	55	55	55	55
18	Котельная с 2-мя котлами «Универсал»	1	15	15	15	15
ИТОГО по Объекту	645	606

Из этой таблицы следует вывод что сумма дневных мощностей превышает вечерние. Расчёты будут проводится по дневным мощностям.

5. Расчет допустимых потерь напряжения

Уровень напряжения на вводах потребителей зависит от уровня в центре пита-ния, суммарных потерь напряжения в линиях электропередачи и трансформаторах, а также от значения коэффициентов трансформации.

Отклонения и потери напряжения в системе электроснабжения связаны между со-бой зависимостью:

(1)

где V_ш - отклонение напряжения на шинах, %;

V_пост - постоянные надбавки напряжения трансформаторов, %;

V_пер - переменные надбавки напряжения трансформаторов, %;

ДU_т - потери напряжения, %;

V_п - отклонение напряжения у потребителя, %.

Так как длина линии 2 км потребитель и его подстанции считаются ближайшими, тогда ДU_лин - 10 кВ равно 0% , а ДU_лин - 0,38кВ равно 7,5% относим в колонку таблицы.

1) Определяем отклонение у потребителя при 25 % нагрузке (для БТП), %:



Проверяем баланс напряжения для БТП:

- при 100 % нагрузке:

- при 25 % нагрузке:

Результаты расчётов заносим в табл.2

Таблица 2. Отклонение и потери напряжения в % на элементах систем

Параметры элементов систем	БТП
	П2 100 %	П1 25 %
Отклонение на шинах 10 кВ Vш	+4	+2
Потери напряжения в ВЛ - 10 кВ ДUл	0	0
Трансформатор напряжения 10/0,4 кВ: Постоянные надбавки Vпост	+5	+5
Переменные надбавки Vпер	-2,5	-2,5
Потери ДUт	-4	-2
Потери на линии 0,38 кВ ДUл	-7,5	0
Отклонение напряжения у потребителя Vп	-5	+2,5



6.Определение центра электрических нагрузок

Для определения центра нагрузки объекта проектирования, в нём нужно

построить диагонали, место пересечения диагоналей и будет центром нагрузки. Для других объектов делаем аналогично. Для того чтобы найти центры нагрузок объектов, опускаем перпендикуляры на оси X и Y и полученные значения заносим в таблицу 3.

Чтобы найти место расположения ТП нужно рассчитать по данным значений таблицы 3 и по дневному максимуму нагрузок.

Определяем количество ТП по эмпирической формуле:

Плотность нагрузки объекта:

F=x*y=0,145*0,93=0,013

кВт

=0,6 = 1 ТП

Принимаем одну ТП для производственных объектов, относящихся к первой категории надежности по электроснабжению. Определяем центр нагрузки производственной ТП по формулам:

Определяем координаты ТП:



X=87*15+94*10+76*2+78*100+70*3+48*30+38*30+59*20+93*15+19*50+10*50+93*50+93*50+32*50+22*50+15*50+18*55+43*15/645=31397/645=48
Y=16*15+35*10+18*2+87*100+138*3+125*30+125*30+16*20+48*15+130*50+130*50+145*50+81*50+65*50+65*50+65*50+23*55+24*15/645=53955/645=83

Принимаем координаты установки ТП: X=48м; Y=83м.

Рис.2

Так как, по расчётным данным координаты установки ТП указывают на проезжую часть, поэтому расположение ТП корректируем по месту с учетом возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек и дорог.

7. Проектирование воздушных линий напряжением 0,38/0,22 кВ

Количество линий выбираем в зависимости от расположения объектов на плане местности, от величины суммарной нагрузки приходящей на одну линию. Стараемся распределять нагрузку на линии равномерно. На черновике делают несколько вариан-тов проектирования линий, после проверки у руководителя проекта его советов и кор-ректировки останавливаем свой выбор на более целесообразной схеме. Схема должна удовлетворять требование надежности электроснабжения.

Рис.3



8. Выбор и размещение трансформаторной подстанции

Рис.4 Электроснабжение птичника

Экономичность, надежность и удобство эксплуатации СЭС - систем электроснабжения напряжением до 1 кВ в значительной степени зависят от правильного выбора вида ТП и их размещения на территории агропромышленного объекта. Каждый вид ТП имеет свою область рационального применения с учетом обеспечения требований надежности электроснабжения потребителей.

