Проект сети вновь электрифицируемого района

Тип работы:
Контрольная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

В данной контрольной работе произведем выбор одной из наиболее выгодной схемы электроснабжения района. Так же выберем необходимые трансформаторы, для подстанций на нагрузках и рассчитаем необходимые параметры для составления схемы замещения.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения потребители электрической энергии разделяются на три категории. В данной контрольной работе учтены категории потребителей, и в целях обеспечения надежности выбраны соответствующие параметры оборудования с последующей их проверкой как в номинальном режиме, так и в режиме перегрузки.

Исходные данные

В курсовом проекте необходимо выполнить проект сети вновь электрифицируемого района.

Во всех электропотребляемых пунктах (ЭП), кроме ЭП4, имеются потребители I и II категории, а также потребители III категории, составляющие 30% от общей нагрузки. В ЭП 4 потребители только III категории.

Потребители:

1-станкостроение;

2-автомобильная промышленность;

3 и 5 — машиностроение и металлообработка;

4- деревообрабатывающая промышленность.

Тнб4=3000 час. =1600 час

напряжение на шинах подстанции, А принять неизменным:

U1ном=116 кВ, U2ном=37,5 кВ.

Нагрузки электропотребителей. Таблица № 1

1

2

3

4

5

S, МВА

22

18

28

2,5

17

cos cos

Координаты центра электрических нагрузок потребителей Таблица № 2

X1

Y1

X2

Y2

X3

Y3

X4

Y4

X5

Y5

50

20

70

10

50

-20

30

0

60

-40

Координаты источника электроснабжения районной понизительной подстанции- принять X0=0, Y0=0, район по гололеду 1, по ветру 3.

Требуется:

1. На основании заданного вида нагрузок построить типовые суточные графики нагрузки по продолжительности.

2. Выбрать и обосновать:

а) схему сети для каждого варианта;

б) напряжение линии электропередачи;

в) материал, марку сечение проводов с проверкой по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне

г) параметры линии передачи- активное и индуктивное сопротивление, емкостную проводимость;

д) технико-экономическое сопоставление вариантов.

3. Выбрать тип, мощность и число понизительных трансформаторов для выбранного варианта, схему замещения трансформатора.

1. Типовые графики нагрузок

Одной из наиболее существенных характеристик нагрузки является величина потребляемой активной и реактивной мощности. Характеристика потребителей по нагрузке будет полной, когда будет известна вся совокупность возможных значений мощности. Эта характеристика дается графиками нагрузки. Графики нагрузки удобно характеризовать показателями — временем наибольшей нагрузки Тнб и временем потерь нб.

;;

Для типовых графиков нагрузки:

=8760

1. для станкостроения:

Рис 1. Суточный график активной и реактивной мощности

Рис 2. Годовые графики активной и реактивной мощности по продолжительности

2. Для автомобильной промышленности.

Рис 3. суточные графики

Рис. 4 годовой график активной нагрузки по продолжительности

3. Для машиностроения и металлообработки.

Рис 5. суточный график активной и реактивной мощности

Рис 6. Годовой график активной нагрузки по продолжительности

4. для деревообрабатывающей промышленности.

Рис 7. Суточные графики активной и реактивной мощности

Рис 8. Годовой график активной нагрузки по продолжительности

5. Для машиностроения и металлообработки.

Рис 9. Суточные графики активной и реактивной мощности

Рис 10. Годовые графики активной и реактивной мощности по продолжительности.

2. Выбор схемы сети

а. Радиальная схема сети

б. Смешанная схема сети

2.1 Выбор напряжения сети

а. для радиальной сети: Оптимальное напряжение рассчитываем по формуле:

Uопт=4,34

где L-длина линии (км);

Р-активная мощность узла (кВт), для двухцепной линии берется Р/2.

Длина линий рассчитывается по теореме Пифагора из координат.

Для линии А1:

LА1===53,85 км;

P1=S1=22=18,04 кВт

Uопт1=4,34=80,32 кВ;

Принимаем для линии А1 Uном=116 кВ (по условию)

Расчет для других линий сведены в таблицу № 3

Таблица № 3

№п/п

Линия

L, км

S, МВ

Р, кВт

Uрасч, кВ

Uном. кВ

1

А-1

53,85

22

0,82

18 040

80,32

116

2

А-2

70,71

18

0,82

14 760

76,03

116

3

А-3

72,80

28

0,84

23 520

91,98

116

4

А-4

30,00

2,5

0,8

2000

34,17

38,5

5

А-5

72,11

17

0,84

14 280

75,25

116

б. Выбор напряжения для смешанной сети:

Рассчитаем наиболее нагруженный участок кольца 1−2, потребителей А-1.

