Дипломная работа: Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

2.  Расчет электрических нагрузок

Расчет электронагрузок проводят в соответствии с нормативными данными. При определении электрических нагрузок проектируемых подстанций; дизельных электростанций должны быть учтены все потребители электроэнергии, расположенные в зоне электроснабжения.

Расчет электронагрузок в сетях 0,4 кВ проводится путем суммирования расчетных нагрузок на вводе.

Максимальные расчетные мощности на участках сетей 0,4 кВ определяем с учетом коэффициентов одновременности. Если нагрузки однотипных потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки определяем табличным методом и большей нагрузки прибавляют добавку мен6ьшей.

Определяем активную нагрузку для

                                                                                    (2.1)

                                                                                    (2.2)

где К0 – коэффициент одновременности [Л - ]

Рgi , Рвi – дневная и вечерняя активная нагрузка на вводе, кВт.

Определяем реактивную нагрузку max дневную и вечернюю

                                                                                   (2.3)

                                                                                   (2.4)

где Qgi, Qвi – дневная и вечерняя реактивная нагрузки на вводе кВ.

Суммарная активная нагрузка на вводе

                                                                           (2.5)

                                                                           (2.6)

где Рgнаиб., Рвнаиб – наибольшая дневная и вечерняя нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей,

∆Pgi, ∆Рвi – дополнительная и наибольшая нагрузки активная и реактивная нагрузки, по таблице суммирования, [Л-]

Таблица 12 – Таблица нагрузок на вводе для фермы КРС на 800 голов

Расчет кормоцеха:

Ррас. = К0 ∙ Рgi = 1 ∙ 90 = 90 кВт

Ррас.в = К0 ∙ Рвi = 1 ∙ 100 = 100 кВт

Реактивная нагрузка:

Q.g = К0 ∙ Qgi = 1 ∙ 80 = 80 кВт

Qв = К0 ∙ Qвi = 1 ∙ 90 = 90 кВт

Расчет фермы КРС на 400 голов:

Рg = 2 ∙ 0,89 ∙ 60 = 102 кВт

Рв = 2 ∙ 0,89 ∙ 80 = 136 кВт

Qg = 2 ∙ 0,85 ∙ 35 = 60 кВар

Qв = 2 ∙ 0,85 ∙ 40 = 68 кВар

Расчет котельной:

Рg = 1 ∙ 55 = 55 кВт

Рв = 1 ∙ 60 = 60 кВт

Qg = 1 ∙ 35 = 35 кВар

Qв = 1 ∙ 35 = 35 кВар

Суммарная активная нагрузка:

Рg = 102 + 90 + 55 = 247 кВт

Рв = 136 + 100 + 60 + 4 = 300 кВт

Суммарная реактивная нагрузка:

Qg = 60 + 80 + 35 = 175 кВар

Qв = 68 + 90 + 31 = 189 кВар

В связи с тем, что преобладает вечерняя нагрузка, то расчеты ведем по вечернему максимуму.

Определяем коэффициент мощности:

                                                                                     (2.7)

где Рв – активная расчетная мощность, кВт.

Sв – полная мощность, кВар

Определяем полную расчетную мощность

 (2.8)

.

3.  Выбор трансформатора 10/0,4 кВ, обеспечение уровней надежности и выбор резервного источника питания

3.1.  Выбор силового трансформатора 10/0,4 кВ и резервного источника питания

Номинальную мощность трансформатора для ПС 10/0,4 кВ выбираем по экономии интервалов нагрузок, в зависимости от полной расчетной наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выбор установки трансформатора для одного и двух ТП производится по условиям их работы, исходя из условия

                                                                                          (3.1)

где Sнт – номинальная трансформатора, кВа,

– полная расчетная мощность, кВ

Принимаем мощность силового трансформатора

10/0,4 кВ Sнт = 400 кВ ≥ Sрасч т.п. =354,6 кВ.

Технические характеристики силового трансформатора ТМ-400 приведены в таблице 3.1

Таблица 13 – Технические данные силового трансформатора ТМ-400

Принятые номинальные мощности трансформаторов проверяем по условиям их работе в нормальном режиме эксплуатации – по дополнительным систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции мощность трансформатора проверяется по условию

                                                                                        (3.3)

где Кс – коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона при t - 15° Кс – 0,93.

Условие выполняется.

Потери энергии в трансформаторе

                                                                   (3.4)

Где ∆Рх – потери Х.Х. в трансформаторе, кВт,

∆Рк – потери к.з. в трансформаторе, кВт,

Τ – время потерь, ч.