9. Расчет электрических нагрузок методом экономических интервалов мощностей для воздушных линий

Институт «Сельэнергопроект» разработал метод экономических интервалов. Сущность его заключается в том, что для каждой площади сечения провода, исходя из минимума затрат, устанавливают экономически целесообразной передаваемой полной мощности, учитывая климатические условия среды и конструктивные параметры линии.

Экономически целесообразную передаваемую мощность называют эквивалентной. Ее определяют по формуле:

где S_ЭКВ.УЧ - эквивалентная мощность на участке, кВ·А;

S_УЧ - полная мощность участка линии, кВ·А;

к_д - коэффициент динамики роста нагрузок (к_д = 0,7 - для вновь строящихся линий при достижении проектной мощности через 5…7 лет и для участков, реконструируемых при ожидаемом увеличении нагрузки в 1,5…2 раза; к_д = 0,8 - при росте нагрузки менее чем в 1,5 раза).

Значение эквивалентной мощности выбираем в литературе /1/ (табл. 4.4) при выборе сечения проводов воздушной линии напряжением 380/220 В.

Расчет производим по максимальной дневной нагрузке или вечерней мощности. Например, по данным таблицы 4 нагрузки производственных объектов суммарная дневная мощность Р_д > Р_в следовательно для производственных объектов расчет производим по дневной мощности. Для коммунально-бытовых потребителей Р_в> Р_д, следовательно, расчет производим по вечерней нагрузке.

Электрические нагрузки на участках линий напряжением 0,38 кВ находят, суммируя расчетные нагрузки на вводах потребителей. При этом учитывают коэффициент одновременности работы потребителей. Если значение суммируемых нагрузок не отличается одна от другой более чем в 4 раза, то дневная и вечерняя мощность участка линии, кВт:



где к₀ - коэффициент одновременности, который зависит от числа потребителей.

Р_Д и Р_В - дневная и вечерняя расчетная мощности на вводе потребителей, кВт.

Для тех потребителей нагрузки, которых не указаны в РУМ, расчетные мощности на вводе определяются по формуле:

где к_Д и к_В - коэффициент дневного и вечернего максимума;

Р_макс - максимальная расчетная мощность на вводе потребителя, кВт.

Коэффициенты дневного и вечернего максимума принимают для производственных потребителей к_д = 1; к_в =0,6 - бытовые без электроплит; к_д = 0,3…0,4 - с электроплитами, к_д = 0,6 (к_в = 1 в обеих случаях); при смешанной нагрузке к_д = к_в = 1. Пример: нагрузки водонапорной башни.

В РУМе нет Р_н насоса Р_н = 10 кВт; Р_н.в. = 0,6*10=6 кВт; Р_н.д. = 1*10=10 кВт.

Значение нагрузок на участках с разными потребителями или отличающими одно от других более чем в 4 раза, суммируют с помощью таблиц надбавок активной мощности. При этом к большему слагаемому прибавляют значение ДР - надбавка активной мощности меньшей нагрузки.



где Р_МАКС - максимальная мощность нагрузки, кВт;

ДР_i - надбавка активной мощности, кВт.

Полная мощность участка:

где cosц_В и cosц_Д - дневной и вечерний коэффициенты мощности, зависящие от характера потребителей.

Рисунок 5. Расчетная схема линий напряжением 0,38 кВ:

10.Определение расчетных и эквивалентных мощностей на участках линий

Расчетная схема производственного потребителя животноводческая ферма для этого примера приведем пример расчета эквивалентных мощностей на участках для всех четырех линий.

Линия 1

Расчет производим по дневной мощности Р_Д. Нагрузки начинаем суммировать с конца линий.

Участок 3-2

Участок 2-1

Участок ТП-1

Линия 2

Расчет производим аналогично расчету первой линии.

Участок 6-5



Участок 5-4

Участок ТП-4

Линия 3

Участок 9-8

Участок 8-7



Участок ТП-7

Линия 4

Участок 11-10

Участок ТП-10

11.Выбор площади сечения и количества проводов

Предварительно оп эквивалентной мощности производим выбор сечения проводов в зависимости от района по гололеду.

Выбора расположения в 3 районе по гололеду.

