Монтаж и демонтаж пневматических шин

 

SM1-60 = 80 * 1,3* (43 + 46 + 49 + 52 + 55 + 58) + 100*(49 + 61 + 67) = 49,3 кВт*м,

 

SM1-0 = 160,3 кВт*м.

 

SM0-1 = (Р1 + Р2 + Р3 +…+ Р71) * l0-1* kС; (28.1)

 

 

где Р1,Р2, …, Р71 - соответственно мощности в расчетных точках 1, 2, …, 71; в кВт; l0-1 - расстояние от ВРУ до ЩО, м; (l0-1 = 4 м); kС - коэффициент спроса,

 

 

(kС = 0,6; [8]); SM0-1 = 7,35 * 0,6 = 17,7 кВт*м;

 

S0-1 = 17,7 + 1,83 * 160,3 / (46 * 2,5) = 2,7 мм2

 

 

Принимаем на головном участке 0-1 сечение 4 мм2; кабель АВВГ 4 х 4.

 

Рассчитаем фактическую  потерю напряжения на главном участке 0-1 по формуле:

 

 

DU0-1Ф = М0-1 / (С4 * S0-1); (28.2) DU0-1Ф = 17,7 / (46 * 4) = 0,0962 %;

 

 

Далее определяем сечение  на самом длинном и нагруженном  участке:

 

S1-65 = M1-65 / (C2*(DU - DU0-1Ф)) (28.3) S1-65 = 49,3 / (7,7 * (2,5 - 0,0962) = 2,66 мм2

 

 

Принимаем на всех участках отходящих от Щ.О. линии освещения  сечением 4 мм2, и находим потерю напряжения в конце самой нагруженной линии:

 

 

DU1-65 = 49,3 / (7,7 * 4) = 1,6 %

 

 

Находим потерю напряжения в  конце линии:

 

 

DU = U0-1 + DU1-65 = 0,0962 + 1,6 = 1,696%

 

 

Это меньше чем допустимая потеря напряжения 1,696 < 2,5%, значит сечение  выбрано правильно.

 

Проверяем выбранный кабель по допустимому длительному току:

 

определим расчетный ток:

 

 

IP = PP / (UФ * cosjСР) (29)

 

 

где РР - расчетная мощность осветительной установки, кВт (расчитано выше);

 

 

IP = 4,4 / (0,22 * 0,95) = 21,1 А;

 

 

Для кабелей с ПВХ изоляцией, проленных в воздухе с S = 4 мм2 длительно - допустимый ток составляет 29 А, значит сечение проводника выбрано правильно.

 

Сечение проводников на остальных  участках определяем аналогично, результаты сводим в таблицу (см. граф. часть лист 4).

 

2.9 Выбор места расположения  и количества подстанций 10 /0,4 кВ

 

 

Расчет нагрузок, выбор  мощности и числа трансформаторов.

 

Число трансформаторных подстанций можно определить по формуле:

 

 

NТП = 0,35 * Ö((Sр/D Uд)2 * F) (29)

 

 

где Sр - расчетная мощность производственного объекта, кВА;(Sр =151,3кВА) F - площадь населенного пункта, км2; (F = 0,12 * 0,2 = 0,024 км2); D Uд - допустимые потери напряжения в сети 380 / 220 В (D Uд = 7,5%);

 

Подставив значения в формулу (29) получим:

 

 

NТП = 0,35 * Ö((151,3/ 7,5)2 * 0,024) = 1,09.

 

 

Принимаем к установке  одну трансформаторную подстанцию.

 

Для определения места  расположения трансформаторной подстанции наносим на генплан объекта координатную сетку и определяем ТП по формулам:

 

 

ХТП = SРi * Xi / SPi (30) YТП = SРi * Yi / SPi (31)

 

 

где Pi - нагрузка i-го объекта, кВт; Xi, Yi - координаты i-го объекта, м;

 

Поскольку вечерняя нагрузка в сумме составляет большую велечину, то в расчетах используем вечерние нагрузки.