3.2.  Выбор оптимальной величины регулируемой надбавки трансформатора

Для выбора оптимальной величины надбавки составляется таблица отклонения напряжения.

Из таблицы выясняется, есть ли необходимость в принятии дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.

Потеря напряжения в линии 10 кВ:

                                                                  (3.5)

Составляем таблицу отклонения напряжения.

Таблица 14 – Отклонения напряжения

Допустимые напряжения в линии 0,4 кВ:

Потери напряжения в наружной сети:

Отклонения напряжения на вводе потребителя при 25% нагрузки

Уровень напряжения на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ:

При 100% нагрузке составляет 5%,

При 25% - равен 0.

Отклонение напряжения у потребителя недолжно превышать при 100% нагрузке

 = -5%.

При 25% нагрузке =5%.

Потери напряжения в трансформаторе 10/0,4 кВ составляют :

При 100% нагрузке

потеря напряжения - -2,3%,

надбавка – 5%,

надбавка регулируемая - -2,5%.

3.3 Повышение надежности электроснабжения

В настоящее время около 4,5 млн км воздушных линий напряжением 0,38—110 кВ (около 75% общей протяженности) обеспечивают электроэнергией сельских потребителей. Сельские сети всегда отличались более низкой надежностью по сравнению с коммунальными, промышленными и т. д. Это объясняется их спецификой, например большей открытостью для повреждений, связанных с атмосферными перенапряжениями.

Потребитель на селе отключается в среднем 6 раз в году, причем длительность одного отключения может доходить до 6—10 часов. До 80% этих отключений происходит из-за отказов в сетях 10 кВ [6].

Перерывы в электроснабжении приводят к расстройству технологических процессов, снижению продуктивности животных, а иногда заболеванию и даже гибели птицы, животных и растений. Проблема повышения надежности является комплексной. Она включает в себя ряд технических и организационно-технических мероприятий. К техническим мероприятиям относятся:

-  автоматическое резервирование линий, трансформаторов;

-  применение резервных источников энергии;

-  автоматическое секционирование линий;

-  применение более надежных конструкций проводов, опор, изоляторов и т. д;

-  применение устройств автоматики, телемеханики;

-  сокращение радиуса распределительных сетей;

-  применение кабельных линий 0,38—10 кВ вместо воздушных.

В качестве организационно-технических мероприятий используются диспетчеризация, оперативно-выездные бригады, приборы для отыскания повреждений и др. Современные требования к надежности создали новый подход к проектированию схем сельских потребителей электроснабжения. Эти разработки проводятся в основном институтом «Сельэнергопроект» (приводятся ниже).

Общие положения

В настоящее время схема электроснабжения сельских потребителей должна удовлетворять требованиям пропускной способности, качества и надежности. Согласно ГОСТ 27.002—83 надежность — это свойство объекта или технологического устройства выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонтов. Надежность — сложное свойство, включающее в себя безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохранность. В соответствии с этим определением под надежностью электроснабжения понимается свойство электротехнической установки, участка сети и энергосистемы в целом обеспечивать в нормальных условиях эксплуатации бесперебойное электроснабжение потребителей электрической энергией нормированного качества и в необходимом количестве.

В начальный период электрификации сельского хозяйства в качестве источников энергии использовались мелкие ГЭС и ТЭС, которые работали некруглосуточно, имели простои. В то время были электрифицированы только отдельные процессы, и перерыв в электроснабжении потребителей не вызывал у них большого материального ущерба. Выбор схем электроснабжения производился по минимуму капитальных вложений. Все сельские потребители относились к третьей категории по условию надежности, их можно было в любое время отключать, и материальной ответственности энергосистема за это не несла. По мере внедрения комплексной электрификации производства возросла производительность труда, сократилась численность обслуживающего персонала. Строительство современных предприятий по выработке продукции на промышленной основе резко повысило требования к надежности.

Надежность электроснабжения определяется принятой схемой электроснабжения, надежностью используемого в ней энергетического оборудования и электротехнических установок и уровнем их эксплуатации. Надежность схем электроснабжения является категорией технико-экономической, так как перерывы в электроснабжении наносят значительный материальный ущерб. С другой стороны, обеспечение определенного уровня надежности сопряжено с затратами материальных и финансовых средств.

3.4 Показатели надежности элементов систем электроснабжения

Система электроснабжения всегда находится в одном из состояний — работоспособности или отказа. Отказ — событие, заключающееся в частичной или полной утрате работоспособности, вызванное повреждением или неисправностью оборудования. Надежность установки определяется не только частотой отказов, но и скоростью восстановления основных и резервных элементов.

