Электроснабжение животноводческого комплекса с разработкой системы компесации реактивной мощности

Введение

Сельскохозяйственное производство всё в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возрастают требования к надёжности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Важный показатель электроснабжения — надёжность подачи электроэнергии. С ростом электрификации сельскохозяйственного производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов, всякое отключение особенно аварийное — наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе. Поэтому необходимо применять эффективные и экономически целесообразные меры по обеспечению оптимальной надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Абсолютное большинство сельскохозяйственных потребителей получают электроэнергию от централизованного источника — энергосистемы. При этих условиях основой системы являются электрические сети. Систему сельского электроснабжения необходимо спроектировать таким образом, чтобы она имела наилучшие технико — экономические показатели, то есть чтобы при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемые надёжность электроснабжения и качество электроэнергии.

В данном проекте рассмотрен один из способов повышения энергоэффективности производства и распределения электрической энергии, путем внедрения установок компенсации реактивной мощности. Применение данных установок позволит снизить затраты на электроэнергию, увеличить качество электроэнергии.

1.1 Производственная характеристика объекта проектирования

1.1.1 Историкогеографическая характеристика объекта Каждый город, район, село имеет свои географические особенности, историю. И все они по своему замечательны: в них есть, что любить и чем гордиться. ООО «Большепесчанское» находится на территории Называевского района который расположен в глубине ИшимоИртышского междуречья, в лесостепной зоне Ишимской равнины и занимает площадь 5,9 тысяч км. На севере Называевский район граничит с Крутинским, а на северо-востоке с Тюкалинским районами Омской области. На юге соседями называевцев являются Исилькульский и Москаленский, а на востоке — Любинский районы Омской области. На северо — западе нашим соседом является Тюменская область. На территории Называевского района находится самый западный населенный пункт Омской области — д. Ветлинка. И наконец, с 1991 года наш район стал пограничным и нашим соседом является суверенный Казахстан.

Административный центр района — город Называевск. Он почти равноудален от границ района и, следовательно, близок к его географическому центру. Через Называевск проходит одна из важнейших ветвей Транссибирской магистрали — железная дорога Екатеринбург — Тюмень — Омск. Она делит район на две относительно равные части: северовосточную и югозападную. Территория Называевского района представляет собой низменную равнину с неглубокими блюдцеобразными понижениями, именуемыми западинами, и пологими невысокими гривными подъёмами. Характерная для района высота 125 метров над уровнем моря. Наиболее приподнята его западная часть, здесь в 6 км северозападнее д. Лебяжье, находится самая высокая точка района — 132метра над уровнем моря. В восточной части Называевского района в 4 км севернее д. Лески обозначена на топографической карте самая низкая его точка, имеющая отметку 120 м над уровнем моря. Таким образом, разница между максимальной и минимальной высотами района составляет 12 м. Пологие берега озёр и болот, незначительность высоты гривных подъёмов делают почти незаметными изменения в форме рельефа.

Климат на территории Называевского района сформировался типично континентальный, характеризующийся умеренно холодной зимой и сравнительно теплым летом. Холодные арктические воздушные массы, проникающие в глубину ИшимоИртышского междуречья с севера, сухие воздушные массы из Казахстана и Средней Азии, захватывающие район с юга и влажные потоки воздуха, достигающие его пределов с запада являются здесь важнейшими климатообразующими факторами. Внутриматериковое положение района значительно смягчает действия океанических воздушных масс.

Для Называевского района характерны периоды увлажнения и усыхания местности, наблюдавшиеся различными исследователями на протяжении 18−20 века. На его территории расположено свыше 140 озёр, среди них наиболее крупные Бузан, Рига, Мангут, Осиново, Большое Фомихино, Гришино, Бутурлы, Песчанное, Большое Тупицыно, Калмацкое, Угловое, Притышное, Бабье, Рыбное, Большое Ялково. Большинство из многочисленных болот, среди которых Гайдуковское, Давыдовское, Орлово, Данково, Чертов Мост, Лазарево, Батареевское, Никольское, Оширово, также были озёрами. Цикличность водного режима прослеживается по всем основным водоёмам. Так на топографической карте 1989 года Давыдовское обозначено как болото. В 18−19 веке оно являлось крупным чистым озёром. В начале 20 века уровень воды в нём стал постепенно понижаться, и в 1931 году она полностью исчезла. Летом в северозападной части бывшего озера крестьяне рыли колодцы глубиной до 3 метров, но так и не увидели воды. В последующие годы вода вновь появилась и медленно прибывала. Этот процесс резко ускорился в 1995;1998 годах, когда Давыдовское начало подтапливать юго-восточную окраину Называевска. Одной из проблем Называевского района является избыточное увлажнение, и как следствие подтопление населенных пунктов: с. Мангут, с. Путь Социализма, с. Муравьёвка, Ерёминская база, аул Каран-Гарал, который был почти полностью затоплен и по инициативе губернатора выстроена новая улица для пожелавших остаться жить в родном ауле.

В районе преобладают почвы преимущественно солонцового типа. По западинам и болотным понижениям формируются лугово-болтные и болотные почвы. Серые лесные почвы выделены в северной части района и занимают незначительную площадь. Лучшим типом почв являются лугово-чернозёмные, которые занимают площадь в 4%.

Древесная растительность Называевского района состоит из лесов колочного типа. Леса занимают площадь 21%территории района и представлены берёзой и осиной, в большей степени, в меньшейсосной и елью, кедром, дубом, тополем. Колки разделены небольшими остепнёнными лугами, поэтому создается видимость сплошного лесного массива. Подлесок образован невысокими кустарниковыми ивами, шиповником, черной смородиной. Травянистый покров в лесах состоит из вейника, костяники, майника. На открытых безлесных пространствах распространены в травостое остепненных лугов такие растения, как тысячалистник, полынь, типчак, ковыль, луговой мятлик, степная тимофеевка, клевер, чина. Своеобразны ландшафты займищ, которые представляют собой плоские пониженные пространства, покрытые зарослями высокостебельных болотных растений: камышом, рогозой, а также осокой, Иван-чаем, лютиком, сибирской ивой. Это самые молодые ландшафты лесостепи, возникающие на месте бывших озер. Исторические факты: когда в 1950;е годы в районе начался строительный бум, обратились еще к одному виду сырья-камышу. Многочисленные называевские болота и заросшие озёра богаты такой растительностью. В 1957;1959гг. в с. Жирновка был сооружен камышитовый завод. Завод выпускал камышитовые плиты. Их изготавливали из пресованного камыша и использовали для строительства стен, перегородок, потолков в жилых и хозяйственных помещениях. Первые 6 домов из камышита построили в 1958 г. в д. Стрункино. Местная пресса охарактеризовала новые дома как «уютные, прочные и долговечные». В 1959 г. Жирновский камышитовый завод начал массовый выпуск своей продукции. Несколько раньше открылся цех по производству камышитовых плит на кирпичном заводе в г. Называевске. Называевские камышитовые плиты отличались высоким качеством и занимали призовые места на областных выставках строительных материалов. Однако в 1969 г. производство камышитовых плит было свернуто, Жирновский завод и специализированный цех на называевском кирпичном заводе закрыты. В 1970;1980гг. индивидуальные застройщики использовали в основном дерево, государственные предприятия и колхозы-кирпич и железобетонные блоки.

Животный мир Называевского района разнообразен. Из хищников водится лисица. Из боровой дичитетерева, серые куропатки, белые куропатки. В лесах можно встретить колонка, горностая. Из насекомоядных водится еж обыкновенный. Очень много зайцев беляков Из копытных в районе водятся косули и лось. В результате отстрелов, здесь почти перестали водиться волки и рыси. Численность кабанов определяется всего 180-ю особями. Лоси, волки, рыси, кабаны иногда еще встречающиеся в называевских лесах, являются в основном проходящими животными, т. е. попадающие территорию района временно, в период миграции. Богаты жизнью, особенно с прилетом водоплавающей птицы, озёра и болота. Очень много чаек. Пролетают и останавливаются на кормежку кулики-бекасы, утки, гуси, белые лебеди последние выводят здесь птенцов.

1.1.2 Производственная характеристика предприятия Землеиспользование хозяйства Таблица 1

Из данной таблицы видно, что площадь земельных угодий увеличилась на 66 га. В структуре земельных угодий наибольший удельный вес занимает пашни — 32,4%. Большая площадь занята сенокосами и прочими угодьями, следовательно, в хозяйстве имеется резерв для увеличения площади под с/х угодья.

Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб. Таблица 2

Среднегодовая стоимость основных фондов увеличилась за счет увеличения землепользования.

Наличие энергомощностей, (л.с.) Таблица 3

Наличие энергомощностей в хозяйстве снижается за счёт снижения количества сельскохозяйственной техники.