Линия - 1

участок ТП-1 3х100+1х95

участок 3-2 3х70+1х25

участок 2-1 3х50+1х25

Линия - 2

участок ТП-4 3х150+1х95

участок 6-5 3х100+1х95

участок 5-4 3х100+1х95

Линия - 3

участок ТП-7 3х150+1х95

участок 9-8 3х100+1х50

участок 8-7 3х50+1х50

Линия - 4

участок ТП-10 3х100+1х95

участок 11-10 3х70+1х50

12.Определение потерь напряжения

Потери напряжения по участкам линий определяют по формуле:

где ДU_УД или ДU_табл. - удельные потери напряжения;

S - полная мощность уч-ка, кВА;

l_УЧ - длина участка, м.

Удельные потери определяем по значениям коэффициента мощности и сечению принятых проводов. На пересечении колонок марки и сечения провода получим, интерполируя табличные значения удельных потерь напряжения в тысячных долях процента на 1 кВ*А км.

В соответствии с примером в разделе

Линия 1

Рассчитываем потери в конце Линии 1

Линия 2

Рассчитываем потери в конце Линии 2

Линия 3



Рассчитываем потери в конце Линии 3

Линия 4

Рассчитываем потери в конце Линии 4

Таблица 3. Результаты расчета проводов воздушных линий напряжением 0,38/0,22 кВ

13.Пример выбора сечения изолированных проводов ВЛИ

Выбор сечения производим по допустимому току нагрева. Для данной расчетной схемы производим выбор наибольшего сечения для всех трех участков.

1.Определяем токи нагрузок.

где Р₁ - дневная мощность (нагрузка) объекта КЗС.

U_Н - номинальное напряжение сети, равное 0,38кВ;

cosц - коэффициент мощности кормоцеха, равный 0,75.



2. Определяем максимальный ток участка

Линия 1.

Линия 2.

Линия 3.

Линия 4.



3. По справочнику определяем сечение провода.

Линия 1

Линия 2

Линия 3

Линия 4



Выбираем СИП-2 для всех участков. В зависимости от силы тока на участках, нужно выбрать разное сечение провода.

Для участка ТП-1 на линии 1 выбираем провод СИП2 3х100+1х95.

Для участка ТП-4 выбираем провод СИП2 3х150+1х95.

Для участка ТП-7 используем провод СИП2 сечением 3х150+1х95.

Для участка ТП-10 используем провод СИП2 сечением 3х100+1х95

14. Определяем потери напряжения на всех трех участках по формуле

(15)

где r₀ - активное сопротивление 1 км изолированного провода, равное 0,326 Ом/км.

х₀ - индуктивное сопротивление ВЛИ малое (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов);

L_УЧ - длина участка, км.

5. Средне взвешенный cosц.

Линия 1



Линия 2

Линия 3

Линия 4

Потери напряжения на участках сети равно:

Линия 1.



Линия 2

Линия 3.

Линия 4.

15.Определяем суммарные потери напряжения в данной линии

Линия 1.

Линия 2.

Линия 3.



10,5+6,84+1,18=18,52 В

Линия 4.

В

Данные расчета заносим в таблицу 4 «Результаты расчетов проводов ВЛИ напряжением 0,38/0,22 кВ».

Таблица 4. Результаты расчета проводов линии ВЛИ напряжением 0,38/0,22 кВ.

16. Выбор мощности трансформатора

На основе типовых графиков (п1.3 Основные характеристики графиков электрических нагрузок) и других сведений, разработаны таблицы, существенно облегчающие выбор ТП.

Условием для выбора служит выражение:



где S_Э.Н и S_Э.В -соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформаторов принятой номинальной мощности, кВА.

Согласно результата расчета проводов линии напряжением 0,38/0,22 кВ пояснительной записки курсового проекта. Выбираем по данной таблице мощность, приходящую па первый участок линий от ТП. Расчет проводим в зависимости от числа отходящих линий. Можно данной таблице пользоваться как активной, так и полной мощностью.

Формулы для расчета мощности ТП:

Надбавки по мощности выбираем по таблицам

ДS - методичка старое издание Каганова.

Пример:

Выбор мощности трансформатора производим в зависимости от числа отходящих линий. Для выбора будем пользоваться активной мощностью.

