2.Расчётно-техническая часть.

2.1 Выбор местоположения ТП.

Основным источником питания объектов фермы предусмотрена комплектная трансформаторная потребительная подстанция КТП 10*0,4 кВ. Потребители фермы обособлены на площади около 50000м², для них целесообразно использовать отдельную однотрансформаторную подстанцию.

Местоположение КТП должно бать удобно для монтажа, обслуживания и безопасно. Линии отходящие от КТП должны иметь наименьше пересечений и сближений с другими объектами и коммуникациями. Потери энергии и напряжения в линиях должны обеспечивать экономичность и соблюдение норм НТПС и ПУЭ.

Наиболее рациональным считается размещение подстанции в центре преобладающего максимума нагрузки, а при более низких значениях максимумов, на линии соединяющей центры дневной и вечерней эквивалентируют мощности нагрузок объектов.

Рис 1. Схема объектов фермы и точек их питания от сети.

Для определения координат центра тяжести нагрузок определяем по формуле для вечернего и дневного максимума по середине прямой соединяющей эти точки.

X(max)= Pi(max)*Xi (2.1) Y(max)= Pi(max)*Yi (2.2)

Pi(max) Pi(max)

где, Pi(max) – мощность одного из максимумов дневного или вечернего, при расчёте соответствующих координат максимумов.

Xi и Yi – координаты соответствующих потребителей на схеме.

Определяем центр нагрузки для дневного максимума по формулам: (2.1) и (2.2)

8*220+3*230+25*90+13*90+13*125+13*95+13*200

X(max)д= 8+3+25+13*4 =128,75

8*180+3*120+25*90+13*150+13*153+13*60+13*90

Y(max)д= 8+3+25+13*4 = 112,943

Определяем центр нагрузки для вечернего максимума аналогично по формулам (2.1)и(2.2)

8*220+1,5*230+2*90+13*90+13*125+13*95+13*200

X(max)в= 8+1,5+2+13*4 = 140,394

8*180+1,5*120+2*90+13*150+13*153+13*60+13*90

Y(max)в= 8+1,5+2+13*4 =121,087

Выбираем место установки КТП эквивалентный центр тяжести нагрузки дневного максимума с координатами х=128,75 у=112,943.

2. Разработка и определение параметров расчётных схем наружной сети питающих объектов 0,38кВ и расчет нагрузок по участкам сети.

Для количества потребителей Код(n=5-8)=0.7

Pi(бм) и cos(бм) – параметр мощности потребителя и коэффициент мощности потребителя для преобладающего максимума.

Определяем параметр оценочной мощности сети:

Рi(бм) 3 . 25 . 13

Sоц тп= К од(7) * ∑ cosφi(бм) = 0,7 * 0,9 + 0,85 + 0,85 * 4 = 65,8

С учетом оценочной мощности ТП для распределения эл энергии принимаем 2 воздушные линии.

Линии наружной сети выполняем полнофазными с нулевым проводом повторно заземляемым по линии и проводом фазы ночного режима на участках где необходимо освещение.

Линии выполняем таким образом, чтобы: было минимальное число ответвлений, пересечений, сближений, разветвлений, изменений направления, исключалось прохождение линий над объектами и длинна линий была минимальна.

9,1

Рис 2. Схема питания объектов фермы.

Схемы расчетные ВЛ представлены на рисунках.

Расчётная схема ВЛ1 ( Рис.3)

50м 50м

Т П 5м 35м

20м

4м

30м

9,1

Расчётная схема ВЛ2 (Рис 4)

1

60м

4

70м 35м

ТП 4м

20м

9,2

Расчет нагрузок по участкам сети проводим в соответствии с принятыми схемами распределительной сети и длинной их участков отдельно по параметрам дневных и вечерних максимумов.

Рд/в=Код(n)=Рд/в

где: Kод - коэффициент одновремённости для n – числа потребителей питающихся по катому участку.

n - число потребителей питающихся по катому участку.

Код(2)= 0,85

Кдо(3)=0,8

Код(4)=0,75

Суммирование нагрузок на участках, где нагрузки потребителей отличаются в больше чем 4 раза определяем по формуле:

Рд/в=Рд/в б+∆Рд/в м

Рд/в б – большая из суммируемых нагрузок соответственно дневного или вечернего максимума потребителя.