Наличие крупнорогатого скота (КРС) Таблица 4

За 2009 произошло снижение поголовья, по причине очень тяжёлых, засушливых двух последних лет. Но уже с 2010 года начался медленный прирост поголовья.

Урожайность зерновых, ц/га Таблица 5

В 2009 году по сравнению с 2008 произошло резкое, почти в 2 раза, увеличение урожайности зерновых, но уже 2010 году опять наблюдается снижение.

Наличие техники, шт. Таблица 6

В хозяйстве наблюдается медленное снижение автотракторного парка. Старая техника постепенно приходит в негодность, а новую невозможно приобрести по причине её большой стоимости.

Среднегодовой удой на 1 корову, кг. Таблица 7

Как мы видим из данной таблицы, наблюдается ежегодный прирост надоев на одну фуражную голову. Причиной увеличения надоев заключается в том что, хозяйство прекратило продажу зерна и пустило основную массу зерна на фураж для скота.

Стоимость 1 ц продукции, руб. Таблица 8

Стоимость одного центнера произведённой продукции за каждый отчётный год разная. На стоимости зерна отразилось увеличение стоимости ГСМ и запасных частей для ремонта техники. А это всё естественно отложилось на стоимости молока и мяса, плюс к этому ежегодные повышения тарифа на электроэнергию.

Финансовый результат (тыс. руб.) Таблица 9

Как мы видим по результатам работы хозяйства за три последних года: убыточным для него был только 2008 год. В 2009 году хозяйство не только покрыло убытки предыдущего года, но и получило прибыль. А в 2010 году хозяйство увеличило свой доход на 87%, на этом отразилось увеличение (хотя и незначительное) посевных площадей, увеличение поголовья КРС, увеличение доли зерна в кормовом рационе скота, рациональном использовании техники и ГСМ.

1.2 Состояние электрификации объекта Электроснабжение ООО «Большепесчанское» производится от проходной подстанции 35/10 кВ «Б-Песчанка». П/ст. «Б-Песчанка» по нормальной схеме питается от двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ «Мангут». Также возможно подать напряжение по обратной схеме, от двухтрансформаторной подстанции 35/10 кВ «Князево». На подстанции имеются фидера связи, и в аварийных ситуациях возможно запитать секцию шин 10 кВ по фидерам связи 10кВ, либо от подстанции 110/10 кВ «Покровка», либо от подстанции 35/10 кВ «Кисляки». Питание производственных объектов ООО «Большепесчанское» производится по двум Вл. 10 кВ, фидеров: 2Бп и 3Бп, общей протяжённостью 5,190 км., шести трансформаторным подстанциям общей мощностью 1890 кВА и отходящих от этих подстанций, линий 0,4 кВ, общей протяжённостью в 10,160 км.

Фидер ВЛ-10 кВ 3Бп протяжённостью 2,4 км расположен в районе с. Большепесчанское введён в эксплуатацию в 1968 году. Произведена реконструкция ВЛ-10 кВ фидера 3Бп в 1991 году.

Оперативное обслуживание, эксплуатацию, ремонт ВЛ-10кВ, КТП-10/0,4, ВЛ-0,4кВ ведёт бригада Называевского РЭС, Называевского участка во главе старшего мастера Тарасова С. В., мастера участка Старовойтова В. С. электромонтёров Лещинского Г. А., Потапенко О. Г. эл. монтёра с совмещением водителя, Волкова Ю. В., Прудникова А. В., эл. монтёр с совмещением водителя Калугин В. В., эл. монтёр по обслуживанию п/ст «Князево» 35/10 Стариков С. Н. и эл. монтёр по обслуживанию п/ст «Большепесчанская» 35/10 Бугаёв М.К.

Сводная таблица обслуживаемых мощностей по фидеру 10кВ 3Бп от подстанции 35/10 «Большепесчанская»

Таблица 10

1.3 Обоснование проекта Цель дипломного проекта — совершенствование электрификации животноводческого комплекса с. Большепесчанское с установкой компенсации реактивной мощности которая снизит затраты на электроэнергию, увеличит качество электроэнергии.

На экономичность передачи электроэнергии заметное влияние оказывает наличие баланса реактивной мощности в узлах. Кроме активной мощности многие электроприемники потребляют значительное количество реактивной мощности. Основными ее потребителями являются асинхронные электродвигатели (60…65% общего пользования), трансформаторы (20.25%), воздушные электрические сети и прочие приемники до 10%. Величина реактивной мощности, потребляемой животноводческим комплексом, соизмерима с активной и может превышать ее.

При передачи реактивной мощности по проводам линий электропередач возникают дополнительные потери активной мощности и напряжения, особенно в распределительных сетях; снижается пропускная способность элементов сети и трансформаторов, увеличиваются затраты на передачу и распределение электроэнергии.

Таким образом, влияние качества электроснабжения на конечные результаты неодинаково для предприятий различного уровня, в наибольшей степени оно сказывается на крупных специализированных предприятиях. На таких предприятиях качество электроснабжения становится фактором, влияющим на эффективность сельскохозяйственного производства.

Повышение качества электроснабжения требует дополнительных затрат и направление капитальных вложений должно быть экономически оправдано. Поэтому целесообразно поочередное рассмотрение направлений повышения качества электроснабжения Обеспечение требуемого качества электроэнергии, надёжности и экономичностиосновные задачи сельского электроснабжения.

Качество электрической энергии общего назначения, т. е. для основного варианта сельского электроснабжения, определяют стабильностью и уровнями частоты тока и напряжения у потребителей, а также степенью несимметрии и несинусоидальности (искажение формы кривой по сравнению с синусоидной) напряжений.

Изменение частоты в небольших пределах практически не нарушает работу большинства электроприёмников. Нормы качества электрической энергии регламентирует ГОСТ 13 109–97.

В соответствии с ГОСТом для номинальной частоты 50 Гц отклонения частоты тока в нормальном режиме, т. е. не менее 95% времени суток, не должны превышать 0,1 Гц.

Следует отметить, что поддержание частоты в требуемых пределах практически не относится к основным задачам сельского электроснабжения, так как система обеспечивает в первую очередь распределение, а не производство электроэнергии.

Важная задача сельского электроснабжения — поддержание требуемых уровней напряжения у потребителей. Изменение напряжения, особенно сверх допустимого значения, оказывает значительное влияние на работу потребителей. В результате снижения напряжения падает мощность и следовательно, ухудшается работа электроприёмников. Повышение напряжения также вредно влияет на работу последних, уменьшая в большинстве случаев срок их службы.

В соответствии с ГОСТом предусматривают следующие нормы для отклонения напряжения у потребителей в нормальном режиме, т. е. не менее 95% времени суток отклонение напряжения в пределах 5% номинального.

Для поддержания требуемых уровней напряжения у потребителей используют специальные устройства для регулирования напряжения.

На работу потребителей также влияют несимметрия напряжения. Несимметрия напряжения наблюдается в первую очередь в сельских электрических сетях напряжением 0,38/0,22 кВ, где преобладает однофазная нагрузка. В этих сетях даже нормальные режимы часто несимметричны.

Для уменьшения влияния несимметрии нагрузок на качество напряжения необходимо обеспечить по возможности симметричное распределение однофазных приемников по фазам и включение более мощных из этих приёмников на линейное напряжение. Этому способствует также увеличение сечения проводов, и в первую очередь нулевого провода. В результате уменьшаются сопротивление и ток нулевой последовательности.

В соответствии с ГОСТом на зажимах электроприёмников значение коэффициента несинусоидальности напряжения длительно допускается в пределах до 5%

В связи с серьезными количественными и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии значительно возросла актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения. Это связано с появлением в первую очередь животноводческих комплексов.

В соответствии с ПУЭ все электроприёмники делят на три категории в отношении обеспечения надежности электроснабжения.

К I категории относят электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак и т. д.

Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться электроэненргией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении этих электроприёмников допускается только на время автоматического восстановления питания.

Ко II категории относят электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовым недоотпускам продукции, простоям рабочих механизмов, нарушению нормальной деятельности электрооборудования.

Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух источников питания. При нарушении электроснабжения от одного из них допустимы перерывы в подаче электроэнергии на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. Допускается питание электроприемников второй категории по одной линии, и одного трансформатора, если возможны проведение аварийного ремонта линии или повредившегося трансформатора за время не более одних суток.

К III категории относят все остальные электроприёмники. Для них электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы в электроснабжении не превышают одни сутки.

Для повышения надёжности электроснабжения могут быть использованы различные средства. Это связано, с одной стороны, с получением экономического эффекта, в первую очередь за счет уменьшения ущерба от перерывов в электроснабжении, с другой — дополнительными затратами на сами средства. Поэтому повышение надёжности элеатроснабжения наиболее целесообразно до определенного уровня, при котором достигается максимальный экономический эффект учётом обеих составляющих.

Различные средства и мероприятия по повышению надежности можно разделить на две группы: организационнотехнические и технические.

