Рефераты

Рефераты

рефераты   Главная
рефераты   Иностранные языки
рефераты   Инвестиции
рефераты   Зоология
рефераты   Журналистика
рефераты   Режущий инструмент
рефераты   Реклама и PR
рефераты   Ресторанно-гостиничный
      бизнес бытовое обслуживан
рефераты   Римское право
рефераты   Русский язык культура речи
рефераты   Политика выборы власть
рефераты   Политология политистория
рефераты   Право
рефераты   Юридическая психология
рефераты   Финансы деньги и налоги
рефераты   Философия
рефераты   Теория организации
рефераты   Теплотехника
рефераты   Технология
рефераты   Товароведение
рефераты   Финансовые науки
рефераты   Управленческие науки
рефераты   Строительные науки
рефераты   Авиация и космонавтика
рефераты   Административное право
рефераты   Безопасность
      жизнедеятельности
рефераты   Рефераты по рекламе
рефераты   Рефераты по физике
 
 
 

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 Реферат Live