Записываем самые большие активные мощности на каждой линии:

Линия - 1 Ртп-1 = 107 кВт cosц=0,70

Линия - 2 Ртп-4 = 215,5 кВт cosц=0,75

Линия - 3 Ртп-7 = 148,7 кВт cosц=0,74

Линия - 4 Ртп-10 = 96,05 кВт cosц=0,73

Р_{тп max-4} = 215,5 кВт - это максимальная мощность отходящей линии.

Для мощностей линии выбираем надбавку по активной мощности:

Ртп-1 =107 кВт ДР-1 = 75 кВт;

Ртп-4 = 215,5 кВт ДР-2 = 163 кВт.

Ртп-7 = 148,7 кВт ДР-3 = 108 кВт.

Ртп-10 = 96,05 кВт ДР-4 = 67,6 кВт.

Рассчитываем расчётную полную мощность трансформатора:

(19)

Из таблицы экономических интервалов нагрузки трансформатора подстанций напряжением 6…10/0,4 кВ, выбираем стандартную мощность трансформатора по шифру наименования вида нагрузки 1.5, таблица 17

Производим окончательную проверку выбранной номинальной мощности трансформатора в нормальном режиме работы при равномерной нагрузке:

где S_p - расчетная нагрузка трансформатора, кВА;

S_н.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

K_С.Т = 1,37 - коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов.

,

Рассчитываем коэффициент аварийности и перегрузки для одного трансформатора:



где S_откл - нагрузка потребителей 2-ой и 3-ей категории надежности.

Р = 100кВ - ; Р = 3кВ - склад; Р = 0.75х2 кВ - склад

К_АВ -коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

В результате расчёта выбираем понижающий трансформатор напряжением 10/0,4 кВ. Параметры трансформатора занесены в таблицу 5.

17.Конструкция сети 0,38/0,22 кВ

Самонесущие изолированные провода линий электропередач.

Самонесущие изолированные провода (СИП) -- скрученные в жгут (вокруг голого или изолированного несущего нулевого провода) изолированные алюминиевые провода.

Существуют следующие виды СИП на напряжение 0,6(1) кВ:

-- СИП с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена с неизолированной нулевой несущей жилой (СИП 1);

-- СИП с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена с нулевой несущей неизолированной жилой (СИП2);

-- СИП с изолированной нулевой несущей жилой (СИП 1А, СИП 2А);

-- СИП с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена без отдельной несущей жилы (СИП4, AsXs);

-- СИП с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена без отдельной несущей жилы (СИП 5);

-- СИП с алюминиевыми токопроводящими жилами, упрочненными стальной проволокой, с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена, без отдельной несущей жилы (СИП-6);

-- СИП с алюминиевыми токопроводящими жилами, упрочненными стальной проволокой, с изоляцией из сшитого полиэтилена, без отдельной несущей жилы (СИП-7);

По назначению самонесущие изолированные провода разделяют на:

-- СИП для сооружения магистральных линий электропередач напряжением более 1 кВ (СИП1, СИП2, СИП3);

-- СИП для ответвительных линий электропередач напряжением до1 кВ (СИП2, СИП4, AsXs).

Рабочие жилы выполнены из уплотненных проволок алюминия со стабильными механическими свойствами по всей длине.

Изоляция жил обеспечивает высокую эксплуатационную надежность и повышенную стойкость к токам короткого замыкания. В проводах марок СИПн, СИПнг, AsXSn используется изоляция, не распространяющая горение.

Провод имеет следующую маркировку:

-- основные жилы имеют продольные выступы или цветные полосы на изоляции, позволяющие идентифицировать каждую жилу в проводе. Возможна их маркировка в виде цифр «1», «2», «3», которая наносится печатным способом или тиснением.

-- на нулевой несущей жиле распознавательные знаки не предусмотрены.

Срок службы проводов: не менее 40 лет.

Длительно допустимая температура проводов в процессе эксплуатации: до 80°С.

Температура эксплуатации: -50...+50°С.