Все технические изделия подразделяются на изделия однократного и многократного использования. Изделия однократного использования, например изолятор, после отказа заменяются новыми. Изделия многократного использования ремонтируются, их работоспособность восстанавливается. Отказ и восстановление — два противоположных случайных события. Отрезки времени между этими событиями являются случайными величинами, которые характеризуют вероятность отказа. Процесс функционирования можно представить как последовательность интервалов работоспособности, чередующихся с интервалами простоя.

Показателями надежности элементов или системы называют величины, с помощью которых количественно оценивают надежность. Различают основные и дополнительные показатели надежности.

Согласно ГОСТ 27002—83 основными показателями надежности ремонтируемых изделий многократного пользования являются:

1) параметр потока отказов (или удельная повреждаемость, частота отказов);

2) среднее время восстановления. Параметр потока отказов

                                                                                (3.6)

где ni(Δt) — число вышедших из строя элементов i-го типа оборудования за время (Δt);

ni — число элементов оборудования, находящихся в эксплуатации.

Для воздушных линий параметр ω часто приводят к длине линии 100 км.

Среднее время восстановления — это математическое ожидание длительности одного аварийного простоя

                                                                                  (3.7)

где n — число отказов;

τiав — время восстановления каждого i-го отказа.

Зная основные показатели надежности ω и τiав можно определить время простоя схемы электроснабжения или ее элемента, а по нему — надежность работы установки.

Дополнительные показатели надежности системы электроснабжения — наработка на отказ, коэффициент готовности, коэффициент вынужденного простоя, вероятность безотказной работы, могут быть найдены по величине ω и τiав.

Перерывы электроснабжения сельскохозяйственных предприятий приводят к потерям продукции и материальному ущербу У:

У = к ∙ Ц ∙ ΔП                                                                                 (4.3)

где ΔП — объем теряемой продукции; Ц —цена единиц продукции; к— коэффициент, учитывающий затраты при гибели животных.

Однако оценка ущерба по данной формуле затруднительна, т.к. ущерб часто отказывается неопределенными факторами.

Удобнее пользоваться удельными величинами ущербов на 1 кВт·ч недоотпущенной энергии предприятию или на одну голову животных за час перерыва. Удельный ущерб сельскохозяйственного предприятия на 1 кВт·ч

                                                                                       (3.8)

где У — определяется по формуле (4.3);

ΔW — количество недоотпущенной энергии; определяется по средней мощности и времени простоя.

Степень ущерба зависит от вида предприятия, его размеров, технологии, возраста животных, погодных условий. При отключении молочных ферм и комплексов снижаются удои, продуктивность животных из-за нарушения режима кормления, поения и параметров микроклимата. На предприятиях по откорму свиней и крупного рогатого скота снижаются привесы по тем же причинам.

Категроии сельскохозяйственных потребителей по условиям надежности электроснабжения.

В зависимости от величины удельного ущерба все сельские потребители разделяются на три категории. К первой категории относятся потребители, нарушение электроснабжения которых влечет за собой значительный материальный ущерб вследствие массовой порчи продукции, серьезного расстройства технологического процесса, а также гибели животных. К потребителям I категории относятся:

1. Животноводческие комплексы и фермы:

-  по производству молока на 400 и более коров;

-  по выращиванию и откорму молодняка КРС на 5 тыс. и более голов в год;

-  по выращиванию нетелей на 3 тыс. и более скотомест;

-  площадки по откорму КРС 5 тыс. и более свиней в год;

-  комплексы по выращиванию и откорму 12 тыс. и более свиней в год.

2. Птицефабрики:

-  по производству яиц с содержанием 100 тыс.    и более кур-несушек;

-  мясного направления по выращиванию 1 млн и более бройлеров в год;

-  по выращиванию племенного стада кур на 25 тыс. и более голов, а также гусей, уток, индеек 10 тыс. и более.

К потребителям II категории относятся:

-  животноводческие и птицеводческие фермы с меньшей производственной мощностью, чем для I категории;

-  тепличные комбинаты и рассадочные комплексы;

-  кормоприготовительные заводы и отдельные цехи при механизированном приготовлении и раздаче кормов;

-  картофелехранилища емкостью более 500 т с холодоснабжением и активной вентиляцией;

-  холодильники для хранения фруктов емкостью более 600 т;

-  инкубационные цехи рыбоводческих хозяйств и ферм.