К организационно — техническим мероприятиям относят следующие:

1. Повышение требований к эксплуатационному персоналу, в том числе трудовой и производственной дисциплине, а также повышение квалификации.

2. Рациональная организация текущих капитальных ремонтов и профилактических испытаний, в том числе совершенствование планирования ремонтов, механизация ремонтных работ, ремонт линий под напряжением.

В сельских электрических сетях линии под напряжением практически не ремонтируются. Это объясняется меньшей эффективностью ремонта под напряжением в сельских распределительных сетях чем, например, в сетях более высоких напряжений, и недостаточной квалификацией обслуживающего персонала. Однако следует предполагать, что в дальнейшем такой ремонт найдет применение и в сельских электрических сетях.

К техническим средствам по повышению надёжности относят следующие:

1. Повышение надёжности отдельных элементов сетей, в том числе опор, проводов, изоляторов, различного линейного и подстанционного оборудования.

2. Сокращение радиуса действия электрических сетей. Воздушные линии электропередач — наиболее повреждаемые элементы системы сельского электроснабжения. Число повреждений растет примерно пропорционально увеличению длины линий.

В системе сельского электроснабжения проведена значительная работа по разукрупнению трансформаторных подстанций и сокращению радиуса действия сетей, который для линий напряжением 10 кВ должен быть повсеместно снижен до 15 км, а в дальнейшем примерно до 7 км, как это принято во многих зарубежных странах.

3. Применение подземных кабельных сетей. Они имеют значительные преимущества перед воздушными линиями. Они короче воздушных, так как их можно прокладывать по кратчайшему расстоянию. Высокая надежность. Число аварийных отключений снижается в 8…10 раз. Однако ликвидация аварий на кабельных линиях при современном уровне эксплуатации примерно в три раза больше, так как сложнее найти место повреждения и приходится проводить земляные работы по вскрытию траншеи.

Особенно существенно, что капиталовложения на кабельные линии при прокладке оказываются практически одинаковыми по сравнению с капиталовложениями на воздушные.

Благодаря этим преимуществам кабельные линии напряжением 10 кВ весьма перспективны для развития сельских электрических сетей и в будущем по мере роста выпуска кабеля все большее число линий будут кабельными, а воздушные линии 0,38 кВ будут выполняться с использованием СИП.

4. Сетевое и местное резервирование. Сельские электрические сети работают в основном в разомкнутом режиме, т. е. они обеспечивают одностороннее питание потребителей. В качестве резервного питания может быть использована вторая линия электропередачи от другой подстанции. Такое резервирование называют сетевым. Более независимым источником служит резервная электростанция (местное резервирование).

5. Автоматизация сельских сетей, в том числе совершенствование релейной защиты, использование автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР), автоматического секционирования, автоматического контроля ненормальных и аварийных режимов работы.

Следует отметить, что максимальный эффект от повышения надёжности электроснабжения может быть получен при комплексном использовании различных мероприятий и средств

Большое значение имеет и снижение потерь электроэнергии и ее рациональное использование. Повышение экономичности электроснабжения сельского хозяйства — большая комплексная задача. С ней тесно связаны задачи улучшения качества электроэнергии и надёжности электроснабжения. В результате проведения ранее рассмотренных мероприятий в большинстве случаев одновременно растет экономичность электроснабжения.

Все электроустановки, составляющие систему электроснабжения, в том числе электрические линии и трансформаторы, характеризуются активным сопротивлением. Поэтому при передаче, распределении и преобразовании электрической энергии происходят её потери. Подавляющая часть потерь энергии в сельских сетях приходится на электрические линии и трансформаторы, и обычно в практических расчётах учитывают потери только в этих элементах сетей. По мере роста нагрузок и присоединений к электрической сети новых потребителей в ней возрастают потери электрической энергии.

Различают организационные мероприятия по снижению потерь, совершенствованию систем учёта электроэнергии, и технические.

К основным организационным мероприятиям относят:

— выбор оптимальных мест центров нагрузок;

— поддержание оптимальных уровней напряжения на шинах 10 кВ, на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ и на шинах 0,38 кВ;

— отключение одного из трансформаторов в режимах малых нагрузок на двухтрансформаторных подстанциях, а также трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой;

— выравнивание нагрузок фаз в сетях напряжением 0,38 кВ ;

— сокращение сроков ремонта и технического обслуживания линий, трансформаторов и распределительных устройств;

— снижение расхода энергии на собственные нужды подстанции.

Организационные мероприятия, а также мероприятия по совершенствованию систем учёта электроэнергии, как правило, не требуют значительных затрат, и поэтому проводить их всегда целесообразно.

Иначе обстоит дело с техническими мероприятиями, связанными с дополнительными капитальными вложениями.

К основным техническим мероприятиям относят:

— установку в сетях статических конденсаторов, в том числе батарей с автоматическим регулированием мощности;

— установку на РТП 110…35/10 кВ трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);

— замену недогруженных и перегруженных трансформаторов на потребительских ТП;

— повышение пропускной способности сетей путем строительства новых линий и подстанций;

— замену проводов на перегруженных линиях, в том числе ответвлений от воздушной линии напряжением 0,38 кВ к зданиям;

— перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение.

Наиболее эффективное из этих мероприятий — компенсация реактивной мощности с помощью статических конденсаторов.

Пропускную способность сетей повышают путем строительства в процессе развития сети по специальным проектам.

При этом под новым строительством подразумевают сооружение новых линий электропередачи и подстанций, под расширениемустановку на однотрансформаторных подстанциях второго трансформатора с соответствующим оборудованием, под реконструкцией — замену проводов линий электропередачи, перевод сетей с напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ, замену трансформаторов, установку средств компенсации реактивной мощности, секционирования, автоматизации, и т. п.

В данном дипломном проекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми токопроводящими жилами с изоляцией. Применение таких изолированных проводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требований к устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширении существующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлять подвесную линейносцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимость проекта. Также можно перечислить следующие преимущества СИП:

— провода защищены от схлестывания;

— на таких проводах практически не образуется гололёда;

— исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

— существенно уменьшены габариты линии и требования к просеке при прокладке и в процессе эксплуатации;

— простота монтажных работ и уменьшение их сроков;

— высокая механическая прочность проводов;

— пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении короткого замыкания (КЗ) при схлестывании;

Сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже голых). При этом значительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%);

— возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;

— снижение энергопотерь в линиях электропередач за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым».

Таким образом, реконструкция действующих электрических сетей связана в первую очередь с изменениями электрических параметров линий и подстанций при частичном или полном сохранении строительной части объектов, а также с установкой дополнительных аппаратов и оборудования. Реконструкция позволяет повысить пропускную способность действующих сетей, надёжность электроснабжения и качества электроэнергии у потребителей.

При рациональном использовании электроэнергии предполагают прежде всего улучшение работы ее приёмников. Технико — экономические расчёты нужно выполнять для всей системы электроснабжения, т. е. её производства, распределения и применения. Экономический эффект должен быть определён в масштабе всей энергосистемы, но не отдельного хозяйства.

Важное значение имеет нормирование расхода электроэнергии, т. е. установление норм удельного расхода При наличии научно обоснованных норм и их выполнение обеспечивается существенная экономия электроэнергии По мере изменения технологического процесса, повышения квалификации персонала, установка более совершенного оборудования нормы необходимо систематически пересматривать.

Удельные нормы расхода электроэнергии, полученные при расчёте, обязательно должны быть проверены для данного объекта путём замера расхода электроэнергии в нём в течении определенного срока (год, сезон работы) и при условии нормальной эксплуатации объекта.

2. Расчетно-технологическая часть

2.1 Определение расчетных нагрузок Расчетно — технологическая часть предназначена для определения расчетных нагрузок проектируемой воздушной линии 0,38 кВ, сделать расчёт мощности ТП и её местоположение от которой предусматривается питать электроэнергией животноводческий комплекс. Выбрать провода для проектируемой линии 0,38 кВ, проверить линию 0,38 кВ на потерю напряжения и выбрать аппараты защиты для этой линии.

Таблица 11

2.2 Выбор местоположения подстанции Определяем центр нагрузок. Центр нагрузок можно определить тем же способом, которым находят центр тяжести фигуры, используя аналогию между массами и электрическими нагрузками населенных пунктов и других потребителей в зоне электроснабжения от проектируемой подстанции. Координаты расчетного центра нагрузок х и у определяют по формулам:

y

гдеS расчетная мощность подстанции, кВ, А проекции соответственно на осях

сумма расчетных мощностей всех потребителей Начало координат и координатные оси выбирают произвольно Графическая схема определения центра нагрузок от КТП 3БП-4

X=1,2*20+2,2*86,4+6,2*20+6,5*18+6,8*20+7,1*18+8,3*4+9,3*4/

20+86,4+20+18+20+18+4+4=4,14;

Y =3,2*4+4*18+7*4+7,5*18+7,7*86,4+8,5*20+9,8*20+10*20/

20+18+20+86,4+20+18+4+4=7,76;

Координата х=4,14;

Координата у=7,76;

2.3 Электрический расчет сети 0,38кВ При определении электрических нагрузок проектируемых трансформаторных подстанций и электрических линий должны быть учтены все потребители электроэнергии, расположенные в зоне электроснабжения проектируемой электроустановки независимо от их ведомственной принадлежности.