Применяемые в воздушных линиях (ВЛ) электропередач СИП имеют следующие преимущества, по сравнению с используемыми неизолированными проводами:

-- меньшие монтажные и эксплуатационные затраты;

-- простота монтажных работ, возможность подключения новых абонентов под напряжением и без отключения остальных потребителей от энергоснабжения, что сокращает сроки ремонта и монтажа;

-- большая, по сравнению с применяемыми голыми проводами марок А и АС, надежность в обеспечении потребителей электрической энергией;

-- низкие потери мощности из-за уменьшения более чем в 3 раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными;

-- высокая электробезопасность, низкая вероятность коротких замыканий;

За рубежом и в России в последние годы находят применение воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ). В отличии от традиционных ВЛ здесь фазные провода не голые, а покрыты изоляцией. Толщина изоляции вполне обеспечивает необходимые изоляционные характеристики, позволяющие при напряжении 0,38 кВ представлять трехфазную систему в виде единого пучка

Рис. 6 - Самонесущий изолированный провод 0,38 кВ: 1 - фазный изолированный провод; 2 - изолированный провод уличного освещения; 3 - несущий нулевой неизолированный (изолированный) провод; 4 - светостойкое термостабилизированное полиэтиленовое покрытие.

Самонесущие изолированные провода на 0,38 кВ состоят из трех фазных изолированных проводов 1, изолированного провода уличного освещения 2, скрученных вокруг несущего нулевого неизолированного или изолированного провода 3. Проводники фазного и уличного освещения изготавливают из обжатых многопроволочных алюминиевых проводов, покрытых светостойким термостабилизированным полиэтиленом 4. В качестве несущего нулевого проводника используется изолированный таким же полимерным покрытием или неизолированный обжатый многопроволочный проводник из упрочненного алюминиевого сплава или сталеалюминевого провода. Несущий проводник закрепляется на опорах или фасадах зданий без изоляторов с помощью поддерживающих зажимов (рис.7а) на промежуточных опорах и посредством натяжных зажимов (рис. 7б) на концевых и угловых анкерных опорах. При устройстве ответвлений к вводам в здания применяются натяжные зажимы (рис.7 в) ответвления от магистрали токоведущих и нулевой жил выполняются плашечным зажимом.

Рис. 7 - Арматура ВЛИ: а - поддерживающий зажим; б - натяжные зажимы на концевых и угловых анкерных опорах; в - натяжные зажимы для устройства ответвлений к вводам в здания; г - плашечные зажимы для ответвления от магистрали токоведущих и нулевой жил.



18.Самонесущие изолированные провода (СИП) ТУ16.К71-268-98

СИП предназначены для применения в воздушных силовых и осветительных сетях на переменное напряжение до 0,6/1,0 кВ номинальной частотой 50Гц. с подвеской на опорах или фасадах зданий и сооружений. СИП рекомендуются к использованию во всех климатических районах по ветру и гололеду при температуре окружающей среды от - 45^oС до + 50°С. Вид климатического исполнения проводов УХЛ, категории размещения 1, 2 и 3 по ГОСТ 15150-69. СИП могут быть использованы при сооружении ВЛ с совместной подвеской проводов вещания и телефонных линий. СИП соответствуют стандарту

НО 626- SI Европейского комитета по стандартизации и электротехнике (CENELEC).

В результате обобщения отечественного опыта строительства и эксплуатации в ряде регионов страны воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ 0,38кВ) выявилось техническое и экономическое преимущество этих линий по сравнению с воздушными линиями электропередачи напряжением 0,38 кВ с неизолированными проводами (ВЛН 0,38кВ). На основании положительного опыта применения энергосистемами самонесущих изолированных проводов, был издан директивный документ РАО «ЕЭС России» №ОБ-5145 от 26.06.2000 «О применении самонесущих изолированных проводов при строительстве и реконструкции».

Преимущества ВЛИ С СИП

§ При равнозначных с ВЛН капиталовложениях, ВЛИ требуют меньших эксплуатационных расходов (20% от ВЛН) за счет исключения систематической расчистки трасс, замены поврежденных изоляторов и т.п.;

§ Уменьшение ширины, вырубаемой просеки при строительстве ВЛИ в лесных массивах;

§ Возможность совместной подвески на опорах проводов с разным уровнем напряжения и с телефонными линиями;

§ Возможность монтажа ВЛИ по фасадам зданий, что может исключить установки части опор, загромождающих тротуары, возможна прокладка полностью или частично скрытой сети, облегчается присоединение ответвлений в здания;

§ Уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений (электрических, телефонных, воздушных линий);

§ Возможность применения опор действующих типовых проектов;

§ Разрешена подвеска СИП на высоте 4-х метров над уровнем земли, для неизолированных проводов - 6 метров;

§ Практическая невозможность короткого замыкания между проводами фаз или на землю;