 

 

SРi * Xi = 4 * 8 * 30 + 4 * 8 * 100 + 10 * 90 + 82 * 102,5 = 13465 кВт*м;

 

SРi * Yi = 82 * 25 + 2* 8 * 82,5 + 2* 8 * 107,5 + 10 * 137,5 + 2 * 8 * 162,5 + 2 * 8 * *187,5 = 12065 кВт*м;

 

SРi = 8 * 8 + 10 + 82 = 156 кВт; ХТП = 13465 / 156 = 86,3 м;

 

Yтп = 12065 / 156 = 77,3 м.

 

 

Устанавливаем ТП в точке  с координатами ХТП = 90 м, YТП = 60 м. В этом месте она будет находиться в центре электрических нагрузок, не мешать передвижению транспорта и животных, а так же иметь удобный подъезд для транспорта.

 

Определим мощность трансформаторной подстанции:

 

 

SТП = SР / (cosjср вз) (32)

 

 

где cosjср вз - среднее взвешенный коэффициент мощности объекта электроснабжения; SР - суммарная активная мощность всех потребителей, кВт; cosjср

 

 

вз = SРi * cosji / SPi (33)jср вз = (8 * 8 * 0,85 + 10 * 0,75 + 82 * 0,83 + 1,6 * 0,9) / 156 = 0,842

 

SР = Рм + SDР + РН.О. (34)

 

 

где Рм - нагрузка наиболее мощного потребителя, кВт; SDР - сумма надбавок мощности остальных потребителей, кВт; [9] РН.О. - мощность наружного освещения, кВт;

 

 

SР = 82 + 8 * 4,8 + 6 + 1 = 127,4 кВт;

 

SТП = 127,4 / 0,842 = 151,3 кВА;

 

 

Принимаем к установке  трансформатор марки ТМ-10/0,4 мощностью 160 кВА. [9]

 

Количество трансформаторов  принимаем равным 1, так как все объекты электроснабжения относятся к 3 категории по надежности электроснабжения.

 

 

2.10 Расчет и выбор компенсирующих  устройств

 

 

Для компенсации реактивной мощности, т. е. повышения коэффициента мощности, используют параллельное (поперечное) включение конденсаторов. При этом уменьшается потеря мощности и энергия, а так же потери напряжения в линии.

 

Правда с точки зрения регулирования напряжения эффект от использования параллельно включенных конденсаторов ограничен и сводится только к повышению напряжения. Поэтому  при использовании таких конденсаторов  наиболее существенно повышение  cosj.

 

Статические конденсаторы не имеют вращающихся частей. Это  их преимущество перед синхронными  компенсаторами, широко используемыми  в энергетике для компенсации  реактивной мощности.

 

Мощность конденсаторной батареи определяем по формуле:

 

 

QC = PMAX (tgj1 - tgj2) (35)

 

 

где PMAX - максимально активная мощность на вводе, кВт; j1 - угол сдвига фаз до включения батареи конденсаторов; j2 - угол сдвига фаз после включения  батареи конденсаторов;

 

 

QC = 82 *(0,64 - 0,34) = 24,6 кВар.

 

 

По значению QC = 24,6 кВар принимаем к установке конденсаторную установку марки КПМ - 0,6 - 25 - 1. Напряжение конденсаторной установки Uк.у. = 0,6 кВ; мощность конденсаторной установки Qк.у. = 25 кВар, емкость конденсаторной установки Ск.у. = 221мкФ. Находим фактическое число значения коэффициента мощности при подключении к конденсаторной батареи tg

 

 

j2 = (tgj1 - Qк.у.)/РМАХ; (36) tg j2 = (0,64 - 25)/ 82 = 0,335 cosj2 = arctgj2 » 0.948

 

 

Батарею устанавливавшем на резервной отходящей линии вводно-распределительного устройства, установленного в электрощитовой картофелехранилища.

 

 

2.11 Расчет внутриплощадочных  сетей 0,4 кВ производственного комплекса совхоза «Озерный»

 

 

Произведем расчет линии по которой запитывается картофелехранилище. Так как данный потребитель обладает наибольшей нагрузкой на вводе, которая значительно превышает нагрузки остальных потребителей, то к нему ведется отдельная линия.

 

Для расчета линии нам  необходимо определить допустимые потери напряжения в линии 10 кВ и 0,4 кВ, расчет ведем табличным методом. Потери в трансформаторе при 100% нагрузке составляют 4%, при 25% - 1%. Отклонение напряжения на линиях 10 кВ составляет +5%; применяем режим встречного регулирования - в режиме 25% нагрузки отклонение на линии 10 кВ будет состовлять 0. Трансформатор может иметь надбавки напряжения от 0 до 10%, со ступенью 2,5%.