Зону электроснабжения определяют путем технико-экономических расчетов. Электрические нагрузки определяют по результатам технико экономического обследования потребителей электроэнергии с учетом перспективного развития.

Нагрузки на вводах к потребителям электрической энергии.

Фидер № 1.

Рис. 1

4 15 кВт

3 11 111 115 кВт

ктп 12 кВт

1 6 7 4 кВт Дневной максимум: коровник 2шт-15кВт; телятник-12кВт; скважина 4кВТ;

Участок 3−4(коровник) Активная нагрузка участка 3−4 Рд=15кВт;

Полная мощность участка 3−4 Sд=15/0,7=21,4кВА;

Участок 3−5(коровник);

Активная нагрузка участка 3−5 Рд=15кВт;

Полная мощность участка 3−5 Sд == 15/0,7=21,4кВА;

Нагрузку участков 3−4 и 3−5 определяем с учетом коэффициента одновременности k (принимаем по таблице 15.5; Л-2);

Участок 1−3

Активная нагрузка участка 1−3 Рд=k (Рд3−4+Рд3−5);

Рд1−3=0,85(15+15)=25,5кВт;

Полная мощность участка1−3 Sд1−3=k (Рд3−4/+Рд3−5/=

0,85(15/0,7+15/0,7)=36,38кВА;

Коэффициент мощности участка 1−3 определяем по формуле

=Рд1−3/Sд1−3=25,5/36,38=0,700;

Участок 6−7(скважина);

Активная нагрузка участка 6−7 Рд=4кВт;

Полная мощность участка 6−7 Sд=Рд/=4/0,8=5кВА;

Участок 1−6

Активная нагрузка участка 1−6 Рд=k (Рд6+Рд6−7)=0,85(12+4)=13,6кВт;

Полная мощность участка 1−6 Sд1−6=k (Рд6/+Рд6−7/=

0,85(12/0,7+4/0,8)=18,78 кВА;

Коэффициент мощности участка 1−6 определяем по формуле

=Рд1−6/Sд1−6=13,6/18,78=0,724;

Участок ТП-1

Активная нагрузка участка ТП-1 Рд тп-1=k (Рд1−6+Рд1−3);

Рд тп-1=0,85(13,6+25,5)=33,2кВт;

Полная мощность участка ТП-1 Sд тп-1=k (Рд1−6/+Рд1−3/=

0,85(13,6/0,742+25,5/0,700)=0,85(18,78+36,42)=46,92кВА;

Коэффициент мощности участка ТП-1 определяем по формуле

=Рд тп-1/Sд тп-1=33,2/46,92=0,707;

Фидер № 1.

Рис. 2

4 8 кВт

3 1 111 118 кВт

ктп 7 кВт 4 кВт

1 6 7

Вечерний максимум: коровник 2шт-8кВт; телятник-7кВТ; скважина-4кВт;

Участок 3−4 (коровник) Активная нагрузка участка 3−4 Рв = 8кВт;

Полная мощность участка 3−4 Sв = Рв/=8/0,75 = 10,6кВА;

Участок 3−5 (коровник) Активная нагрузка участка 3−5 Рв = 8кВт;

Полная мощность участка 3−5 Sв =Рв/=8/0,75 = 10,6кВА;

Участок 1−3

Активная нагрузка участка 1−3 Рв=k (Рв3−4+Рв3−5)=0,85(8+8)=13,6кВт;

Полная мощность участка 1−3 Sв1−3=k (Рв3−4/+Рв3−5/=

0,85(8/0,75+8/0,75) = 18,02кВА;

Коэффициент мощности равен: = Рв1−3/Sв1−3 = 13,6/18,02 =0,754;

Участок 6−7 (скважина) Активная нагрузка участка 6−7 Рв=4кВт;

Полная мощность участка 6−7 Sв=Рв/=4/0,8 = 5кВА;

Участок 1−6 (скважина, телятник)

Активная нагрузка участка 1−6 Рв1−6=k (Рв6−7+Рв6)=0,85(7+4)=9,35кВт;

Полная мощность участка 1−6 Sв1−6 = k (Рв6 /+Рв6−7 /)=

0,85(7 / 0,75 + 4 / 0,8) = 12,15 кВА;

Коэффициент мощности участка 1−6 определяем по формуле:

=Рв1−6 / S1−6 = 9,35 / 12,15 = 0,769;

Участок ТП-1

Активная нагрузка участка ТП-1 Рв тп-1=k (Рв1−6 + Рв1−3);

Рв тп-1=0,85 (9,35 + 13,6)= 19,5кВт;

Полная мощность участка ТП-1 Sв тп-1= k (Рв1−6 /+ Рв1−3 / = 0,85(9,35 / 0,769+13,6 / 0,754)=0,85(12,15+18,02)=25,64кВА;

Коэффициент мощности участка ТП-1 определяем по формуле

=Рв тп-1/ Sв тп-1= 19,5 / 25,64 = 0,760;

Фидер № 2.

Рис. 3

15 кВт 20 19 18

2 1 ктп

48 кВт 3

12 кВт

6 15

14 4 кВт

8 9 10 11 13

Дневной максимум: кормоцех-48кВт; коровник-15кВт; телятник—12кВт; скважина-4кВт;

Участок 11−13 (скважина) Активная нагрузка участка11−13 Рд=4кВт;

Полная мощность участка 11−13 Sд=Рд/=4 / 0,8 = 5кВА;

Участок 11−15 (телятник) Активная нагрузка участка 11−15 Рд=12кВт;

Полная мощность участка 11−15 Sд = Рд /=12 / 0,7 = 17,1кВА;

Участок 1;3−11(скважина, телятник);

Активная нагрузка участка 1;3−11 Рд=k (Рд11−13 + Рд11−15);

Рд 1;3−11 = 0,85(4+12) = 13,6кВт;

Полная мощность участка 1;3−11 Sд=k (Рд11−13 /+Рд11−15 /=

0,85(4 / 0,8 + 12 / 0,7) =18,78кВА;

Коэффициент мощности участка1;3−11 определяем по формуле:

= Рд1;11−13 / Sд1;11−13 =13,6/18,78 = 0,724;

Участок 1;16−20 (коровник) Активная нагрузка участка 1;16−20 Рд1;16−20=15кВт;

Полная мощность участка 1;16−20 Sд 1;16−20 = Рд / =15/0,7=21,4кВА;

Участок 1−2 (кормоце)

Активная нагрузка участка 1−2 Рд=48кВт;

Полная мощность участка 1−2 Sд=Рд /= 48 / 0,7 = 68,5кВА;

Участок ТП-1

Активная нагрузка участка ТП-1 Рд тп-1=k (Рд1;3−11+Рд1;16−20+Рд1−2);

Рд тп-1=0,8 (13,6+15+48) = 61,8кВТ;

Полная мощность участка ТП-1 Sд тп-1 = k (Рд 1;3−11 /+ Рд 1;16−20 / + +Рд1−2 /=0,8 (13,6/0,724+15/0,7+48/0,7)=86,9кВА;

Коэффициент мощности участка ТП-1 определяем по формуле:

= Рд тп-1 / Sд тп-1 =61,8/86,9= 0,711

Фидер № 2

Рис.4

8 кВт 20 19 18

2 1 ктп

27 кВт 3

7 кВт

6 15

14 4 кВт

8 9 10 11 13

Вечерний максимум: кормоцех — 27кВт; коровник- 8кВТ; телятник-7кВт; скважина — 4кВт;

Участок 11−13 (скважина) Активная нагрузка участка 11−13 Рв=4кВт;

Полная мощность участка 11−13 Sв=Рв/=4/0,8 = 5кВА;

Участок 11−15 (телятник) Активная нагрузка участка 11−15 Рв=7кВт;

Полная мощность участка 11−15 Sв=Рв/ =7 / 0,75 =9,3кВА;

участок1;3−11 (скважина, телятник)

Активная нагрузка участка 1;3−11 Рв=k (Рв11−13+Рв11−15)=0.85(4+7)=9,35кВт;

Полная мощность участка 1;3−11 Sв =k (Рв 11−13 /+ Рв 11−15 /)=

0,85(4/ 0,8+7/0,75) = 12,15кВА Коэффициент мощности участка 1;3−11 определяем по формуле

=Рв1;3−11/Sв1;3−11=9,35/12,15=0,769;

Участок 1;16−20 (коровник)

Активная нагрузка участка 1;16−20 Рв=8кВт;

Полная мощность участка 1;16−20 Sв=Рв / =8/0,75 = 10,6кВА;

Участок 1−2 (кормоцех) Активная нагрузка участка 1−2 Рв=27кВт;

Полная мощность участка1−2 Sв=РВ/=27/0,75 = 36кВА;

Участок ТП-1

Активная нагрузка участка ТП-1 Рв = k (Рв 1−2 + Рв 1;16−20 + Рв 1;3−11

Рв тп-1=0,8(27+8+9,35)=35,5кВт;

Полная мощность участка ТП-1 Sв тп-1= k (Рв 1−2/+Рв1;16−20/+Рв1;3 -11/=0,8(27 / 0,75+8 / 0,75+9,35 / 0,769)=0,8(36 + 10,6 + 12,15) = 47кВА;

Вечерний коэффициент мощности ТП-1:

2.4 Расчет мощности ТП Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций выбирают по расчетной мощности на шинах низшего напряжения с учетом перегрузочной способности трансформаторов и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей. На подстанциях устанавливают один или два трансформатора.