§ Более высокую безопасность обслуживания, отсутствие риска поражения при касании фазных проводов, находящихся под напряжением;

§ Меньший вес и большая длительность налипания снега, повышенная надежность в зонах интенсивного гололедообразования, уменьшение не менее чем на 30 % гололедноветровых нагрузок на опоры;

§ Снижение падения напряжения вследствие малого реактивного сопротивления (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов);

§ Сокращение объемов аварийно-восстановительных работ;

§ Простота ремонтов, особенно при работах под напряжением;

§ Снижение вероятности хищения электроэнергии и разрушения ВЛИ;

§ Безопасность работ вблизи ВЛИ. Срок службы -- более 25 лет. Гарантийный срок эксплуатации -- 3 года.

Удельное объемное сопротивление изоляции проводов СИП-2 и СИП-2А при

допустимой температуре нагрева жил - не менее 1x10¹²Ом•см.

Провода стойки к воздействию солнечной радиации, характеризующейся верхним значением интегральной плотности теплового потока 1120 Вт/м², в том числе плотности ультрафиолетовой части спектра 68 Вт/м².

Нагрузки рассчитаны при:

· температуре окружающей среды 25^оС,

· скорости ветра 0,6 м/с,

· интенсивности солнечной радиации 1000 Вт/м²

При температурах окружающей среды, отличающихся от 25^оС, необходимо применять поправочные коэффициенты.

Испытание переменным напряжением 4кВ частотой 50 Гц в течение 1 часа. Провода стойки к изгибу при температуре минус 40°С. Прокладка и монтаж проводов проводится при температуре окружающей среды не ниже минус 20°С. Допустимые усилия в нулевой несущей жиле при тяжении и в эксплуатации не должны превышать 45 Н/мм²

Провода не распространяют горение.

Рисунок 8. СИП-2

СИП-2 - провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, с нулевой несущей неизолированной жилой из алюминиевого сплава или алюминиевого провода упроченного стальной проволокой (аналог провода АМКА).



Рисунок 9. Спуск СИП к потребителю: 1-лента крепежная; 2-скрепа для крепления ленты; 3-анкерный кронштейн 4-прокалывающий зажим; 5-бандажный ремешок; 6-анкерный зажим

18.Расчет заземления контура ТП и повторных заземлений

Перед расчетом заземляющего устройства устанавливаются исходные данные для проектирования: удельное сопротивление грунта, длина профиля вертикального электродов (круглые стержни, труба или уголок), размеры площадки для сооружения заземляющего устройства и расположение электродов на ней (в ряд, по замкнутому контору), значение сопротивлений заземлителя и повторных заземления в сети и др.

В соответствии с ПУЭ, РТЭ и ПТБ производится расчет заземляющего устройства подстанций 10/0.4 кВ, повторных заземлений на отходящих линиях, зануление электроустановок, проверка защитного отключения при повреждении электроустановок. Согласно ПУЭ, при использовании заземляющего устройства (в сетях до 1 кВ с глухозаземленой нейтралью), к которому присоедененынейтрали трансформаторов при линейном напряжении 380В в любое время года, не должно превышать R_з ?4 Ом. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей и повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. Сопротивление повторного R_повт. Должно быть не более 30-ти Ом. Общее сопротивление растекания заземлителей (в том числе естественных, всех повторных заземлений, нулевого рабочего провода ВЛ) не должно превышать R_з.устр ? 10 Ом при линейном напряжении 380 В.

Рассчитываем заземление контура ТП и повторных заземлений.

Исходными данными для расчета являются:

-тип заземлителя - труба, диаметр 50 мм, 1=4;

с_расч= k_c* k₁* с_изм= 1,15*1,1*200=253Ом *м

где

с_изм - измеряемое сопротивление грунта, Ом*м;

k_c- коэффициент сезонности, k_c=1,15;

k₁ - учитывающий состояние грунта, k₁=1,1.

Определяем сопротивление вертикального заземления, Ом:

где

- длина электрода, м;

- диаметр трубы, мм; - глубина заложения, равна расстоянию от поверхности земли до середины стержня, м;



м (24)

Ом

Определяем общее сопротивление повторных заземлений, Ом:

=11,1/21=0,5Ом, (25)

где

з_пз- число повторных заземлений.

Определяем расчетное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений, Ом:

Ом

Принимаем расчетное сопротивление нейтрали 10 Ом.