Расчет нагрузок и мощности по участкам рассматриваемых схем.

Таблица 2

Расчетный учачсток Влi	Длинна lк, (м)	Суммируемые нагрузки (кВт)				Способ суммирования			Суммарные нагрузки		коэффициент мощности		Расчетная мощность (кВт)
		дневной		вечерний		К од			Рд н	Рв н	cos ф д	cos ф в	Sд	Sв
		Рд	cos ф д	Рв	cos ф в
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ВЛ1
7 - 5	0,03	13	0,75	13	0,85	1	-	-	13	13	0,75	0,85	17,3	12,3
6 - 5	0,005	25	0,85	2	0,8	1	-	-	25	2	0,85	0,8	29,4	2,5
5 - 3	0,02	13 и 25	0,75 и 0,85	13 и 2	0,85 и 0,8	0,85	-	+ 1,2	32,3	12,25	0,81	0,84	40,4	14,6
4 - 3	0,05	13	0,75	13	0,85	1	-	-	13	13	0,75	0,85	17,3	15,2
3 - 1	0,035	13;25;13	0,75;0,85; 0,75	13;2;13	0,85;0,8;0,85	0,8	-	+ 1,2	40,8	22	0,79	0,79	34	20,4
2 - 1	0,05	13	0,75	13	0,85	1	-	-	13	13	0,75	0,85	17,3	15,2
ТП - 1	0,005	13;25;13;13	0,75;0,85; 0,75;0,75	13;2;13;13	0,85;0,8;0,85;0,85	0,75	-	+ 1,2	48	30,45	0,78	0,63	61,5	48,3
ВЛ2
4 - 3	0,06	8	0,75	8	0,75	1	-	-	8	8	0,75	0,75	10,6	10,6
3 - 1	0,035	3	0,9	1,5	0,9	1	-	-	3	1,5	0,9	0,9	3,3	1,6
2 - 1	0,02	13	0,75	13	0,85	1	-	-	13	13	0,75	0,85	17,3	15,2
ТП - 1	0,07	8;3;13	0,75;0,9; 0,75	8;1,5;13	0,75;0,9;0,85	0,8	+ 1,8	+ 0,9	18,6	17,7	0,76	0,81	24,5	21,8

2.3. Выбор сечения проводов и проверка сети на допустимые потери напряжения в ней.

В этом пункте необходимо выбрать сечение проводов линий, таким образом чтобы провода линий обеспечивали все требования к линиям.

Первоначально даются общие требования к выбору проводов и излагаются применяемые при выборе проводов методики. На основании которых принимается решение о сечении проводов, а так же определяются потери напряжения для применяемых схем и режимов их работы.

Эл снабжение с/х объектов принято осуществлять на ВЛ проводами марок А, Ан, Аж, а так же СИП, причем на линиях объекта применяется не более 3-х разновидностей сечения провода одной марки, та же допустимо применение проводов менее 35 мм² на участках ВЛ (аллюминевых марок) на протяжении магистральных участков сечение проводов менее 50мм, а так же проводов марки АС не менее 25 мм, и проводов марки СИП меньше 16 мм²

Расстояние между проводами неизолированными 0,4м.

Сечения проводов линий определяем по методике выбора проводов с минимально допустимым сечением, с дальнейшей проверкой допустимости выбранных сечений по методике допустимой температуры нагрева проводов токами нагрузки, обеспечивающий правильный выбор проводов любых марок.

Сечение проводов по методу минимума расхода металла определяем по формуле:

Ма влi*10 ³ .

Fвлi(min) = 32*∆Uавлi*Uн(к)

32 – удельная проводимость алюминия

Ма влi – максимальный суммарный активный момент нагрузки возможный в данной линии

Ма влi = ∑Рк*lк (кВт*км)

Uн(к) = 0,38кВ, номинальное напряжение в линии.

∆Uавлi – активнвя составляющая допустимых потерь напряжения в линии до точки с максимальным моментом нагрузки.