Определяем дневную расчетную мощность ТП 10/0,4 кВ.

Делим все потребители на две группы и определяем расчётную мощность каждой группы по формуле Первая группа. Кормоцех — 48 кВт, коровник — 15 кВт, коровник — 15 кВт, коровник-15 кВт Вторая группа. Телятник — 12 кВт, телятник — 12 кВт, скважина — 4 кВт, скважина — 4 кВт.

Где коэффициент одновременности принят по таблице 15,5 (Л-2).

Определяем расчетную дневную мощность на шинах 0,4 кВ ТП, суммируя расчетные мощности двух групп по таблице добавок активной мощности для суммирования нагрузок в сетях 0,4 кВ 15,7 (Л-2).

Полная расчётная дневная мощность ТП Коэффициент мощности ТП со смешанной нагрузкой в дневной максимум равен 0,80 таблица 13.1 (Л-2).

Определяем вечернюю расчетную мощность ТП 10/0,4 кВ.

Первая группа. Кормоцех — 27 кВт, коровник — 8 кВт, коровник — 8 кВт, коровник-8 кВт Вторая группа. Телятник — 7 кВт, телятник — 7 кВт, скважина — 4 кВт, скважина — 4 кВт.

Полная расчётная вечерняя мощность ТП Коэффициент мощности ТП со смешанной нагрузкой в вечерний максимум равен 0,83 таблица 13.1 (Л-2).

По большему максимуму (108,75 кВА) принимаем трансформатор ТМ 160/10 мощностью 160 кВА.

Технические данные трансформатора ТМ-160 Таблица 12

2.5 Расчет сечений проводов Провода воздушных линий электропередач нужно выбирать исходя из условия наименьших приведенных годовых затрат. Расчет ведем по мощности узлов и по эквивалентному току;

Ток нагрузки в узлах определяем по формуле:

Фидер № 1.

Где — мощность узла;

коэффициент мощности;

номинальное напряжение;

Рис. 5

0,05 0,105 0,125 0,045

ктп 12/0,7 4/0,8 15/0,7 15/0,7

расстояние до первого узла-45 метров;

расстояние до второго узла -125 метров;

расстояние до третьего узла- 105 метров расстояние до четвертого узла-50 метров;

Определяем эквивалентный ток линии по формуле Где

Определяем площадь поперечного сечения провода по формуле Где

Принимаем СИП 3

Табличное значение сопротивления провода:

ro = 1,20 Ом/км; xо=0,106 Ом/км;

Фидер № 2.

Ток нагрузки в узлах определяем по формуле:

Рис. 5

0,045 0,175 0,385 0,070

ктп 48/0,7 12/0,7 4/0,8 12/0,7

расстояние до первого узла — 45 метров;

расстояние до второго узла- 175 метров расстояние до третьего узла -70 метров расcтояние до четвертого узла -385 метров;

Определяем эквивалентный ток линии;

=33,23A;

Определяем площадь поперечного сечения провода по формуле :

Принимаем СИП 3

Табличное сопротивление провода:

ro=0,868 Ом/км; хо=0,104 Ом/км ;

2.6 Определяем потерю напряжения в линии Выбранные провода должны быть обязательно проверены на потерю напряжения, с тем чтобы отклонения напряжения у потребителей не выходили за допускаемые пределы 7,5%, а для животноводческих комплексов, птицефабрик и крупных ферм 5% номинальногою Если отклонения напряжения выйдут за пределы допускаемых, необходимо увеличить площади сечений проводов на отдельных участках или принять другие меры, уменьшающие или компенсирующие потери напряжения в электрической сети.

Фидер № 1. Потерю напряжения определяем по формуле:

;

Потеря напряжения на первом участке;

;

Потеря напряжения на втором участке;

;

Потеря напряжения на третьем участке;

;

Потеря напряжения на четвертом участке;

Определяем максимальную потерю напряжения в линии:

Определяем максимальную потерю напряжения в процентах;

Как видно из расчетов, для сельских потребителей при 100% загрузке отклонения напряжения не должно выходить за пределы -7,5%;, а при 25% нагрузке — за пределы 7,5%, а для животноводческих комплексовсоответственно -5%; и 5%.

Фидер № 2. Определяем потерю напряжения на участках;

Потеря напряжения на первом участке;

Потеря напряжения на втором участке;

Потеря напряжения на третьем участке;

Потеря напряжения на четвертом участке;

Определяем максимальные потери напряжения в линии;

Определяем максимальные потери напряжения в процентах;

Как видно из расчетов, для сельских потребителей при 100% нагрузке отклонения напряжения не должно выходить за пределы -7,5%; и при 25% нагрузке — за пределы 7,5%, а для животноводческих комплексовсоответственно -5%; и 5%.

2.7 Расчет аварийных режимов Расчет токов трехфазного К.З. методом именованных единиц.

Можно считать, что к шинам 10 кВ потребительского трансформатора ТМ100/0,4 подсоединена система неограниченной мощности. Поэтому схема замещения состоит из сопротивления трансформатора и сопротивления линии 0,38 кВ.

Фидер № 1.

Рис. 6

К2

1. Сопротивление элементов системы:

Сопротивление системы

Трансформатора ТМ 100/0,4 кВ:

— активное Ом;

— индуктивное Ом;

— полное Ом; или Ом;

Линии 0,38 кВ Фидер № 1 — активное Ом;

— индуктивное Ом;

— полное Ом;

или Ом;

Фидер № 2 — активное Ом ;

— индуктивное Ом;

полное Ом;

или Ом;

2. Сопротивление до точек К. З

— до точки К 1;

— до точки К2 ;+ + Ом;

Ом ;

3. Сила токов трехфазного К.З. в точках К1 и К2;

В точке К1:

В точке К2:

В результате расчета методом именованных единиц могут быть погрешности, так как небыли учтены сопротивления линии 10 кВ, трансформатора 35/10 .

Расчёт токов однофазного К. З. Фидер № 1.

Измерение сопротивления цепи «фаза-нуль"-это основная проверка действия системы заземления, то есть, отключения аварийного участка при замыкании на корпус.

Полное сопротивление петли «фаза-нуль» измеряют методом амперметра-вольтметра или специальными приборами МС-07, МС-08, М-417. Методом амперметра-вольтметра измерение сопротивления цепи «фаза-нуль» проводят при отключенном оборудовании. Измерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 0,5.

Определяем активное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле:

rn=(ro.н+rо.ф)+rk;

где rk=0,025 Ом/км при расстоянии линии свыше 0,25 км.

rо.н=0,720 Ом/км табличное значение;

СИП 3

rо.н=0,986 Ом/км; rо. ф=1,2 Ом/км; табличное значение.

rn=(0,986+1,2)0,325+0,025=0,735 Ом;

Определяем индуктивное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле Хп=хо; где хо=0,6 Ом/км; - индуктивное сопротивление нулевой жилы Хп = 0,6

Определяем полное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле:

Zn====0,75 Ом;

Определяем ток однофазного К.З.;

Гдесопротивление трансформатора при однофазном К.З.

Трансформатор 160 кВА сопротивление 0,487 Ом из характеристик тр-ра;

Фидер№ 2.

Определяем активное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле:

rn=(ro.н+rо.ф)+rk;

где rk=0,025 Ом/км при расстоянии линии свыше 0,25 км.

СИП 3

rо.н=0,720 Ом/км; rо. ф=0,868 Ом/км; табличное значение.

rn=(0,720+0,868)0,41+0,025=0,676 Ом;

Определяем индуктивное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле:

Хп=хо; где хо=0,6 Ом/км; - индуктивное сопротивление нулевой жилы Хп = 0,6

Определяем полное сопротивление петли «фаза-нуль» по формуле:

Zn====0,719 Ом;

Определяем ток однофазного К.З.