 

Принимаем надбавку трансформатора +7,5%. Потери напряжения в линии 0,4 кВ делятся на наружные и внутренние, внутренние составляют - 2,5%.

 

электропроводка сеть автоматизация  микроклимат

 

Таблица 15. Отклонение напряжения

 

Элемент сетиРежим нагрузки100%25%1. Шины 10 кВ+502. Потери в шине 10 кВ-6-1,53. Трансформатор 10/0,4 кВ: - потери -4-1 - надбавки+7,5+7,54. Потери в шине 0,4 кВ: - внутренние-2,50 - наружние-50Отклонение напряжения у потребителей-5+5

 

Потери в линиях 10 и 0,4 кВ составляют:

 

 

DU100 = 5 - 4 + 7,5 + 5 = 13,5%

 

 

Принимаем для линии 10 кВ - 6%, для линии 0,4 кВ - 7,5%, тогда отклонение напряжения у потребителей при 25% загрузке составит:

 

 

DU25 = -1,5 - 1 + 7,5 = +5%

 

dU25 = +5%,

 

 

Что не выходит за рамки  требований стандарта к качеству электрической энергии.

 

Учитывая большую нагрузку по току, для электроснабжения картофелехранилища принимаем кабельную линию, проложенную  в земле.

 

Площадь поперечного сечения  токоведущих жил кабеля определяем по допустимому нагреву. Расчетный  ток линии составляет I = 145,5 А, по таблице [14] принимаем S = 95 мм2. Принимаем к прокладке кабель марки ААБл 4х95 (с допустимым током Iдоп = 165 А). 20 1

 

 

Ом/км; r0 = r / S (38)

 

где r - удельное сопротивление  алюминия, Ом * мм2/км; S - площадь поперечного сечения токоведущих жил кабеля, мм2;

 

 

r0 = 31,2 /95=0,328 Ом/км; r = 0,328 * 0,02 = 0,0065 Ом;

 

х = 0,274 * 0,02 = 0,0055 Ом;

 

DU = Ö3 * 149,3 (0,0065 * 1 + 0,0055 * 0) = 1.68 В.

 

 

Определим потерю напряжения в %:

 

 

DU = DU/ U * 100% = 1.68 / 380 * 100 = 0.44 %

 

 

Отклонение напряжения не превышает принятого, значит кабель выбран правильно.

 

Электроснабжение остальных  потребителей осуществляем по воздушным  линиям. Расчет площади поперечного  сечения проводов осуществляем по методу экономических интервалов нагрузок. Данные расчетов сводим в таблицу 16.

 

 

Таблица 16. Результаты расчета  внутриплощадочных сетей 0,4 кВ

 

Номер участкаМарка провода (кабеля)Потери напряжения на участке, %Потерия напряжения в конце линии, %0-1 ААБл 4х1200,570,570-24хА-25+ А-251,532-34хА-25+ А-250,912,640-44хА-25+ А-252,524-54хА-25+ А-251,515-64хА-25+ А-250,454,48

 

 

2.12 Проектирование электрических  сетей 10 кВ. (Расчет высоковольтного ввода)

 

 

Линия 10 кВ проходит к трансформаторной подстанции ТП 10/0,4 мощностью S = 160 кВА. При этом нагрузка передаваемая по линии составляет: Рл = 127,4 кВт или Sл = 151,3 кВА. ТП 10/0,4 питается от ТП 35/10 по отдельной воздушной линии протяженностью 10 км. Объект относится к третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому резервирование не нужно. Составим расчетную схему сети 10 кВ.

 

Определим расчетный ток  в линии:

 

 

IP = Sл/ (Ö 3 UH) (39); IP = 151.3 / (Ö 3 10) = 8.73 A;

 

 

Определим площадь поперечного  сечения проводов линии методом  экономической плотности тока.

