Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Октября 2014 в 14:33, реферат
В данном курсовом проекте разрабатывается электроснабжение производственного объекта - столярного цеха и пилорамы с определением потери напряжения в сети циркулярной пилы. Объект находится на территории г.Калача Калачеевского муниципального района Воронежской области.
Общая часть
1.1 Особенности объекта электроснабжения и характеристика его потребителей.
В данном курсовом проекте разрабатывается электроснабжение производственного объекта - столярного цеха и пилорамы с определением потери напряжения в сети циркулярной пилы. Объект находится на территории г.Калача Калачеевского муниципального района Воронежской области. Природно-климатические условия объекта электроснабжения типичны для центрально-черноземного района России и характеризуется следующими особенностями: климат -континентальный, среднегодовая температура +5,4 ˚С, наивысшая температура - летом +38˚С, а низшая - зимой -39 ˚С, число безморозных дней - 150 – 160, по гололедной нагрузке местность относится к 3 району, толщина гололеда до 15мм, при этом наибольшая глубина промерзания грунта 140 см, средняя 95см. Выпадение осадков неравномерно по времени года, в основном в осенне-весенний период, число грозовых часов в году составляет 65.
Рельеф равнинный, волнистый с сетью оврагов и лощин. На местности преобладают юго-западные ветры – весной и осенью и суховей восточных направлений – летом, скорость ветров с периодичностью в 10-15 лет может достигать при порывах до 29-30 м/с, поэтому район относится к 3 по ветровой нагрузке 50-55 Н/м2. Объект расположен на ровной площадке с небольшим уклоном в 3˚, что достаточно для стока талых и дождевых вод, почва - чернозём суглинистого состава, среднетяжелые и среднемощные, удельное сопротивление грунтов по планируемым трассам и местам установки трансформаторной подстанции принято r = 150 Ом/м.
Благоприятным для получения сырья и сдачи продукции является транспортное снабжение: через район проходят автодороги муниципального значения, соединяющие Калач с Воробьёвкой, Петропавловкой и Павловском; в частности автомагистраль «Москва—Воронеж—Ростов». На территории проектируемого объекта, площадью 60000 м2 и имеющего прямоугольную форму находятся 9 потребителей.
Характеристика потребителей объекта проектирования приведена в таблице 1.
Наименование потребителей |
Обозначение на схеме |
Параметры максимумов нагрузки потребителей кВт. д-дневные, в-вечерние |
Мощность наибольшего двигателя, кВт |
Координаты точки питания | ||||
Рд |
cosφд |
Рв |
сosφв |
Рдв |
х |
у | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Водоподъёмнаяустановка |
3 |
4 |
0,75 |
4 |
0,75 |
4 |
30 |
42 |
Весовая- пропускник |
4 |
3 |
0,9 |
1,5 |
0,9 |
- |
42 |
40 |
Склад |
14 |
5 |
0,75 |
7 |
0,85 |
1,5 |
206 |
38 |
Пилорама |
18 |
25 |
0,75 |
2 |
0,85 |
22 |
130 |
110 |
Циркулярная пила |
19 |
7,5 |
0,85 |
- |
- |
7,5 |
205 |
145 |
Склад |
20 |
16 |
0,9 |
12 |
0,9 |
- |
163 |
29 |
Столярный цех |
21 |
26 |
0,8 |
8 |
0,85 |
7,5 |
85 |
152 |
Склад |
20 |
16 |
0,9 |
12 |
0,9 |
- |
130 |
150 |
Циркулярнуя пила |
19 |
7,5 |
0,85 |
- |
- |
7,5 |
85 |
39 |
∑Р |
110 |
46,5 |
||||||
Все параметры взяты из приложений.
Схема месторасположения
потребителей
1.2. Характеристика проектируемого электроприемника.
В данном курсовом проекте объектом электроснабжения является столярный цех и пилорама, с определением потери напряжения в сети деревообрабатывающего станка, помещение которой является влажным, не отапливаемым, пожароопасным. Поэтому оно особо опасно в отношении поражения электрическим током. Так же возможно механическое повреждение изоляции проводки, поэтому электропроводку в помещении выполняем в трубах проводом АПРТО, вводы в здание так же выполняем в трубе, так как расстояние по вертикали от ввода до земли менее 2,5 метра, проводом АВТ.