Гдесопротивление трансформатора при однофазном К.З.

Трансформатор 160 кВА сопротивление 0,487 Ом; из характеристик тр-ра;

2.8 Расчёт и выбор аппаратов защиты Под аппаратами защиты подразумеваются воздушные автоматические выключатели (автоматы).

Воздушные автоматические выключатели в основном предназначены для защиты электроустановок напряжением до 1000 В от коротких замыканий и перегрузок.

В некоторые типы автоматов могут быть встроены расцепители минимального напряжения, отключающие автомат при понижении напряжения в сети.

Автоматы дороже плавких предохранителей, более сложны по конструкции, имеют большие габаритные размеры. Однако ряд существенных преимуществ автоматов по сравнению с плавкими предохранителями (возможность быстрого включения после срабатывания, более стабильные характеристики, возможность выполнения некоторых типов автоматов с нулевой защитой и защитой от понижения напряжения, одновременное отключение всех трех фаз и др.) обусловил их широкое применение в электроустановках разных назначений.

В сельских электроустановках наибольшее применение получили автоматы серий АЕ-1000, АЕ-2000, АЗ700, ВА51.

Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:

Где иноминальные напряжения автомата и электроустановки;

и— номинальные токи автомата и электроустановки;

— номинальный ток теплового расцепителя автомата;

.- коэффициент надёжности, учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя, принимаются в пределах от 1,1 до 1.3;

— ток отсечки электромагнитного расцепителя;

— коэффициент надёжности, учитывающий разброс по току электромагнитного расцепителя принимаются для автоматов АП-50, АЕ-2000 и А3700 =1,25, для А3100 =1,5;

— предельный отключаемый автоматом ток (таб. 5.3 Л-2);

Определяем номинальный ток электроустановки по формуле:

Фидер№ 1

— 0,380 В;=0,707;

Определяем ток теплового расцепителя автомата по формуле:

— максимальный рабочий ток линии;

Определяем по формуле

=

Где — коэффициент загрузки =1;

= 1

= 1,2

Выбираем автоматический выключатель серии ВА51Г-31;

— 100А;

— 100А;

=14=14

Аналогично выбираем автоматический выключатель для фидера № 2;

Определяем номинальный ток электроустановки по формуле

— 0,380 В;=0,711;

Определяем ток теплового расцепителя автомата по формуле:

— максимальный рабочий ток линии;

Определяем по формуле

=

Где — коэффициент загрузки =1;

= 1

= 1,2

Выбираем автоматический выключатель серии ВА51Г-33

— 250 А;

— 200 А;

=10=10

3. Конструктивная часть

3.1 Разработка системы компенсации реактивной мощности Повышение коэффициента мощности электроустановок-важная задача, так как низкий коэффициент приводит к перерасходу металла на сооружение электрических сетей, увеличению потерь электроэнергии, недоиспользованию мощности и снижению к.п.д. первичных двигателей и генераторов электростанций и трансформаторов электрических подстанций.

Относительно низкий коэффициент мощности сельских электроустановок объясняется многими причинами (широкое использование электродвигателей сравнительно малой мощности, неполная загрузка трансформаторов, применение люминесцентных ламп в облучающих установках и для освещения и т. д.). Следует также отметить, что коэффициент мощности сельских электроустановок имеет тенденцию к снижению.

Повышение коэффициента мощности может быть осуществлено так называемыми естественным (без применения специальных устройств) и искусственным (применяют специальные устройства для компенсации реактивной мощности) способами.

Для естественного повышения коэффициента мощности характерны следующие мероприятия:

Выбор электродвигателей с номинальной мощностью, равной или близкой мощности рабочей машины, полная их загрузка и ограничение времени холостого хода;

Применение электродвигателей с более высоким коэффициентом мощности;

Переключение обмоток электродвигателя при нагрузке меньше 50% номинальной мощности с треугольника на звезду;

Отключение одного из параллельно работающих трансформаторов при значительном снижении нагрузки.

Если все эти методы не дают нужного эффекта, то прибегают к искусственным способам повышения коэффициента мощности.

Для сельских электроустановок наиболее приемлемый способ повышения коэффициента мощности — это компенсация реактивной мощности при помощи статических конденсаторов. Статические конденсаторы имеют очень малые потери мощности (0,3…1%), бесшумны в работе, износоустойчивы, просты и удобны в эксплуатации. Кроме того, статические конденсаторы могут быть подобраны на малые мощности, что особенно важно для сельских электроустановок.

В настоящее время для компенсации реактивной мощности широкое применение получили конденсаторные установки КРМ (УКРМ58,УККРМ, АКУ), обладающие рядом преимуществ перед другими устройствами компенсации реактивной мощности:

— Малые потери активной мощности;

— Отсутствие вращающихся частей, подверженных механическому износу:

— Невысокие капиталовложения и затраты при эксплуатации;

— Отсутствие шума во время работы; Простота в монтаже и эксплуатации;

Правильная компенсация реактивной мощности позволяет:

— Снизить общие расходы на электроэнергию;

— Уменьшить нагрузку элементов распределительной сети, тем самым продлевая их срок службы;

— Снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;

— Подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз ;

— Добиться большей надёжности и экономичности распределительных сетей.

Кроме того в существующих сетях :

— Исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки ;

— Снизить расходы на ремонт и обновление парка электрооборудования;

— Увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости;

— Обеспечить получение информации о параметрах и состоянии сети, во вновь создаваемых сетях — уменьшить мощность подстанций и сечения кабельных и воздушных линий, что снизит их стоимость.

Итак, что такое реактивная мощность:

— Потери в проводниках вследствие увеличения тока;

— Низкая пропускная способность сети;

— Повышенные требования к распределительному оборудованию;

— Сокращенный срок службы распределительного оборудования;

— Режим работы сети не соответствует требованиями стандартам норм качества электроэнергии.

— Основным средством компенсации реактивной мощности являются конденсаторные установки.

— Выбор оборудования для компенсации реактивной мощности зависит от типа подключенного к сити оборудования.

Компенсация реактивной мощности может быть индивидуальной (местной) и централизованной (общей). В первом случае параллельно нагрузке подключают один или несколько (батарею) косинусных конденсаторов, вовтором некоторое количество конденсаторов (батарей) подключается к главному распределительному щиту.

Индивидуальная компенсация — самый простой и наиболее дешёвый способ компенсации реактивной мощности. Число конденсаторов соответствует числу нагрузок и каждый конденсатор расположен непосредственно у соответствующей нагрузки (рядом с двигателем и т. п.). Такая компенсация хороша только для постоянных нагрузок, то есть там, где реактивная мощность каждой из нагрузок с течением времени меняется незначительно и для ее компенсации не требуется изменения номиналов подключенных батарей. Из-за неизменного уровня реактивной мощности ее называют — нерегулируемой.

крм крм

м м Рис.7

Централизованная компенсация-компенсация реактивной мощности с помощью одной регулируемой установки КРМ (УКРМ-58) подключенной к главному распределительному щиту. Применяется в системах с большим количеством потребителей (нагрузок), имеющих большой разброс коэффициента мощности в течение суток, то есть для переменной нагрузки. В таких системах индивидуальная компенсация неприемлема, так как, во-первых, становится слишком дорогостоящей, и, вовторых, возникает вероятность перекомпенсации (появление в сети перенапряжения). В случае централизованной компенсации конденсаторная установка оснащается специальным контролером (автоматическим регулятором реактивной мощности) и коммутационно-защитной аппаратурой (контакторами и предохранителями). При отклонении значения коэффициента мощности от заданного значения контролер подключает или отключает определённые конденсаторные батареи (компенсация осуществляется ступенчато). Таким образом, контроль осуществляется автоматически, а мощность подключенных конденсаторов соответствует потребляемой в данный конкретный момент времени реактивной мощности, что исключает генерацию реактивной мощности в сеть и появление в сети перенапряжения.

Рис. 8

крм

м м м Принцип такой компенсации с параллельно включаемыми конденсаторами заключается в следующем.

Часть мощности, передоваемой по линии, а именно реактивной, не расходуется на теплоту или механическую работу, а является лишь мерой энергии, которой обмениваются магнитные поля источника и приемника. Однако ток, соответствующей реактивной мощности, протекая по линии передачи, вызывает в ней потери мощности и напряжения.

Реактивный ток и следовательно, ток линии можно уменьшить, подключив параллельно приемнику ёмкость, в которой будет протекать ёмкостный ток направленный противоположно реактивному току. Тогда в линии будет протекать уже меньший суммарный ток.

При этом коэффициент мощности увеличится, коэффициент реактивной мощности уменьшится, потери мощности и напряжения также уменьшатся.

