Рефераты

Рефераты

рефераты   Главная
рефераты   Рефераты по математике
рефераты   Рефераты по музыке
рефераты   Рефераты по авиации и
      космонавтике
рефераты   Рефераты по
      административному праву
рефераты   Рефераты по химии
рефераты   Рефераты по
       хозяйственному праву
рефераты   Рефераты по цифровым
      устройствам
рефераты   Рефераты по
      экологическому праву
рефераты   Рефераты по рекламе
рефераты   Рефераты по физике
рефераты   Рефераты по философии
рефераты   Рефераты по финансам
рефераты   Криминалистика
      криминалогия
рефераты   Гражданское право
      гражданский
рефераты   Авиация
рефераты   Литература
рефераты   Литература зарубежная
рефераты   Литература русская
рефераты   Сельское лесное хозяйство
      и землепользование
рефераты   Социология и
      обществознание
рефераты   Криптология
рефераты   Этика
рефераты   Философия
рефераты   Финансы деньги и налоги
рефераты   Хозяйственное право
рефераты   Химия
рефераты   Фотография
рефераты   Остальные рефераты
 
 
 

Курсовая работа: Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи

Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-т одновременн

Надбавка ∆Pд кВт

Надбавка ∆Pв кВт

Наружное освещение

кВТ
18-19 1,6 5,38 0,9 0,93 1,777778 5,784946 - - - 0,5
17-18 2,775 9,21 0,9 0,93 3,083333 9,903226 0.75 - - 0,5
ТП-17 3,78375 12,585 0,9 0,93 4,204167 13,53226 0.75 - - 0,4
23-24 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,3
22-23 3,075 10,2525 0,9 0,93 3,416667 11,02419 0.75 - - 0,41
21-22 5,8 12,6525 0,956537 0,918774 6,063539 13,77107 - 1.8 2.4 0,53
20-21 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - 0.95 3.15 0,2
ТП-20 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - - - 0,72
29-30 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,41
28-29 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,37
27-28 11,8 10,35 0,807318 0,936512 14,6163 11,05165 - 1.8 0.6 0,2
26-27 22,3 15,15 0,820013 0,96419 27,19469 15,71266 - 7.3 4.8 0,4
25-26 23,55 19,25 0,826897 0,953491 28,47996 20,18896 - 1.25 4.1 0,5
ТП-25 25,95 21,65 0,822992 0,942568 31,53129 22,96916 - 2.4 2.4 0,4

 

 5.84

Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25).

ТП1:

 кВт,

 кВт.

ТП2:

 кВт,

 кВт.

Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму.

Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле:


 кВт,

 кВт

Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле:

Для ТП1:

.

Для ТП2:

Определим полные расчётные мощности ТП по формуле:

Для ТП1:

 кВ·А.

Для ТП2:

 кВ·А.

По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными:

Номинальная мощность SТР, кВ·А ………………………………… 63

Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Yн-0

Потери холостого хода ∆РХХ, Вт ………………………………….. 240

Потери короткого замыкания ∆РКЗ, Вт ………………………….. 1280

Напряжение короткого замыкания UКЗ, % от UН …………………. 4,5

Находим экономические нагрузки на участках по формуле:

,  

где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28).

Произведём расчёт для ТП1:

Дневной максимум: Вечерний максимум:

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А. кВ·А.

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

 кВ·А; кВ·А;

Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5.

По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25.

Район по гололеду 1-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%).

,

где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А;

ℓУЧ – длина участка, км;

UН – номинальное линейное напряжение, кВ;

r0 – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1);

х0 – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм;

Для линии 1:

Для дневного максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Для вечернего максимума:

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

 В;

Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле:

,

где UН – номинальное линейное напряжение, В.

Для линии 1:

Для дневного максимума:

Для вечернего максимума:

Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r0 и х0, а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2, т.е. провод А70.

Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ

Номер участка Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА Марка и сечение проводов Сопротивление проводов ∆Uд, В ∆Uв, В ∆Uд, % ∆Uв, %
Актив-ное rо, Ом/км Реактив-ное хо, Ом/км
ТП1
9-10 1,6333 5,1948 4А25+А25 1.14 0.319 0,54 1,65 0,136 0,43
8-9 2,2925 7,34 4А25+А25 1.14 0.319 0,48 1,55 0,127 0,41
7-8 4,2478 8,9496 4А25+А25 1.14 0.319 0,98 2,07 0,258 0,54
2-7 5,1175 11,726 4А25+А25 1.14 0.319 1,55 3,54 0,407 0,93
2-1 1,7656 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,62 1,63 0,163 0,42
ТП-2 6,1527 14,458 4А25+А25 1.14 0.319 1,64 3,85 0,430 1,01
5-6 2,5302 2,5302 4А25+А25 1.14 0.319 0,64 0,64 0,169 0,16
4-5 3,2367 5,6204 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 1,96 0,292 0,51
3-4 4,1825 8,6603 4А25+А25 1.14 0.319 1,52 3,20 0,399 0,84
ТП-3 4,907 10,965 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 2,52 0,291 0,66
15-16 1,4233 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 0,97 0,118 0,25
14-15 2,2925 7,338 4А25+А25 1.14 0.319 0,80 2,46 0,211 0,64
13-14 2,7865 8,9471 4А25+А25 1.14 0.319 0,59 1,90 0,154 0,50
12-13 6,0228 11,776 4А25+А25 1.14 0.319 0,92 1,84 0,241 0,48
11-12 8,4317 18,646 4А25+А25 1.14 0.319 1,44 3,23 0,378 0,85
ТП-11 9,1343 20,924 4А25+А25 1.14 0.319 2,50 5,83 0,658 1,53
ТП2
18-19 1,2444 4,0495 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 1,50 0,120 0,39
17-18 2,1583 6,9323 4А25+А25 1.14 0.319 0,79 2,57 0,209 0,67
ТП-17 2,9429 9,4726 4А25+А25 1.14 0.319 0,82 2,68 0,217 0,70
23-24 1,4233 4,5914 4А25+А25 1.14 0.319 0,36 1,17 0,095 0,31
22-23 2,3917 7,7169 4А25+А25 1.14 0.319 0,58 1,91 0,154 0,50
21-22 4,2445 9,6397 4А25+А25 1.14 0.319 1,13 2,55 0,298 0,67
20-21 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44
ТП-20 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44
29-30 1,6333 5,1935 4А25+А25 1.14 0.319 0,30 0,96 0,080 0,25
28-29 2,2925 7,3387 4А25+А25 1.14 0.319 0,42 1,36 0,112 0,36
27-28 10,231 7,7362 4А25+А25 1.14 0.319 1,04 0,82 0,276 0,21
26-27 19,036 10,998 4А25+А25 1.14 0.319 4,17 2,48 1,097 0,65
25-26 19,936 14,132 4А25+А25 1.14 0.319 5,66 4,13 1,492 1,08
ТП-25 22,071 16,078 4А25+А25 1.14 0.319 5,12 3,85 1,349 1,01

Проведём проверку на соответствие потери напряжения в линиях.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
© 2010 Рефераты