Полная мощность линии А-1

SA-1=

SA-1==37,85

где LА1, L12, L2А- длина линий в кольце А-1−2(км);

SA-1=37,85МВА

РA-1= SA-1*cos?=37,85*0,82=31,04

Uопт=4,34=101,82кВ

Принимаем для всех линий в кольце Uном =116кВ (по условию)

Для линии А-4 расчет как в радиальном варианте:

Uопт4=4,34

Р4= S4*cos?4=2500*0,8=2000

Uопт4=4,34

Uопт4=34,34кВ

2.2 Выбор сечения проводов ВЛ

По годовым графикам активной нагрузки определим время наибольшей нагрузки Тнб потребителей

;

Для станкостроения:

Тнб= = 138 582,6

Расчеты сведены в таблицу № 4

Таблица 4

№п/п

потребитель

Рнб, МВт

Тнб, ч

Jэк,

1

Станкостроение

138 582,624

20,56

6740,4

1

2

Автомобильная

144 173,8419

20,92

6890,9

1

3

Машиностроение

170 652,9391

28,63

5960

1

4

Деревообработка

3000

1,3

5

Машиностроение

114 265,7398

16,14

7079,2

1

а. Радиальная сеть: сечение определяем по формуле

Fi, j=;

для двухцепной линии Si, j/2;

Для линии А-1: FA1= мм2;

выбираем провод марки АС-70/11.

Аналогично для других линий радиальной схемы данные представлены в таблице № 5.

Таблица № 5

№п/п

линия

Si, j, МВ

Uном. кВ

Jэк

Fi, j мм2

Fст мм2

Марка

1

А-1

24

116

1

54,75

70

АС-70/11

2

А-2

16

116

1

44,79

70

АС-70/11

3

А-3

22

116

1

69,68

70

АС-70/11

4

А-4

4

34,34

1,3

6,22

50

АС-50/8

5

А-5

18

116

1

42,31

70

АС-70/11

Произведем проверку выбранных проводов по коронированию:

Напряженность электрического поля на поверхности проводника:

E=;

Начальная напряженность поля коронирования:

Eо. к=30,3;

Где: -радиус проводника, см;

m- коэффициент не гладкости проводника (для много проволочных проводов m=0,85);

— относительная плотность воздуха;

Dср — среднегеометрическое расстояние между проводами ВЛ.

Для данного варианта ВЛ- 110 кВ выбираем железобетонные опоры типа:

ПБ-110 с двухцепным расположением проводов.

Dcp=;

Где D1−2, D3−2, D1−3-расстояния между проводами

Dср==7,3 м.

Для выполнения условия требуется: E0,9 Eо.к.

Рассчитаем АС-70/11 на корону:

E== 23,18 кВ/см.

Eо.к.= 30,3= 35,98 кВ/см;

23,180,9 Eо. к=32,38

В нашем случае АС-70/11 по короне проходит.

Проверим участок А-4 на коронирование:

Выбираем железобетонную опору ПБ 35 с одноцепным расположением проводов.

Dср==4,08 м.

E== 9,6 кВ/см;

Eо.к.= 30,3= 36,9 кВ/см;

9,633,2 кВ/см.

Провод АС-50/8 по условию коронирования проходит.

Проверим выбранные провода радиальной схемы по допустимой нагрузке:

Iр=;

где: Sp- расчетная нагрузка, кВ;

Uном — напряжение линии электропередачи, кВ.

n- число цепей линии.

Условие: IpI доп.

Для линии А-1:

IрА1==54,72 А;

Для АС-70/11 Iдоп=265 А; 54,72 условие выполняется.

Для остальных ВЛ-116 кВ аналогично

Для линии А-4:

IрА1==42А;

Iдоп=210 А для АС50/8, 42;

Условие по допустимой нагрузке выполняется.

б. Смешанная сеть:

Произведем расчет потока мощности в кольцевой части сети:

SА-1 =37,85 МВА

S1−2= SА-1-S1=37,85−22= 15,85 МВА

S2−3= S1−2-S3=15,85−18= -2,15 МВА

SA-5=

SA-5==44,57

SA-5= 44,57МВА

S5−3= SA-5- S5=44,57−17=27,57 МВА

Рассчитываем сечение проводов линии по формуле:

Fi, j=, мм2;

FA-1==98,96 мм²;

Расчет проводов сводим в таблицу № 6

Таблица № 6

№п/п

линия

Si, j, кВ

Uном. кВ

Jэк

Fi, j мм2

Fст мм2

Марка

1

А-1

19 860

116

1

98,96

120

АС-120/19

2

1−2

3860

116

1

19,23

70

АС-70/11

3

2-А

20 140

116

1

100

120

АС-120/19

4

А-4

4000

38,5

1,3

46,19

50

АС-50/8

5

А-3

20 350

116

1

101,4

120

АС-120/19

6

3−5

-770

116

1

3,83

70

АС-70/11

7

5-А

21 230

116

1

105,79

120

АС-120/19

Произведем проверку выбранных проводов на корону и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету радиальных линий. Для данного варианта ВЛ-110 кВ выбираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением проводов.

Dср==5,07 м;

E== 19,14 кВ/см;

Eо.к.= 30,3= 34,61 кВ/см;

31,15кВ/см.

Провод АС-120/19 по условию коронирования проходит.

Проверим выбранные провода смешанной схемы по допустимой нагрузке:

Iр=;

где: Sp- расчетная нагрузка, кВ;

Uном — напряжение линии электропередачи, кВ.

n- число цепей линии.

Условие: IpI доп.

Iр1==188,39 А;

Для АС-240/32 Iдоп=605 А; 188,39 условие выполняется.

Аналогично для остальных участков кольцевых цепей.

Результат проверки проводов кольцевой схемы на коронирование и допустимую нагрузку сводим в таблицу № 7.

Таблица № 7

линия

Si, j, кВ•А

Uном. кВ

Марка

r, см

Е кВ/см

0,9Ео. к

кВ/см

Ip, A

Iдоп, А

А-1

37 850

116

АС-240/32

0,76

14,1

29,9

188,39

605

1−2

15 850

116

АС-120/19

0,57

18,9

31,2

78,89

390

2−3

-2150

116

АС-70/11

0,76

24,2

32,4

10,70

265

3−5

27 570

116

АС-150/19

0,48

17,4

30,8

137,22

450

А-5

44 570

116

АС-240/32

0,76

14,1

29,9

221,83

605

А-4

5000

34,34

АС-50/8

0,57

14,1

29,9

24,89

210

Из таблицы видно, что данные марки проводов ВЛ соответствуют условиям проверки и выбраны правильно.

2.3 Расчет параметров схемы замещения ВЛ

Расчет производим по следующим формулам:

-удельное активное сопротивление линии

;

Где Р0=31,5 Ом;

-активное сопротивление линии: ri, j=L i, j

— удельное индуктивное сопротивление линии

X0=0,1445+

где Dср- среднегеометрическое расстояние между проводами, м:

для ВЛ-35 кВ Dср=4,08 м;

для ВЛ-116 кВ двухцепные Dср=7,3 м;

для ВЛ-116 кВ одноцепные Dср=5,07 м;

Rэкв- эквивалентный радиус провода, м;

n- число проводов в фазе,

при n=1 Rэкв=Rп, где Rп- радиус провода, м;

— индуктивное сопротивление линии:

xi, j=L i, j;

— удельная емкостная проводимость линии:

b0=;

— емкостная проводимость линии: bi, j=L i, j;

а. Радиальная сеть:

Расчет параметров схемы замещения для А-1

= 0,45 Ом/км; rA-1= 0,45= 24,23 Ом;

При двухцепной линии сопротивление делится на 2;

X0=0,1445+;

xА-1=;

b0=; -

bА-1= См;

Для ВЛ 35 кВ радиальной сети А-4:

= 0,63 Ом/км; rA-4= 0,63= 18,9 Ом;

X0=0,1445+;

xА-4=;

b0=;

bА-1= См;

Результаты расчетов сводим в таблицу № 8.

Таблица№ 8

Линия

Марка

L, км

Сопротивление проводов

проводимость

r0, Ом/км

rл, Ом

х0, Ом/км

хл, Ом

b0, мкСм/км

bл, См

А-1

АС-70/11

53,85

0,22

23,69

0,23

24,77

2,44

131,39

А-2

АС-70/11

70,71

0,22

31,11

0,23

32,53

2,44

172,53

А-3

АС-70/11

72,80

0,22

32,03

0,23

33,49

2,44

177,63

А-4

АС-50/8

30,00

0,63

18,90

0,594

17,82

1,89

56,70

А-5

АС-70/11

72,11

0,22

31,73

0,23

33,17

2,44

175,95

б. Расчет параметров схемы замещения для смешанной сети:

Для участка сети А-1:

= 0,13 Ом/км;

X0=0,1445+;

b0=;

Результаты расчетов сводим в таблицу № 9.

Таблица № 9

Л-я

марка

L, км

Сопротивление

проводимость

r0, Ом/км

rл, Ом

х0, Ом/км

хл, Ом

b0, мкСм/км

bл, См

А-1

АС-240/32

53,85

0,13

7,00

0,548

29,51

2,06

110,93

1−2

АС-120/19

22,36

0,26

5,81

0,568

12,70

1,95

43,60

2−3

АС-70/11

36,06

0,45

16,23

0,586

21,13

1,91

68,87

3−5

АС-150/19

22,36

0,21

4,70

0,556

12,43

2,01

44,94

А-5

АС-240/32

64,03

0,13

8,32

0,548

35,09

2,06

131,90

А-4

АС-50/8

30

0,63

18,90

0,594

17,82

1,89

56,70

2.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов

Для окончательного выбора варианта проектируемой сети необходимо произвести сравнение двух наиболее приемлемых вариантов сети на основе технико-экономических расчетов.

При сооружении всей сети в течении одного года приведенные затраты для каждого варианта без учета ущерба от ненадежности и не качественного электроснабжения.

Згi=Кi (E+Ha)+Игi;

где Кi- капиталовложения в i варианте, руб;

Е- норма дисконта, % (У=12,5%),

На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),

Игi- ежегодные издержки без учета амортизации I варианте.

К=

где Кo, i- усредненная стоимость одного км линии, руб,

Li- длина линии, км,

n- число линий в сети.

K2014= DК1985

где D поправочный коэффициент D=100;

Иг=Ио+Иэ;

где Ио — обслуживание (Ио=2,5%);

Иэ- стоимость потерь электроэнергии, руб.

Иэ=;

где b- стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);

rл;

28 760;

а. Радиальная сеть:

Для двухцепной линии железобетонные опоры, провод АС-70/11 в первом районе по гололеду:

Ко1985=21,6 тыс. руб/км;

К2014=100 руб/км;

Для одноцепной линии 35 кВ, провода АС-50/8 в первом районе по гололеду:

Ко, 1985=9,4 тыс. руб/км;

К 2014=9 400 100=940000 руб/км

КА = (53,85+70,71+72,80+72,11)+ 940 000= 610 255,2 тыс. руб;

ИО, А=0,025= 15 256,4 тыс. руб;

28 760=5578 ч;

;

Таблица № 10.

№п/п

линия

Si, j, МВ•А

rл, Ом

Тнб, ч

, кВт

, ч

1

А-1

22

23,69

6683

704,34

5498

2

А-2

18

31,11

6783

924,86

6724

3

А-3

28

32,03

5783

952,20

4320

4

А-4

2,5

18,90

3000

561,83

2661

5

А-5

17

31,73

5606

943,17

5191

Иг= 15 256,4+8938,05=22 307,15;

ЗГ, А=610 255,2 + 22 307,15= 102 521,75 тыс. руб.

б. Расчет смешанной сети:

Значение К1985 для одноцепной линии 110 кВ на железобетонных опорах в первом районе по гололеду:

Таблица № 11.

Л-я

Марка

Кo, i1985, тыс. руб/км

Кo, i 2014, тыс. руб/км

L, км

K, тыс. руб

?Рнб, кВт

Si, j, кВ•А

rл, Ом

Тнб,

ч

,

ч

А-1

АС-240/32

15,6

1560

53,85

84 006

704,34

37 850

16,38

480,1

6585

1−2

АС-120/19

14,5

1450

22,36

32 422

924,86

15 850

12,73

14,095

6724

2−3

АС-70/11

15,6

1560

36,06

56 253,6

952,20

-2150

13,9

419

5638

3−5

АС-150/19

9,4

940

22,36

21 018,4

561,83

27 570

20,16

218

2661

А-5

АС-240/32

15,6

1560

64,03

99 886,8

943,17

44 570

14,04

432

5406

А-4

АС-50/8

14,5

1450

30

43 500

704,34

5000

10,03

0,441

5406

Ио=0,025 тыс. руб;

Иэ=11 246 тыс. руб;

Иг= +11 246=22939,5;

Зг б=0,15+22 939,5 =93 100,95 тыс. руб;

Сравниваем варианты:

;

Как видим из результатов подсчета, смешанная сеть экономически выгодней радиальной на 9,1%.

Для данного проекта выбираем вариант со смешанной схемой электроснабжения района.

3. Выбор трансформаторов, схемы их замещения

Исходя из категорий потребителей выбираем на подстанциях 1,2,3,5 потребителей по 2 трансформатора, так как потребители 1−2 категорий. На подстанции 4 потребителя выбираем один трансформатор, так как потребитель 3 категории.

Определим тип и номинальную мощность возможных вариантов трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в номинальном режиме работы и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Условия:

— для однотрансформаторной подстанции:

Sном.т Sн. мах,

— для двухтрансформаторной подстанции в номинальном режиме работы:

2Sном.т Sн. мах,

в режиме послеаварийной перегрузки —

Sном.т Sн. мах,

где Кп-1,4.

№ 1. Sн. мах1=22 000 кВА;

1. ТРДН-25 000/110;

225 000=5000022000 кВА;

1,425 000=35000 кВА22 000 кВА;

2. ТРДН-32 000/110

232 000=6400022000 кВА;

1,42 000=44800 кВА22 000 кВА;

№ 2. Sн. мах2=18 000 кВА;

1. ТДН-16 000/110

216 000=3200018000 кВА;

1,416 000=22400 кВА18 000 кВА;

2. ТРДН-25 000/110;

225 000=5000018000 кВА;

1,425 000=35000 кВА18 000 кВА;

№ 3. Sн. мах3=28 000 кВА;

2. ТРДН-32 000/110

232 000=6400028000 кВА;

1,42 000=44800 кВА28 000 кВА;

2. ТРДН-25 000/110;

225 000=5000028000 кВА;

1,425 000=35000 кВА28 000 кВА;

№ 4. Sн. мах4=2500 кВА;

1. ТМН-4000/35;

40 002 500 кВА;

2. ТМН-6300/35

63 002 500 кВА;

№ 5. Sн. мах5=17 000 кВА;

1. ТДН-16 000/110

216 000=3200017000 кВА;

1,416 000=22400 кВА17 000 кВА;

2. ТРДН-25 000/110;

225 000=5000017000 кВА;

1,425 000=35000 кВА7000 кВА;

3.1 Технико-экономическое сопоставление вариантов

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбранных трансформаторов и выберем один из них на каждой подстанции.

Технико-экономическое сравнение трансформаторов производится по приведенным затратам:

Згi=Кi (E+Ha)+Иэi;

где Кi- капитальные затраты на сооружение трансформаторов, включающие заводскую стоимость, транспортные издержки, затраты на установку трансформаторов и пр, руб;

Е- норма дисконта, % (У=12,5%),

На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),

Иэi- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

Иэi=;

где n- количество параллельно работающих трансформаторов;

Pхх-потери холостого хода трансформатора, кВт;

Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

b- стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);

;

Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице № 12

Тип

Uк,%

Ixx,%

К1985, тыс. руб

ТДН-16 000/ 110/10

10,5

85

21

0,85

48

ТРДН-25 000/ 110/10

10,5

120

29

0,80

65,5

ТРДН-32 000/ 110/10

10,5

145

35

0,75

76

ТМН-4000/ 35/10

7,5

33,5

6,7

1

31

ТМН-6300/ 35/10

7,5

46,5

9,2

0,9

33

1. № 1; n=2, нб=6585 ч, Sнб=22 000 кВА;

а. ТРДН-25 000/110/10;

Иэа=;

Ктб2014=65,5 тыс. руб;

Згб=0,15 тыс. руб;

б. ТДН-32 000/110/10;

Иэб=;

Кта2014=76 тыс. руб;

Зга=0,15тыс. руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТРДН-25 000/110/10.