Для обеспечения наивысшей экономической эффективности мощность конденсаторных батарей в сетях напряжением 0,38 кВ нужно выбирать такой, чтобы в часы максимума реактивной нагрузки коэффициент мощности у потребителей был не менее 0,95. При этом коэффициент реактивной мощности не должен превышать 0,33

Расчет необходимой мощности установки КРМ-0,4 (УКМ-58).

При выборе конденсаторной установки КРМ-0,4 (УКМ-58) требуемая суммарная мощность конденсаторных батарей определяется, исходя из формулы

Qc=P

где Рпотребляемая активная мощность; (tg (ф1) — tg (ф2)) определяется, исходя из значений, коэффициента мощности до установки компенсирующих устройств т. е. действующий коэффициент мощности, и коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств т. е. желаемый коэффициент мощности; Qcтребуемая емкостная мощность.

Таким образом, формулу можно записать в следующем виде:

Qc=Pk;

Где kкоэффициент, получаемый из таблицы в соответствии со значениями коэффициентов мощности .

Таблица определения реактивной мощности конденсаторной установки Таблица 13

Отсюда определяем требуемую мощность конденсаторной установки:

Активная мощность электроусрановки-108,75кВт;

Действующий

Требуемый (желаемый)

Определяем из таблицы значение коэффициента k=0,73;

Следовательно требуемая мощность конденсаторной установки КРМ-0,4

Qc=108,7579,4 кВАр.

Следует отметить, что обычно не рекомендуется компенсировать реактивную мощность полностью (до), так как при этом возможна перекомпенсация. Обычно стараются достигнуть значения Выбираем конденсаторную установку КРМ-0,4 (аналог УКМ-58, УККРМ, АКУ):

КРМ-0,4−75−7,5УЗ;

КРМкомпенсатор реактивной мощности;

0,4- номинальное напряжение, кВ;

75- номинальная мощность установки, кВАр;

7,5- шаг (точность) регулирования, кВАр УЗклиматическое исполнение и категория размещения по ГОСТ (умереннохолодный климат).

Расчёт экономического эффекта от установки КРМ Реактивная мощность определяется по формуле :

Где полная мощность электроустановки =108,75 кВа;

активная мощность электроустановки = 87 кВа; отсюда :

=

Оплата за реактивную мощность за час ;

;

Где — коэффициент потерь реактивной энергии равный 0,08−0,12;

Оплата за электроэнергию за кВт час= 2,50 рублей;

Оплата за реактивную мощность за месяц руб/мес Идем по пути компенсации реактивной мощности то после замены коэффициента мощности на 0,96 получаем кВт Реактивная мощность после компенсации кВАр Оплата за реактивную мощность за час Оплата за реактивную мощность за месяц руб/мес Доля оплаты за реактивную энергию может составлять от 12% до 45% от стоимости активной энергии.

Срок окупаемости конденсаторной установки оцениваем следующим образом Где — стоимость установки компенсации реактивной мощности =32 125 рублей;

оплата за реактивную мощность до компенсации за месяц =11 340 рублей;

оплата за реактивную мощность после компенсации за месяц = 4860 рублей;

Как видим из расчётов срок окупаемости установки компенсации реактивной мощности пять месяцев.

Расчет экономического эффекта показывает, что применение в электросетях установок компенсации реактивной мощности (КРМ) позволяет обеспечить значительную экономию денежных средств на оплату электроэнергии при низком сроке окупаемости капитальных вложений.

энергоснабжение установка реактивный мощность животноводческий

4. Охрана труда и техника безопасности

4.1 Охрана труда Охрана труда — это система законодательных актов и соответствующих им социально — экономических, организационных, технических. Санитарно — гигиенических и лечебно — профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда (ГОСТ 12.0.002 — 2003 ССБТ «Термины и определения»).

Техника безопасности — система организационных и технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов.

Производственная санитария — система организационных, гигиенических и санитарно — технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих вредных производственных факторов.

Гигиена труда — медицинская наука, изучающая воздействие окружающей производственной среды, характера трудовой деятельности на организм работающего. Разработка санитарно — гигиенических нормативов и практических мероприятий, устранение неблагоприятных производственных факторов, предупреждение или ослабление их влияния на организм человека являются основными задачами гигиены труда.

Обеспечение здоровых и безопасных условий труда является одной из главных предпосылок производительности труда.

В ходе развития промышленности в нашей стране создаются все условия для ликвидации производственного травматизма и заболеваемости.

Для дальнейшего улучшения условий труда и техники безопасности на действующих предприятиях собственником выделяются большие средства на оздоровление условий труда, приобретение спецодежды и технических средств, на повышение технических знаний и производственной квалификации рабочих.

Основная цель улучшения условий труда — достижение социального эффекта, т. е. обеспечение безопасности труда, сохранение жизни и здоровья работающих, сокращение количества несчастных случаев и заболеваний на производстве.

Улучшение условий труда дает и экономические результаты: рост прибыли (в связи с повышением производительности труда); сокращение затрат, связанных с компенсациями за работу с вредными и тяжёлыми условиями труда; уменьшение потерь, связанных с травматизмом, профессиональной заболеваемостью; уменьшением текучести кадров и т. д.

Одной из важных гарантий обеспечения охраны труда на производстве есть надзор и контроль за соблюдением законодательства о труде.

Охрана труда включает в себя решение следующих основных задач:

— обучение работающих безопасности труда и пропаганду вопросов охраны труда;

— обеспечение безопасности производственного оборудования;

— обеспечение безопасности зданий и сооружений;

— обеспечение безопасности производственных процессов;

— обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты;

— нормализация санитарно — гигиенических условий;

— создание оптимальных условий труда и отдыха работающих;

Функциями охраны труда являются исследования санитарии и гигиены труда, проведение мероприятий по снижению влияния вредных факторов на организм работников в процессе труда. Основным методом охраны труда является использование техники безопасности. При этом решаются две основные задачи: создание машин и инструментов, при работе с которыми исключена опасность для человека, и разработка специальных средств защиты, обеспечивающих безопасность человека в процессе труда, а также проводится обучение работающих безопасным приемам труда и использования средств защиты, создаются условия для безопасной работы.

Охрана труда непрерывно связана с науками, а также тесно связана с задачами охраны природы. Все эти мероприятия способствуют обеспечению нормальных условий работы и обитания человека.

4.2 Электробезопасность Электробезопасность — система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества (ГОСТ 12.1.099 — 76 ССБТ «Электробезопасность. Термины и определения»).

Все электроустановки должны находиться в технически исправном состоянии, для обеспечения безопасных условий труда обслуживающий персонал должен быть обеспечен основными и дополнительными средствами защиты, исправным электроинструментом, а также средствами оказания первой помощи пострадавшему.

К проведению работ в электроустановках допускаются лица не моложе 18 лет с соответствующей группой допуска и прошедшие инструктаж на рабочем месте. Проведение работ оформляется нарядом — допуском, в котором указывается: лица ответственные за безопасное проведение работ, характер производимых работ, время начала и окончания работы.

При техническом обслуживании и ремонте должно быть отключено необходимое оборудование и наложено защитное заземление, вывешены запрещающие плакаты. При работах под напряжением или частично снятым напряжением допускается применять электроинструмент прошедший проверку на техническую исправность с обязательным испытанием изоляции.

При монтаже, демонтаже проводов и опор линии электропередачи особое внимание должно уделяться наличию напряжения в линии, а также степени изношенности самой линии. Работа на высоте проводится после проверки на загнивание и устойчивость опор. При невозможности поднятия на опору необходимо использовать раскрепляющее устройство или спецтехнику.

Обслуживающий персонал должен иметь профессиональную подготовку, постоянно подтверждать и повышать свою квалификацию, строго соблюдать правила техники безопасности, исключать ошибочные действия при проведении работ, тем самым снижая риск поражения электрическим током. При возникновении внештатных ситуаций, поражением электрическим током персонал должен уметь своевременно оказать первую доврачебную медицинскую помощь пострадавшему до приезда медицинских работников.

4.3 Пожарная безопасность Пожарная безопасность — состояние объекта, при котором исключается возможность пожара, а в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов и обеспечивается защита материальных ценностей.

Пожарная безопасность энергетических предприятий обеспечивается путем проведения организационных, технических и других мероприятий направленных на предупреждение пожаров, уменьшения негативных последствий, создания условий для быстрого вызова пожарных подразделений и успешного гашения пожара.

Энергопредприятия должны быть оборудованы системами противопожарного водоснабжения, установками обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями нормативно — технических документов.

На каждом энергопредприятии должен быть установлен противопожарный режим и выполнены противопожарные мероприятия исходя из особенностей производства, а также совместно работниками пожарной охраны и энергопредприятия разработан оперативный план тушения пожара.

Работники энергопредприятия должны проходить противопожарный инструктаж, участвовать в противопожарных тренировках, проходить периодическую проверку знаний «Правил пожарной безопасности».