 

Площадь поперечного сечения  проводов линии определяем по формуле:

 

 

F = IP / jЭК (40);

 

 

где jЭК - экономическая плотность тока, А/мм2;

 

jЭК определяем по таблице [9] в зависимости от велечины нагрузки и числа часов использования ее максимума Т. По таблицам [9] определяем Т = 2700 часов, тогда jЭК = 1,3 А/мм2; F = 8,73 / 1,3 = 6,72 мм2;

 

По условию механической прочности принимаем провод марки 3 х А-35.

 

Определим потери напряжения в линии по формуле (37):

 

 

DU = Ö3 * 8.73 * (0,773 * 10 * 0,83 + 0,336 * 10 * 0,61) = 127,8 В;

 

DU% = 127,8 / 10000 * 100% = 1,27 %;

 

 

Потери напряжения в линии  не превышают допустимых, отсюда делаем вывод, что провод выбран правильно.

 

 

2.13 Мероприятия по снижению  потерь электроэнергии

 

 

Для снижения потерь электроэнергии существует два вида мероприятий: организационные  и технические. В данном проекте  предусматриваются следующие мероприятия.

 

Организационные:

Максимальное использование  светлого времени суток для работы персонала;

Не допускание работы оборудования при малой загрузке;

Совмещенное проведение технического обслуживания и текущих ремонтов осветительного и силового электрооборудования;

 

Технические:

Лампы накаливания, где это  целесообразно заменены люминесцентными;

Электродвигатели для  оборудования выбирались с учетом коэффициента загрузки и режима работы;

Применены электродвигатели новой серии АИР, имеющий более высокие КПД и cos j;

Предусмотрены воздушные  завесы, исключающие интенсивный  воздухообмен между секциями хранения и окружающей среды при открытых дверях;

 

2.14 Организация электротехнической  службы по эксплуатации электрооборудования

 

 

Эксплуатацией электрооборудования  картофелехранилища занимается бригада  электромонтеров, входящая в состав элекротехнической службы хозяйства.

 

Технические обслуживания и  текущие ремонты осуществляются согласно графика. График представляет собой календарный годовой план проведения ТО и ТР всего электрооборудования хозяйства.

 

Периодичность проведения ТО и ТР приведена в система планов предупредительных ремонтов в сельском хозяйстве: ППСРХ. Она зависит от вида оборудования и условий его эксплуатации. При составлении графика также учитываются величина фонда рабочего времени на неделю одного электромонтера.

 

Составлением графика  занимается инженер- электрик, он же осуществляет руководство электротехнической службой хозяйства.

 

 

3. Разработка автоматизированной  системы обеспечения микроклимата  картофелехранилища

 

 

Оптимальное хранение сельскохозяйственной продукции позволяет обеспечить круглогодичное снабжение населения  страны продуктами питания и сохранить  их высокие питательные и вкусовые качества, внешний вид.

 

Хранение картофеля по значимости и экономическому эффекту  уступает лишь хранению зерна. Главным  условием хорошей сохранности картофеля  является микроклимат. Основные параметры  микроклимата в хранилищах температура  и относительная влажность воздуха  в массе хранимого продукта. Процессы автоматического управления температурой в картофелехранилищах наиболее сложные.

 

Во-первых, при хранении большой  массы картофеля в хранилищах колхозов и совхозов, не оборудованных  системами автоматического управления, при положительных температурах возникают очаги загнивания продукта, которые быстро распространяются на рядом расположенные клубни картофеля.

 

Во-вторых, обычного картофель стараются хранить при минимально допустимых температурах, и при сильных морозах иногда подмораживается продукция в периферийных слоях.

 

В-третьих, для визуального  контроля сохранности продукции  ее закладывают слоем небольшой  толщины и оставляют места  для прохода обслуживающего персонала, что приводит к относительно малому использованию объема хранилищ. Вследствие этого при хранении картофеля  в неавтоматизированных картофелехранилищах  полезный объем сооружений составляет 30 … 40 % общего объема, а порча продукции  доходит до 30% и более [12].

 

Автоматизация управления микроклиматом  снижает потери продукции до 2-5% [13].

 

Технологически процесс  хранения картофеля и овощей можно  разделить на три основных периода: лечебный, охлаждение, хранение.

 

В лечебный период с целью  быстрого заживления механических повреждений  картофеля необходимо поддерживать в межклубневом пространстве насыпи температуру на уровне 14 … 18 оС и высокую относительную влажность воздуха (более 90%) с минимальным воздухообменом.