На территории проектируемого объекта располагается 9 потребителей электрической энергии, их суммарная мощность в период дневного максимума 110кВа, в период вечернего максимума 46,5кВа. В помещении столярного цеха находится несколько электродвигателей, наибольший из которых составляет 7,5 кВт.
Электроснабжение объекта осуществляется от воздушных линий ВЛ 0,4кВ.
2.Расчётно-техническая часть.
2.1 Определение и выбор местоположения трансформаторной подстанции.
Объект проектирования обособлен небольшой площадью, следовательно для электроснабжения достаточно одной трансформаторной подстанции. Есть несколько условий по которым мы определяем местоположение ТП:
1) Экономическая целесообразность минимума потерь электрической энергии в сети 0,4 кВ. С этой целью ТП располагают в центре тяжести эквивалентной нагрузки.
2) С учётом удобства монтажа и эксплуатации. Должен быть удобный подъезд к ТП в случае неисправности.
3) С учётом безопасности работы ТП, то есть территория не должна затапливаться, нельзя устанавливать ТП на склоне, селевых или лавинных участках. ТП должно быть огорожена от каких-либо воздействий человека или животных.
4) ТП должна быть ближе к потребителю с максимальной нагрузкой. Как можно меньше сближений и пересечений с другими объектами.
5) Основополагающим является условие размещения ТП вблизи центра нагрузки.
Координаты центра тяжести нагрузок определяем по формуле для вечернего и дневного максимума. ТП располагаем на линии соединяющей эти точки:
X(max) = åPi(max)*Xi /åPi(max) ; (1.1)
Y(max) = åPi(max)*Yi /åPi(max) ; (1.2),
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: (1.1) и (1.2)
5*206+25*130+7,5*205+16*163+
X(max)д=
4*42+3*40+5*38+25*110+7,5*145+
Y(max)д=
Определяем центр нагрузки для вечернего максимума аналогично по формулам (1.1) и (1.2):
4*30+1,5*42+7*206+2*130+12*
X(max)в=
4*42+1,5*40+7*38+2*110+12*29+
Y(max)в=
По причине невозможности расположения трансформаторной подстанции в центре максимума или на линии соединяющей максимумы, её смещаем и располагаем в точке
Разборку расчетных схем распределительной сети 0,38 кВ можно выполнить, приняв необходимое количество линий, с учетом оценочной мощности трансформаторной подстанции, определяемой по формуле:
Sтп.оц = Код(n) *∑ Рi/соsφi ; (2.1) ;
Где, Код(n)- коэффициент одновременности суммирования для n числа потребителей, для 9 потребителей принимаем 0,65; n- число потребителей; Рi и соsφi- параметр мощности потребителя, для преобладающего максимума.
Определяем параметр оценочной мощности ТП по формуле (2.1):
Sтп.оц= 0,65*(4/0,75+3/0,9+5/0,75+25/
С учетом оценочной мощности ТП принимаем для распределения электроэнер
гии 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 объектов.
При проектировании сети учитываются следующие особенности:
Расчет нагрузок по участкам сети производим в соответствии с принятыми схемами распределительной сети и длинной их участков, отдельно по параметрам дневных и вечерних максимумов.
(Рис 2) Схема расположения линий напряжения
Расчетные схемы ВЛ приведены на рисунках:
Расчетная схема ВЛ1:
Рис 3
Расчетная схема ВЛ2:
Рис 4
- номер потребителя; 40- расстояние ВЛ(м); - номер точки питания
Расчетную мощность по участкам сети к одиночным потребителям применяем равным мощности их соответствующих расчетных максимумов. Так как КОД 1-го потребителя равен , т.е. КОД=1.
Определение нагрузки на участках питания нескольких потребителей производим по формуле с использованием КОД, если параметры нагрузки не отличаются по величине более чем в 4 раза и одинаковы по характеристике:
Рд/в = Код(nk) ∑Р(i-k)д/в; кВт; (2.2);
Где, Код(n) – коэффициент одновременности, Код(2)=0,85 и Код(3)=0,8; n-число потребителей по k-му участку.