Территория подстанции должна содержаться в чистоте, очищаться от горючих отходов, Вся территория подстанции должна иметь ограждение и должна быть освещена в соответствии с нормами. Подъездные дороги должны содержаться в исправном состоянии. Запрещается применять открытый огонь на территории подстанции. Для предотвращения пожара на подстанции предполагается установка противопожарного щита. В состав противопожарного щита входят: огнетушитель, багор, лопата, топор, лом, покрывало из негорючего материала, ящик с песком. Использовать противопожарный инвентарь для других целей запрещается.

5. Экономическая часть Развитие электрификации сельскохозяйственного производства выдвигает на первый план задачу — обеспечить максимальным экономическим эффектом капитальных вложений. Экономический эффект электрификации выражается в улучшении условий труда, высвобождение рабочей силы, снижение материально — денежных затрат на выполнение работ.

Основными экономическими показателями являются первоначальные капитальные вложения и ежегодные эксплуатационные издержки.

5.1 Расчет экономической эффективности Целью технико — экономических расчетов является нахождение оптимального решения поставленной задачи путем сопоставления возможных вариантов в процессе проектирования новых и реконструкции старых объектов, путем внедрения новой технологии и техники, изобретений, и рационализаторского предложения, при принятии любого технического решения из предложенных конкурирующих вариантов.

Сравнивать варианты можно только при обеспечении ими одинакового производственного эффекта. При этом решающими являются экономические показатели, которые должны оцениваться в стоимостном выражении. Часто применяют и натуральные показатели. Это особенно важно в сравнивании вариантов, близких по стоимостным показателям. В таких случаях натуральные показатели помогают полнее выявить преимущества и недостатки сравниваемых вариантов.

К натуральным показателям относятся:

— трудовые затраты;

— материальные ресурсы;

— эксплуатационные расходы.

Вариант, имеющий наименьшие первоначальные капитальные вложения (К) и ежегодные эксплуатационные расходы ©, считается более эффективным Иногда капитальные затраты первого варианта () выше капитальных затрат второго (), а эксплуатационные расходы, наоборот, в первом варианте ниже, чем во втором В этом случае показатели эффективности является срок окупаемости дополнительных капитальных вложений Сроком окупаемости капитальных затрат принято считать время, в течении которого разность капитальных вложений для двух сравниваемых вариантов (), окупится за счет экономии средств, расходуемых на эксплуатацию более дорогой установки. Полученный срок окупаемости капитальных затрат сопоставляют с нормативными ().

Величина, обратная сроку окупаемости, называется коэффициентом эффективности капитальных вложений Р Этот коэффициент показывает долю экономии, полученной в результате осуществления мероприятия на 1 рубль капиталовложений. Для энергетики он принят равным р=0,12. Это значит, что, если расчетное значение коэффициента эффективности будет больше 0,12 мероприятие экономически оправдано, капиталовложения окупятся менее чем за 1: 0,12=8,3 года. Если же расчетный коэффициент эффективности р окажется меньше 0,12, то проводить мероприятия нецелесообразно.

В ежегодные затраты И входят амортизационные отчисления, эксплуатационные расходы, которые примерно равны до и после модернизации, а также стоимость электроэнергии С. Поэтому

соответственно стоимость электроэнергии, потребляемой в год до и после осуществления мероприятий по её экономии.

Эффективность всякой электроустановки зависит в первую очередь от числа часов её полезного использования в году: чем больше продолжительность её производительной работы, тем больший достигается эффект, тем быстрее окупятся расходы, на неё затраченные. Но при этом необходимо исключить любые потери. Эти потери в конечном счёте-бесполезно сгоревший уголь, нефть, торф, газ на электростанциях.

Во всех случаях при повышении эффективности работы электроустановок нужно строго соблюдать правила устройства электрических установок, правила их технической эксплуатации, правила техники безопасности, правила использования электрической и тепловой энергии.

Эффект от перечисленных мероприятий может быть определен по «Типовой методике определения экономической эффективности капитальных вложений». За основы расчета принимается срок окупаемости капитальных вложений Где капитальные вложения, необходимые для осуществления мероприятий по снижению потерь энергии;

текущие, ежегодные затраты до осуществления мероприятия, руб.

текущие, ежегодные затраты после осуществления мероприятия, руб.

ожидаемая экономия ежегодных затрат, получаемая в результате осуществления мероприятия, руб.

Если проектом предусмотрена реконструкция электрической сети или ее части, то расчетные капиталовложения определяют по формуле Где реконструкционные капиталовложения;

— стоимость новых производственных фондов;

— ликвидная стоимость демонтируемого оборудования;

— стоимость демонтажа, Тогда: — согласно локального сметного расчёта организации «Омск Сеть ремонт» стоимость реконструкции ВЛ-0,4 кВ от КТП 3БП-4 составила: -881 044 рубля.

Затраты на приобретение КТП с КУ (с устройством компенсации реактивной мощности) — 160 кВА составили — 200 794 рубля согласно интернет ресурса.

Затраты на приобретение (КРМ) составили — 32 125 рублей согласно интернет ресурса.

Монтаж КТП согласно сметного расчета составил — 3683 рубля.

Устройство подъездных дорог согласно сметы — 41 691 рубль.

Тогда: согласно дефектной ведомости организации «Омскэнерго» остаточная стоимость ВЛ-0,4 кВ составляет- 129 845, а остаточная стоимость КТП с трансформатором на 160 кВА составляет-22 850 рублей.

Стоимость; ВЛ-0,4кВ -71 720 руб;

Отсюда: (881 041+200794+32 125+3683+41 691) — (129 845+22850) — 71 720+5826=929 093 рубля.

Тогда срок окупаемости определяем по формуле:

Текущие ежегодные затраты до и после реконструкции определяем с учетом ТО и ТР и их периодичностью по формуле:

Где число ТО в год;

— трудоё

мкость ТО на один пролет ВЛ-0,4 кВ;

— число ТР в год;

— трудовые затраты на капитальный ремонт (амортизационные отчисления в электроустановках в процентном отношении).

Текущие годовые затраты до реконструкции согласно норм ТО и ТР составляют Среднечасовая оплата по России равна 4610/160=28,8 рубля.

Тогда текущие затраты будут: 17 242,5 28,8=496 584 рубля.

Текущие годовые затраты после реконструкции согласно норм составят Тогда текущие затраты будут: 6298,5 28,8 = 181 397 рублей.

Срок окупаемости проекта электроснабжения животноводческого комплекса будет равен Заключение В данном дипломном проекте по теме: Электроснабжение животноводческого комплекса в ООО «Большепесчанское» Называевского района Омской области с разработкой системы копенсации реактивной мощности, произведён анализ историкогеографической характеристики, а также производственной характеристики объекта. Состояние электрификации. Произведено расчётно-технологическое определение нагрузок, выбрано местоположение подстанции. Сделан расчёт мощности ТП и электрический расчёт сети 0,38 кВ. По электрическим расчётам определены сечения проводов для реконструируемой линии и определены потери напряжения в них. Определены расчёты аварийных трехфазных и однофазных режимов работы и выбраны аппараты защиты.

Выполнена конструктивная часть с разработкой системы компенсации реактивной мощности.

Освещены вопросы охрана труда, электробезопасность, пожаробезопасность проекта.

Сделан полный экономический расчёт эффективности дипломного проекта.

1. Акимцев Ю. И. «Электроснабжение сельского хозяйства». Москва., изд. Колос, 1994 г.

2. Каганов И. Л. «Курсовое и дипломное проектирование». Москва., изд. ВО Агропромиздат, 1990 г.

3. Лещинская Т. Б. «Электроснабжение сельского хозяйства». Москва., изд. Колос, 2006 г.

4. Лещинская Т. Б. «Сборник задач по электроснабжению сельского хозяйства» Москва., изд. Колос 1997 г.

5.Кабышев А. В., Обухов С. Г. «Расчет и проектирование систем электроснабжения». Справочник материалов по электрооборудованию: Учебное пособие. Томск. ТПУ 2005 г.

6. Конюхова Е. А. «Электроснабжение объектов». Москва., изд. Мастерство 2006 г.

7. Кудрин Б. И. «Электроснабжение промышленных предприятий». Изд. Интернет. Инжинеринг 2005 г.

8. Сибикин Ю. Д. «Электроснабжение промышленных и гражданских зданий». Москва., изд. Академия 2006 г.

9. Михальчук А. Н. «Спутник сельского электрика». Справочник. Росагропромиздат, 1989 г.

10. Прищеп Л. Г. «Учебник сельского электрика». Москва., изд Колос 1981 г.

11. «Межотраслевые правила по охране труда» при эксплуатации электроустановок. Москва ., изд. НЦ ЭНАС 2001 г.

12. Шехувцов В. П. «Расчёт и проектирование схем электроснабжения». Методическое пособие для курсового проектирования. Москва. 2007 г.

13. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Москва 1999 г.