НТПС – 88, то усредненной реактивной составляющей потери напряжения:

∆Uавлi = ∆Uвлi-∆Uрвлi

Здесь, ∆Uвлi – потери напряжения допустимые в ВЛ по НТПС-88

Uн

∆Uвлi = ∆Uдоп(%)* 100

Потери напряжения реактивной составляющей определяем по формуле:

Мвлiр

∆Uрвлi = х ср* Uн(к)

Х ср = 0,33 Ом/км

Мвлiр = ∑ Р(i-кi)*lк*tgφ(i-кi)

Где tgφ(i-кi) – параметр коэффициента мощности зависит от cosφ(i-кi)

Сечение проводов воздушных линий так же должно соответствовать требованию допустимого нагрева проводов токами нагрузки

Iдоп(fвл)≥Iрас влi

Для проверки соответствия условия определяем расчетный ток линии по формуле:

Iрас.влi=1,1[Iвлi без б дв+0,2…0,4*Iпуск б дв]

Где Iвлi без б дв = ток линии без тока работающего наибольшего двигателя

Рб дв

Sвлi(гол)(тп-1) - cosφдв

Iвлi без б дв = 1,73* Uн

Sвлi(гол)(тп-1) – мощность линии подходящей к тп.

Рб дв – мощность наибольшего двигателя

Cosφ – из справочной литературы

Iпуск б дв = К_I*I_{н дв}

Параметры допустимых токов берутся из справочной литературы.

Выбираем два двигателя. Для линии ВЛ1 двигатель 4АР180S4СУ1, мощностью 22 кВт. Для линии ВЛ2 двигатель 4А132S6СУ1 мощностью 5,5 кВт.

Мавл1= 13*0,03+32,3*0,02+40,8*0,035+48*0,005=2,704

Мавл2= 8*0,06+3*0,035+18,6*0,07=1,887

Мрвл1=013*0,03*0,88+32,3*0,02*0,72+40,8*0,035*0,77+48*0,005*0,8=2,2807

Мрвл2=8*0,06*0,88+3*0,035*0,48+18,6*0,07*0,85=1,5811

380

∆Uдоп=4*100 = 15,2

2,2807

∆Uрвл1= 0,33* 0,38 = 1,98

1,5811

∆Uрвл2=0,33* 0,38 = 1,37

∆Uавл1= 15,2-1,98=13,22

∆Uвл2=15,2-1,37=13,83

2,704*10³

Fрас (вл1)= 32*13,22*0,38 = 17

1,887*10³

Fрас(вл2) = 32*13,87*0,38 = 11

22

61,5- 0,87

Iрас без б дв(вл1) = 1,73*0,38 = 55А

5,5

24,5- 0,8

Iрас без б дв(вл2)= 1,73*0,38 = 26,7А

Iпуск вл1 = 7,5*43,1=323,25А

Iпуск вл2=7,0*12,3=86,1А

Iмах тп-1 (вл1) = Iвл1 без б дв+ Iпуск б дв= 55+323,25=378,25А

Iмах тп-1 (вл2) = 26,7+86,1=112,8А

Iрас вл1=1,1*[55+0,4*323,25]=202,73А

Iрас вл2=1,1*[26,7+0,4*112,8]=79А

Выбираем для линии ВЛ1 марку провода А50

r₀ =0,576

x₀ = 0,297

Для линии ВЛ2 провод маркой А35

r₀ = 0,83

x₀ =0,308

(48*0,005*(0,576+0,297*0,8)

∆Uвл1(тп-1)= 1,444 = 0,135

(40,8*0,035*(0,576+0,297*0,78)

∆Uвл1(3-1) = 1,444 = 0,8

(32,3*0,02*(0,576+0,297*0,72)

∆Uвл1(5-3) = 1,444 = 0,35

(13*0,03*(0,576+0,297*0,88)

∆Uвл1(7-5) = 1,444 = 0,23

∆Uвл1= 0,135+0,8+0,35+0,23=1,5%

(18,61*0,035*(0,83+0,308*0,48)

∆Uвл2(тп-1)= 1,444 = 0,98

(3*0,035*(0,83+0,308*0,48)

∆Uвл2(3-1) = 1,444 = 0,1

(8*0,06*(0,83+0,308*0,88)

∆Uвл2(4-3) = 1,444 = 0,53

∆Uвл2 =0,98+0,1+0,53=1,61%