Электроприемники сельских потребителей по надежности подразделяются на I, II* и II категории. К I категории относятся ответственные приемники птицефабрик. Практически все, за исключением раздачи кормов, сбора яиц, освещения, склада кормов и уборки помета в птичниках. К приемникам II* категории относят ответственные приемники птицеферм, системы доения, рабочего освещения в доильных залах и в родильных отделениях, системы локального обогрева и облучения телят, системы промывки молокопроводов и подогрева воды на комплексах и фермах молочного направления. На свинокомплексах к приемникам II* категории относятся отопление и вентиляция. Во всех группах приемников к этой категории относятся установки пожаротушения, а также котельные с котлами высокого и среднего давления. Остальные электроприемники относятся ко II категории. Все остальные сельскохозяйственные потребители и приемники относятся к III категории. Требования к надежности электроснабжения несельскохозяйственных потребителей, присоединенных к сельским сетям, устанавливаются ведомственными документами.

Способы выбора схем электроснабжения с учетом надежности

Выбор схемы электроснабжения с учетом надежности может производиться следующими методами.

По уравнению полных приведенных затрат с учетом ущерба

Зпр= ЕнК+И+У, (3.9)

где Ен=0,12 — нормативный коэффициент;

К — капиталовложения в схему, руб.

И — издержки на эксплуатацию, руб.

И = Иам+Иобс+ ИΔW,                                                                        (3.10)

где Иам — издержки на амортизацию (определяется в % от капиталовложений), %

Иобс— издержки на обслуживание (определяется по числу условных единиц), руб.

ИΔW—издержки на покрытие потерь электроэнергии, руб.

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии схемы, руб.

Преимущество этого метода заключается в стройном логическом обосновании результатов.

Недостатки: большая трудоемкость и низкая точность расчета в связи с тем, что ущерб точно определить сложно.

Более простым методом является выбор схем по анализу уровня надежности их Р и сопоставление их с нормируемыми. Если у всех схем Р>Рнорм, то принимается к исполнению схема с минимумом капиталовложений.

В третьей методике нормируется мера ненадежности схемы q<qнорм, но так как q — величина малого порядка, вместо нее используют время отключения τ<τнорм.

В соответствии с указаниями [15] электроприемники и потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения при исчезновении напряжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания (ω1=0; τ1=0). В зоне централизованного электроснабжения вторым источником питания должна служить резервная линия от независимого источника питания или другой секции шин 10 кВ. Для удаленных потребителей вторым может быть автономный источник резервного электропитания при технико-экономическом обосновании.

Для электроприемников II* категории, не допускающей перерыва более 0,5 часа,

ωII(τ<0,5ч) = 2,5 отказа/год,

т.е. не более 1,25 часа в год.

Для остальных электроприемников и потребителей II категории устанавливаются два нормативных показателя надежности:

частота отказов с длительностью перерыва не более 4 часов

ωII(τ< 4)= 2,3 отказа/год;

частота отказов от 4 до 10 часов

ωII(4< τ <10 ч) =0,1 отказа/год

— для потребителей с расчетной нагрузкой 120 кВт и более;

ωII(4< τ <10 ч) = 0,2 отказа/год

— для потребителей с расчетной нагрузкой менее 120 кВт.

Максимальное время отключения их составляет соответственно 10,2 или 11,2 ч/год.

Для электроприемников и потребителей третьей категории допускается не более 3 отказов по 24 часа:

ωIII(τ < 24 ч) = 3 отказа/год,

или не более 72 ч/год.

Фактическое время отключения сети должно быть меньше допустимого. С целью повышения технологичности проектирования, т.е. сокращения времени, непосредственный расчет показателей надежности не производится. Рекомендуемый выбор состава, объема и мест установки средств повышения надежности (СПН) обеспечивает это условие.

3.5 Выбор резервного источника питания

Резервный источник предусматривается для обеспечения надежности электроснабжения. При этом, согласно ПУЭ, резервный источник является обязательным для электроснабжения потребителей первой категории, где перерыв в электроснабжении недопустим. В проектируемом объекте на шинах ТП №2237 подключен потребитель первой категории.

В качестве резервного источника предлагается использовать дизельную электростанцию (ДЭС).

Установка автономных источников резервного питания (АИР) должна предусматриваться для резервного питания электроприемников, а также для II * категории. В качестве АИР могут быть использованы стационарные или передвижные дизельные электростанции (ДЭС), а также резервные источники электропитания с приводом от трактора (РИПТ). Выбор количества агрегатов АИР и их мощности производится по расчетной нагрузке электроприемников I и II * категории с учетом режима их работы в соответствии с таблицей 8.2. Тип АИР, его мощность, место установки и способ подключения к сети 0,38 кВ решаются в проекте. Применение АИР должно быть независимым от наличия сетевого резерва.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5