Суммирование нагрузок на участках, где нагрузки потребителей отличаются более, чем в 4 раза определяют по формуле:
Рkд/в= Рд/в(i-k)Б +∆Рд/в(i-k)М; кВт; (2.3);
Где, Рд/в(i-k)Б – большая из суммируемых нагрузок дневного или вечернего максимума i-го потребителя или на k-том участке; ∆Рд/в(i-k)М – добавка к большей нагрузке от суммируемой с ней меньшей для дневного и вечернего максимума.
Коэффициент мощности на участках, где параметры коэффициэнта мощности не одинаковы рассчитываем:
сosφд/в= ∑Р(i-k)д/в/∑ Рд/в_ ; (2.4)
cosφд/в
Где, ∑Р(i-k)д/в – мощности суммируемые для k-го участка; Рд/в- мощность участка; cosφд/в- коэффициент мощности участка.
Полная мощность на участке: S(i-k)=Рk(д/в) ; кВА (2.5)
где, Р(i-k)д/в – мощность участка; сosφд/в- коэффициент мощности.
Определяем суммарную нагрузку для участка (3-5) ВЛ1 по формуле (2.2), так как они не отличаются более, чем в 4 раза:
Рд=0,85*(4+3)= 5,95 кВт.
Рв=0,85*(4+1,5)=4,67 кВт.
Рассчитываем коэффициент мощности по формуле (2.4):
cosφд=(4+3)/(4/0,9+3/0,75)=0,
cosφв=(4+1,5)/(4/0,9+1,5/0,75)
Полную мощность рассчитываем по формуле (2.5):
Sд=5,95/0,80=7,43 кВА.
Sв=4,68/0,78=5,98 кВА.
Расчет параметров нагрузки т мощности на остальных участках выполняем аналогично. Данные расчетов приведены в таблице 2.
Таблица2
Расчетный участок |
Длина участка |
Суммируемые нагрузки |
Способ суммирования |
Суммарная нагрузка |
Коэффициэнт мощности |
Расчетная мощность | ||||||||
м |
Рдн |
cosµдн |
Рв |
cosµв |
Код |
Рм.дн +∆Рд |
Рм.в +∆Рв |
∑Рднi |
∑Рвi |
cosµдн |
cosµв |
Sдн |
Sв | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
ВЛ1 | ||||||||||||||
ТП-1 |
10 |
26 25,04 |
0,8 0,84 |
8 20,82 |
0,85 |
0,85 |
― |
― |
43,38 |
24,49 |
0,81 |
0,85 |
53,55 |
28,81 |
1-2 |
55 |
26 |
08 |
8 |
0,85 |
1 |
― |
― |
26 |
8 |
0,8 |
0,85 |
32,5 |
4,41 |
1-3 |
60 |
7,5 5,95 17,85 |
0,85 0,80 0,85 |
4,67 16,15 |
0,78 0,88 |
0,8 |
― |
― |
25,04 |
20,82 |
0,84 |
0,85 |
29,8 |
24,49 |
3-4 |
10 |
7, |
0,85 |
― |
― |
1 |
― |
― |
7,5 |
― |
0,85 |
― |
8,82 |
― |
3-5 |
60 |
4 3 |
0,9 0,75 |
4 1,5 |
0,9 0,75 |
0,85 |
― |
― |
5,95 |
4,67 |
0,80 |
0,78 |
7,43 |
5,98 |
3-8 |
90 |
5 16 |
0,75 0,9 |
7 12 |
0,85 0,9 |
0,85 |
― |
― |
17,85 |
16,15 |
0,85 |
0,88 |
21 |
18,35 |
5-6 |
8 |
3 |
0,9 |
1,5 |
0,9 |
1 |
― |
― |
3 |
1,5 |
0,9 |
0,9 |
3,33 |
1,66 |
5-7 |
10 |
4 |
0,75 |
4 |
0,75 |
1 |
― |
― |
4 |
4 |
0,75 |
0,75 |
5,33 |
5,33 |
8-9 |
10 |
16 |
0,9 |
12 |
0,9 |
1 |
― |
― |
16 |
12 |
0,9 |
0,9 |
17,7 |
13,3 |
8-10 |
10 |
5 |
0,75 |
7 |
0,85 |
1 |
― |
― |
5 |
7 |
0,75 |
0,85 |
6,66 |
8,2 |
ВЛ2 | ||||||||||||||
ТП- 1 |
30 |
25 19,97 |
0,75 0,88 |
2 12 |
0,85 0,9 |
0,85 |
― |
― |
38,22 |
11,9 |
0,83 |
0,87 |
44,34 |
24,78 |
1-2 |
10 |
25 |
0,75 |
2 |
0,85 |
1 |
― |
― |
25 |
2 |
0,75 |
0,85 |
33,33 |
2,35 |
1-3 |
30 |
7,5 16 |
0,85 0,9 |
12 |
0,9 |
0,85 |
― |
― |
19,97 |
12 |
0,88 |
0,9 |
22,69 |
13,33 |
3-4 |
10 |
16 |
0,9 |
12 |
0,9 |
1 |
― |
― |
16 |
12 |
0,9 |
0,9 |
17,7 |
13,3 |
3-5 |
75 |
7,5 |
0,85 |
― |
― |
1 |
― |
― |
7,5 |
― |
0,85 |
― |
8,82 |
― |
2.3. Выбор сечения проводов и проверка сети на допустимые потери напряжения в ней.
Выбор сечения проводников линий производится по следующим условиям:
Обеспечение требований ПУЭ по минимальному сечению с учётом климатических условий, району расположения ВЛ по гололёду и ветру, в данном случае район относится к 3-му. Сечения проводов должны быть такими, чтобы потери напряжения в линиях по нормам НТПС для производственных объектов не превышали 6,5%.
Сечение проводов линии определяем по методике выбора проводов с минимально допустимым сечением, с дальнейшей проверкой допустимости выбранных сечений по методике допустимой температере нагрева проводов токами нагрузки, обеспечивающий правильный выбор проводов любых марок.
Электроснабжение 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 и одна марка, так же недопустимо применение проводов марки А сечением менее 35 мм2, АС менее 25мм2, СИП менее 16 мм2. Выбираем провод марки А, расстояние между проводами 0,4м. При этом нулевой провод может быть на одну ступень ниже. Все линии выполняются трёхфазными, пяти- проводными.
Сечение проводов методом минимального расхода металла определяем по формуле:
.
Fвлi= Мавлi*10³ ; (3.1);
32*∆Uавлi*Uн
Где, Мавлi – максимальный суммарный активный момент нагрузки, возможный в данной линии, Мавлi= ∑Рк*ℓк (кВт*км); Uн – номинальное напряжение линии в кВ, Uн=0,38 кВ; ∆Uавлi – активная составляющая допустимых потерь напряжения в линии до точки с максимальным моментом нагрузки, определяемая с учетом НТПС-88 по усредненной реактивной составляющей потерь напряжения:
∆Uавлi=∆Uвлi-∆Uрвлi здесь, ∆Uвлi – потери напряжения допустимые по НТПС-88 в вольтах, ∆Uвлi=∆Uдоп(%)*Uн/100 где, ∆Uдоп(%)- норма НТПС; ∆Uрвлi - потери напряжения реактивной составляющей, с учетом усредненного индуктивного сопротивления х0ср.= 0,33 Ом/км, ∆Uрвлi = х0ср*Мвлiр/Uн где, Мвлiр – реактивный момент нагрузки, Мвлiр=∑ Рк*ℓк*tgφк тут, tgφк – параметр коэффициента мощности, зависит от cosφk.
Выбираем сечение проводов ВЛ1 по формуле (3.1), для этого необходимо рассчитать суммарный активный момент нагрузки и активную составляющую допустимых потерь напряжения:
Суммарный активный момент нагрузки:
Мавл1=Ртп-1*ℓтп-1+Р1-3*ℓ1-3+Р3
Определяем активную составляющую допустимых потерь напряжения в линии до точки с максимальным моментом нагрузки ∆Uавлi. Для этого определяем допустимые потери напряжения ∆Uвлi и потери напряжения реактивной составляющей ∆Uрвлi , с определением реактивного момента нагрузки Мвлiр: