Электроснабжение населенного пункта Галичи

Автор: Пользователь скрыл имя, 17 Декабря 2011 в 15:42, курсовая работа

Описание работы

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии – угля, сланцев, на больших реках.

Содержание

Задание . . . . . . . . . . . 2
Аннотация . . . . . . . . . . 5
Содержание . . . . . . . . . . 6
Введение. . . . . . . . . . . 7
Исходные данные . . . . . . . . . 8
Определение допустимых потерь напряжения в сети 0,38 кВ . . 9
Расчет электрических нагрузок . . . . . . . 10
Электрический расчет сети 10 кВ . . . . . . 14
Электрический расчет сети 0,38 кВ . . . . . . 17
Определение потерь энергии . . . . . . . 20
Конструктивное исполнение воздушных линий и
трансформаторных подстанций . . . . . . . 23
Расчет основных показателей надежности электрических сетей. . 24
Организация эксплуатации и ремонта электрических сетей . . 25
Литература . . . . . . . . . . 26

Работа содержит 1 файл

Курсовой (Галичи).doc

— 362.00 Кб (Скачать)

    - допустимые потери напряжения в сети 0,38 кВ, %.

     км2.

    .

   Принимаем 1 КТП, по таблице интервалов мощностей  выберем SТР=250 кВА.

  1. Место расположения КТП  находим по выражению

             

где и - координаты центра нагрузок;

             - расчетная мощность потребителей или их групп.

   Результаты  вычислений сводим в таблицу 3 

   Таблица 3. Результаты расчета

№ группы Наименование объекта РВi Хi Yi РВi· Хi РВi· Yi
1 Д4 5,15 40 608 206 3131,2
2 Д4 5,15 92 588 473,8 3028,2
3 Д4 5,15 144 568 741,6 2925,2
4 Д4 5,15 196 548 1009,4 2822,2
5 Д4 5,15 252 632 1297,8 3254,8
6 Д4 5,15 252 580 1297,8 2987
7 Д4 5,15 224 476 1153,6 2451,4
8 Д4 5,15 212 428 1091,8 2204,2
9 Д4 5,15 312 512 1606,8 2636,8
10 Д4 5,15 28 384 144,2 1977,6
11 Д4 5,15 84 380 432,6 1957
12 Д4 5,15 140 372 721 1915,8
13 Д4 5,15 176 296 906,4 1524,4
14 Д4 5,15 160 240 824 1236
15 Д4 5,15 148 192 762,2 988,8
16 Д4 5,15 136 144 700,4 741,6
17 Д4 5,15 360 340 1854 1751
18 Д4 5,15 360 284 1854 1462,6
19 Д4 5,15 196 368 1009,4 1895,2
20 Д5 5,75 128 372 736 2139
21 Д5 5,75 68 100 391 575
22 Д6 6,49 352 456 2284,5 2959,4
23 Д6 6,49 280 380 1817,2 2466,2
24 Д6 6,49 292 156 1895,1 1012,4
25 Д6 6,49 212 96 1375,9 623
№ группы Наименование объекта РВi Хi Yi РВi· Хi РВi· Yi
26 Д6 6,49 300 40 1947 259,6
500 Школа 2 124 68 248 136
511 Мастерские  2 156 68 312 136
521 Сельсовет 3 220 336 660 1008
525 Клуб 10 380 396 3800 3960
536 ФАП 4 392 260 1568 1040
544 Столовая 15 308 236 4620 3540
553 Магазин 4 292 220 1168 880
561 Баня 8 372 60 2976 480
Итого: 189,8 - - 43885,5 62105,6
 

    ;   . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  1. Электрический расчет сети 10 кВ
 

   Электрический расчет сетей напряжением 10…110 кВ производится с целью выбора сечения и марки  проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя.

   Напряжение  проводов ВЛ 0,38 кВ и 10 кВ рассчитываем по экономическим интервалам нагрузок. Затем линии проверяют по допустимой потере напряжения. 

     
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Рис.1. Расчетная схема сети 10 кВ 

   Находим активные дневные нагрузки участков линии:

   Р7-1010=100 кВт

   Р6-707-107)=0,9(100+240) =306 кВт

где к0- коэффициент одновременности [2, табл.2.20]

   Р6-22=65 кВт

   Р1-51=60 кВт

   Р6-33=121 кВт

   Р5-66-3+∆Р6-7+∆Р6-2+∆Р6=121+230+44,5+41=436,5 кВт

где ∆Р – добавка к большей слагаемой нагрузке [2, табл.2.20]

   РИ-5= Р5-6+∆Р1-5+∆Р5=436,5+41+76=553,5 кВт

   Вечерняя  нагрузка:

   Р7-1010=160 кВт

   Р6-707-107)=0,9(160+60) =198 кВт

   Р6-22=95 кВт

   Р1-51=40 кВт

   Р6-33=168,41 кВт

   Р5-6= Р6-3+∆ Р7-6+∆Р6-2 +∆Р6=168,41+150+65+48=431,41 кВт

   РИ-5= Р5-6+∆ Р1-5+∆Р5=431,41+26,5+92=550 кВт

   Дальнейший  расчет ВЛ – 10 кВ ведем по вечернему  максимуму.

   Находим средневзвешенный коэффициент мощности на участках ВЛ – 10 кВ по формуле:

   

где cosφi  определяется по отношению РП0 [1, рис.3.7]. 

   Таблица 4. Значения коэффициентов мощности

№ н. п. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
РП0 0,5    0,4    0,3    0,5    0,4    0,3    0,5    0,7    0,6    0,5
сosφi 0,84 0,86 0,94 0,84 0,86 0,88 0,84 0,81 0,825 0,84
 

     и т.д.

   Полные  мощности участков линии находим по выражению:

   

     кВА   и т. д.

   Определяем  экономическую мощность на участках с учетом динамики роста нагрузок:

   
где
- коэффициент динамики (0,7).

     кВА и т.д.

   Выберем марку и сечение проводов.  При этом учитываем, что на ВЛ 10 кВ для 1 и 2 районов должны применяться  сталеалюминиевые провода с минимальным значением сечения провода 35 мм2, а для магистрали - 70 мм2.

   Находим допустимую потерю напряжения при выбранных сечениях для каждого участка, В:

   

    ,

где R0, X0 – удельное электрическое и внешнее индуктивное сопротивления

                    проводов (для АС-70: R0=0,42 Ом/км, Х0=0,327 Ом/км).

     В,  %.

   Дальнейшие  расчеты сводим в таблицу 5: 

   Таблица 5. Результаты расчета

Участок lУЧ  
РвУЧ
 
cosφУЧ
 
SУЧ
SЭУЧ марка и сечение  провода ∆UУЧ ∆UУЧ
   км кВт -- кВА кВА - В %
6-3 2,7 168,41 0,94 179,16 125,41 АС-70 24,5 0,25
5-6 3,3 431,41 0,88 490,24 343,17 АС-70 84,7 0,85
И-5 2,7 550 0,87 632,18 442,53 АС-70 89,7 0,90
 

      ∆Uмаг=∆U6-3+∆U5-6+∆UИ-5=0,25+0,85+0,90=2 %<6 %. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  1. Электрический расчет сети 0,38 кВ
 

   Составляем расчетную схему зон  н.п. Галичи, с нанесением мощностей и длин участков. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис.2. Расчетная  схема сети 0,38 кВ

   Определяем  активные вечерние нагрузки на участках фидера 1, т.к. РВД.

   РУЧб+Σ∆РМ, ∆РМ – из таблицы 3.6 [1]

     кВт,

    кВт   и т. д.

   Определяем  средневзвешенный коэффициент мощности участков фидера 1:

    ;

    ;

     и т. д.

   Полные  мощности на участках фидера 1 находим  по формуле:

    , кВА;

     кВА   и т.д.

   Находим эквивалентные мощности на участках фидера 1

   SЭУЧ=SУЧ·КД,   
где КД=0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

     кВА   и т.д.  

   По  экономическим интервалам нагрузок выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А»[3].

   Определяем  фактические потери напряжения на участках фидера 1 и сравним с ∆UДОП=7,5%:

    , В

    ;

   Расчетные значения остальных участков фидеров сводим в таблицу 6. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Таблица 6. Результаты расчетов по фидорам

фидера

Участок фидера  
lУЧ,

км

 
РУЧ,

кВт

 
cosφУЧ
 
SУЧ,

кВА

 
SЭУЧ,

кВА

Кол-во, марка  и сечение провода  
∆UУЧ,

В

 
∆UУЧ,

В

Ф1 
12-11 0,052 5,15 0,96 5,36 3,75 3А35-А35 0,61 0,16
11-6 0,048 10,30 0,96 10,73 7,51 3А35-А35 1,12 0,29
10-9 0,056 5,15 0,96 5,36 3,75 3А35-А35 0,65 0,17
9-8 0,056 10,30 0,96 10,73 7,51 3А35-А35 1,31 0,34
8-7 0,056 15,45 0,96 16,09 11,26 3А35-А35 1,96 0,52
7-6 0,052 20,60 0,96 21,46 15,02 3А50-А50 0,73 0,19
13-6 0,072 5,15 0,96 5,36 3,75 3А35-А35 0,84 0,22
6-5 0,060 29,60 0,96 30,83 21,58 3А50-А50 1,21 0,32
5-4 0,048 32,60 0,96 33,96 23,77 3А50-А50 1,06 0,28
4-0 0,064 35,60 0,96 37,08 25,96 3А50-А50 1,55 0,41
3-2 0,056 5,15 0,96 5,36 3,75 3А35-А35 0,65 0,17
2-1 0,060 10,30 0,96 10,73 7,51 3А35-А35 0,53 0,14
1-0 0,056 15,45 0,96 16,09 11,26 3А35-А35 1,96 0,52
0-0 0,010 51,05 0,96 53,18 37,23 3А50-А50 0,91 0,24
Ф2 13-12 0,060 6,49 0,96 6,76 4,73 3А35-А35 0,88 0,23
12-11 0,030 10,49 0,94 11,16 7,81 3А35-А35 0,73 0,19
11-7 0,040 25,49 0,92 27,71 19,40 3А50-А50 1,93 0,51
10-9 0,040 8,00 0,90 8,89 6,22 3А35-А35 0,30 0,08
9-8 0,068 13,75 0,93 14,78 10,35 3А35-А35 2,20 0,58
8-7 0,060 18,90 0,94 20,11 14,08 3А35-А35 1,00 0,26
7-6 0,028 39,89 0,93 42,89 30,02 3А70-А70 1,57 0,41
6-5 0,060 42,89 0,93 46,12 32,28 3А70-А70 3,61 0,95
5-3 0,052 45,89 0,93 49,34 34,54 3А70-А70 3,34 0,88
4-3 0,060 6,49 0,96 6,76 4,73 3А35-А35 0,88 0,23
3-2 0,080 52,79 0,93 56,76 39,73 3А70-А70 5,92 1,56
2-1 0,072 56,69 0,93 60,96 42,67 3А70-А70 5,72 1,51
1-0 0,040 58,49 0,93 62,89 44,02 3А50-А50 4,37 1,15
Ф3 10-5 0,056 5,75 0,96 5,99 4,19 3А35-А35 0,73 0,19
9-8 0,030 2,00 0,75 2,67 1,87 3А35-А35 0,17 0,04
8-5 0,020 4,00 0,83 4,82 3,37 3А35-А35 0,21 0,06
7-6 0,112 6,49 0,96 6,76 4,73 3А35-А35 1,65 0,43
6-5 0,088 12,98 0,96 13,52 9,46 3А35-А35 2,59 0,68
5-4 0,040 22,73 0,94 24,18 16,93 3А50-А50 1,67 0,44
4-3 0,056 25,73 0,94 27,37 19,16 3А50-А50 2,65 0,70
3-2 0,048 28,73 0,94 30,56 21,39 3А50-А50 2,54 0,67
7-1 0,056 31,73 0,94 33,76 23,63 3А50-А50 3,27 0,86
1-0 0,072 34,73 0,94 36,95 25,87 3А50-А50 4,60 1,21

Информация о работе Электроснабжение населенного пункта Галичи