Определяем теоретическое число стержней, шт:

шт.

Принимаем 10 шт.

Определяем длину полосы связи, м:

м,

где

a - расстояние между заземлителями.

Определяем расчетное сопротивление грунта для горизонтального заземлителя

с_расч= k_c * k₁* с_изм=2,5*1,6*200=800Ом *м

Определяем сопротивление горизонтальной связи, Ом:

R_г=0,366*р_расч*lg/L_Г=0,366*800*lg/57,5=26Ом, (29)

где

d - диаметр трубы, мм.

Определяем действительное число стержней, шт:

n_д=R_в*з_г*[1/(r_иск*з_г)-1/R_г]/з_в=11,1*0,3*[1/(0,5*0,3)-1/26]/0.6=13,7

округляем до 14 шт

Определяем действительное число сопротивление искусственного заземления, Ом:

r_иск=R_в*R_г/(R_г*з_д * з_в + R_в* з_г )=11,1*26/(26*37*0,6*11,1*0,3)=0,15Ом

Определяем расчетное сопротивление контура, Ом:

r_расч=r_иск*r_пз/ (r_иск+r_пз )=0,15*0,5/(0,15+0,5)=0,11 Ом ? 4 Ом

Принимаем для монтажа 14 труб.



Рис. 11 - Контур заземления ТП.

Таблица 6. Результаты расчета контура заземления подстанций.

19.Разработка мероприятий по ТБ при сооружении и эксплуатации низковольтной линии

При сооружении и дальнейшей эксплуатации низковольтной линии необходимо выполнять следующие требования:

к верхолазным работам по монтажу воздушной линии допускаются лица не моложе 18 лет и не старше 60 лет, прошедшие медосмотр и имеющие квалификационный разряд не ниже третьего;

- бригады, выезжающие на работы должны иметь набор необходимых медицинских средств для оказания первой медицинской помощи;

- при работе на опоре, электромонтер должен крепиться к ней предохранительным поясом;

- при приближении грозы или ветра силой порыва выше 6 балов, бригада обязана прекратить работы;

- посторонние лица на площадку, не допускаются;

- подъем на опору или спуск с нее разрешается только с помощью монтерских когтей или других специальных приспособлений;

- на опоре следует работать стоя на двух когтях.

При монтаже воздушной линии запрещается:

- подниматься на анкерную опору, а также находиться на ней со стороны натяжения проводов;

- работать на угловых опорах и влезать на них со стороны внутреннего угла;

- находиться под проводами во время их монтажа;

- сбрасывать с опоры инструмент или другие предметы;

- подавать какие-либо предметы работающему на опоре подбрасыванием.

При переходе через препятствия, приступать к монтажу следующего провода можно только после натяжки и заземления предыдущего.

После окончания работ по сооружению ВЛ, заказчик совместно с генеральным подрядчиком назначают рабочую комиссию, которая проводит техническую приемку линий.



Заключение

В курсовой работе (проекте) на тему: «Электроснабжение птицефермы на 50 000 бройлеров» был произведён расчёт и выбор линий напряжением 0,38/0,22кВ. Так как объект относится к 1-й категории надёжности.

Работа (проект) включает в себя пункты которые выполнены в полном объеме: обоснование темы проекта, характеристика объекта проектирования, расчет и выбор электрических нагрузок, выбор количества и места установки ТП10/0,4 кВ, электрический расчет линии 0,38/0,22 кВ, составление расчетных схем, определение расчетных мощностей на участках линий, выбор площади сечения и количества проводов, определения потерь напряжения, выбор мощности трансформаторов, расчет заземления контура ТП и повторных заземлителей. При выполнении курсового проекта была проведена, экономии материальных средств при строительстве и повышении эффективности и качества электроснабжения.



Список литературы

микроклимат электроснабжение птица

1.Правила устройства электроустановки 7-е издание М.: Энергоатомиздат,2009.

2.Радкевич В.Н. Проектирование систем электроснабжения: Учебное пособие. - Мн.: НПООО «ПИОН», 2001 - 292 с.

3.Янукович Г.И. Счасны В.П. Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей. Мн.: Дизайн ПРО, 2000.

4.Техническое условие. Самонесущие изолированные провода (СИП). ТУ 16.К71_268_98.

Размещено на Allbest.ru

...