2. Для подстанции № 2; n=2, нб=6724 ч, Sнб=18 000 кВА;

а. ТДН-16 000/110/10;

Иэа=;

Кта2014=48 тыс. руб;

Зга=0,15 тыс. руб;

б. ТРДН-25 000/110/10;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс. руб;

Згб=0,15 тыс. руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для второй подстанции: 2 трансформатора ТДН-16 000/110/10.

3. Для подстанции № 3; n=2, нб=4320 ч, Sнб=28 000 кВА;

а. ТДН-32 000/110/10;

Иэб=;

Кта2014=76 тыс. руб;

Зга=0,15тыс. руб;

б. ТРДН-25 000/110/10;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс. руб;

Згб=0,15 тыс. руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для третьей подстанции: 2 трансформатора ТДН-25 000/110/10.

4. Для подстанции № 4; n=1, нб=2661 ч, Sнб=2500 кВА;

а. ТМН-4000/35/10;

Иэа=;

Кта2014=31 тыс. руб;

Зга=0,15тыс. руб;

б. ТМН-6300/35/10;

Иэб=;

Ктб2014=33 тыс. руб;

Згб=0,15 тыс. руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для второй подстанции: 1 трансформатор ТМН-4000/35/10.

5. Для подстанции № 5; n=2, нб=5191 ч, Sнб=17 000 кВА;

а. ТДН-16 000/110;

Иэа=;

Кта2014=48 тыс. руб;

Зга=0,15 тыс. руб;

б. ТРДН-25 000/110;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс. руб;

Згб=0,15 тыс. руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТДН-16 000/110.

3.2 Расчет схем замещения выбранных трансформаторов

Для ТДН-16 000/110:

Активное сопротивление трансформатора

rт=;

где Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт

— номинальная мощность трансформатора, кВ;

Uном- номинальное напряжение, кВ;

rт==4,47 Ом;

Индуктивное сопротивление трансформатора

Xт=;

где Uк- напряжение КЗ,%

Xт=;

Емкостная проводимость трансформатора:

bт=;

где I хх- ток холостого хода, %.

bт=(0,85/100)16000/1162=10,110−6 См

Индуктивная проводимость трансформатора:

G

т=

где Рхх -потери холостого хода, кВт;

gт=21/1162=1,610−6 См.

Аналогично для других трансформаторов, результаты расчетов в таблице № 13

Таблица № 13

№ п/п

трансформатор

rт, Ом

Хт, Ом

bт, Ом

gт, Ом

1

ТДН-16 000/110

4,41

88,31

10,1

1,6

2

ТРДН-25 000/110

2,58

56,5

16,3

2,2

3

ТМН-4000/35

3,1

27,7

1,03

4,5

Схемы замещения трансформаторов:

а. ТДН-16 000/110/10:

б. ТРДН-25 000/110/10:

в. ТМН-4000/35/10:

Заключение

Произведя необходимые подсчеты, мы выбрали оптимальную схему сети, отвечающей экономичности и требуемой надежности- смешанную схему,

Согласно категориям потребителей, выбрано соответствующее количество трансформаторов, для обеспечения соответствующей работы.

Линии электропередач, выбраны согласно 1 району по гололеду, сечение проводов соответствует условию по напряжению и силе тока нагрузки.

Расчет показал, что с точки зрения экономичности по сооружению и обслуживанию, наиболее выгодным вариантом, является смешанная схема, с преобладанием кольцевого типа соединения потребителей. Так же данный вариант является наиболее надежным.

трансформатор ток нагрузка провод

Библиографический список

1. Солдаткина, Л. А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов/ Л. А. Солдаткина. -М.: Энергия, 1978. -216с.

2. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. -4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989. -608с.: ил

3. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов.- 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергия, 1979. -408с., ил

4. Справочник по электроснабжения промышленных предприятий. Промышленные электрические сети/ под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. -2-е изд., перераб. и доп. -М. :Энергия, 1980. -576с.

5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. -4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989. -608с.

. ur

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой