Электроснабжение сельских населенных пунктов
Обзор нормативных материалов в области электроснабжения сельских населенных пунктов. Выбор трасс кабельных линий и кабелей. Разработка вариантов реконструкции распределительных электрических сетей. Определение расчетных электрических нагрузок сети.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.03.2012 |
| Размер файла | 1,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
|
Номер участка |
Длина участка, км |
Сечение проводника на участке |
Активное сопротивление, Ом |
Реактивное сопротивление, Ом |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
10-1 |
0,508 |
395 |
0,167 |
0,042 |
|
|
1-4 |
0,525 |
395 |
0,173 |
0,044 |
|
|
4-1424 |
0,245 |
395 |
0,081 |
0,020 |
|
|
1424-3 |
0,473 |
395 |
0,156 |
0,039 |
|
|
3-2 |
0,368 |
395 |
0,121 |
0,031 |
|
|
2-1 |
0,298 |
395 |
0,098 |
0,025 |
|
|
4-10 |
0,580 |
395 |
0, 191 |
0,048 |
|
|
2-1389 |
0,385 |
395 |
0,127 |
0,032 |
Таблица 6.7 - Активное, реактивное сопротивление участков сети, второго варианта реконструкции сети
|
Номер участка |
Длина участка, км |
Сечение проводника на участке |
Активное сопротивление, Ом |
Реактивное сопротивление, Ом |
|
|
10-1 |
0,507 |
395 |
0,167 |
0,042 |
|
|
1-4 |
0,577 |
395 |
0, 190 |
0,048 |
|
|
4-1424 |
0,420 |
395 |
0,138 |
0,035 |
|
|
1424-3 |
0,525 |
395 |
0,173 |
0,044 |
|
|
3-2 |
0,385 |
395 |
0,127 |
0,032 |
|
|
2-1 |
0,297 |
395 |
0,098 |
0,025 |
|
|
4-10 |
0,455 |
395 |
0,150 |
0,038 |
|
|
2-1389 |
0,385 |
395 |
0,127 |
0,032 |
Чтобы рассчитать значения активной и реактивной мощности на линейных участках найдем средневзвешенные значения коэффициентов мощности для этих участков по выражению
, (6.13)
где - расчетная мощность потребителей электроэнергии,
- коэффициент мощности каждого потребителя [6].
Результаты сведем в таблицу 6.8.
Таблица 6.8 - Результаты расчета на линейных участках сети
|
Номер линейного участка |
|||
|
Первый вариант |
Второй вариант |
||
|
1 |
0,94 |
0,94 |
|
|
2 |
0,91 |
0,89 |
|
|
3 |
0,92 |
0,93 |
|
|
4 |
0,94 |
0,97 |
|
|
1424 |
0,96 |
0,95 |
|
|
1389 |
0,96 |
0,96 |
Используя найдем значения активной и реактивной мощности на линейных участках.
Таблица 6.9 - Результаты расчета мощностей на линейных участках сети
|
Номер линейного участка |
Полная мощность на участке, кВ•А |
Активная мощность, кВт |
Реактивная мощность, квар |
|
|
10-1 |
621,6 |
580,4 |
222,6 |
|
|
1-4 |
19,4 |
19,2 |
2,8 |
|
|
4-1424 |
376,1 |
349,2 |
139,8 |
|
|
1424-3 |
82,3 |
69,8 |
43,6 |
|
|
3-2 |
95,4 |
90,2 |
31 |
|
|
2-1 |
352,1 |
325,5 |
134,2 |
|
|
4-10 |
569,4 |
527,6 |
214,2 |
На данном этапе расчетов, зная активное и реактивное значение мощностей и сопротивлений найдем по выражению (6.10) потери напряжения на участках 1-5, 9-5 и 9-10 и сравним их с допустимыми.
В сетях 10 кВ согласно [2] допустимым является потеря до 6%. Потеря напряжения в % определяем по следующему выражению:
, (6.14)
где - потеря напряжения в кВ.
Действительное напряжение на стороне 0,38 кВ находим по выражению:
, (6.15)
где - коэффициент трансформации трансформатора КТП.
Отклонение напряжения на стороне 0,38 кВ КТП по [1]:
(6.16)
где - текущее значение напряжения в данной точке сети.
Используя выражения (6.13) - (6.16) производим расчет:
Участок 10-4
,
кВ,
.
Участок 4-2
,
кВ,
.
Участок 2-1389
,
кВ,
Результаты представим в виде таблицы 6.10.
Таблица 6.10 - Проверка сечений по допустимой потере напряжения
|
Номер участка |
Потеря напряжения на участке, % |
Отклонение напряжения на стороне 0,38 кВ, % |
Допустимые значения |
Соблюдение условий |
|||
|
потери напряжения, % |
отклонения напряжения на стороне 0,38 кВ, % |
по потере напряжения |
По отклонению напряжения |
||||
|
10-4 |
0,11 |
-0,11 |
6 |
-2,5 до 5 |
соблюдаются |
соблюдаются |
|
|
4-2 |
0,07 |
-0,08 |
6 |
-2,5 до 5 |
соблюдаются |
соблюдаются |
|
|
2-1389 |
0,13 |
-0,13 |
6 |
-2,5 до 5 |
соблюдаются |
соблюдаются |
Следовательно, выбранное сечение кабеля удовлетворяет требованиям по допустимым потерям напряжения.
7. Электрические расчеты нормальных и послеаварийных режимов выбранных вариантов сети. оценка отклонения напряжения у потребителей
7.1 Особенности электрического расчета распределительных сетей
Целью электрического расчета сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.
В электрический расчет входят распределение активных и реактивных мощностей по участкам сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей, а также расчет напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы. Расчет будет производиться в программе RastrWin.
Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем.
RastrWin предназначен для решения задач по ведению режимов электрических сетей и систем:
1) расчет установившегося режима;
2) эквивалентирование электрической сети;
3) оптимизация режима по напряжению и реактивной мощности;
4) расчет предельных режимов.
Перед проведением расчетов по программе надо подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной RastrWin. Для этого необходимо:
нарисовать схему с указанием всех узлов и ветвей;
пронумеровать все узлы электрической сети, включая все промежуточные узлы;
для каждого узла определить его номинальное напряжение и нанести на схему;
для каждого узла нагрузки определить активную и реактивную мощности потребления;
для узлов с синхронными машинами (генераторы, компенсаторы) определить активную мощность генерации, пределы регулирования реактивной мощности и заданный (фиксированный) модуль напряжения;
для ЛЭП определить продольное сопротивление и проводимость на землю;
автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя ветвями, из которых две имеют коэффициенты трансформации;
при наличии в сети группы параллельных линий желательно присваивать каждой из них свой номер в группе;
определить номер балансирующего узла и его модуль напряжения.
Для улучшения начального приближение в RastrWin используется специальный стартовый алгоритм, основанный на методе Зейделя. В большинстве случаев он позволяет получить надежную сходимость при очень плохом начальном приближении. Но в достаточно редком случае задания отрицательных сопротивлений ветвей (это бывает при наличии в сети устройств продольной компенсации) стартовый алгоритм приводит к ухудшению начального приближения и должен быть отключен в меню.
База данных включает в себя хранение данных (как исходного так и расчетного характера) производится в единой встроенной базе данных. Пользователь комплекса может создавать свои поля в базе данных и задавать связи между полями с помощью формул. При загрузке и сохранении файлов используются шаблоны (типы файлов), хранящие информацию о типах загружаемых (сохраняемых) данных, пользователь программы может изменять и создавать свои типы данных.
На основе базы данных пользователь может формировать свои таблицы, содержащие как исходные данные, так и результаты расчетов, определять редактируемую и неизменную информацию. Можно определять связанные таблицы, то есть несколько таблиц в одном окне. Для каждой таблицы можно определить свою сортировку по любому параметру и выборку. [12]
На рисунках 7.1 и 7.2 приведены два варианта конфигурации сети.
Рисунок 7.1 - Первый вариант реконструкции сети
Рисунок 7.2 - Первый вариант реконструкции сети
7.2 Электрический расчет первого варианта реконструкции сети
Данная распределительная сеть по конфигурации сооружается замкнутой, но работает в разомкнутом режиме, поэтому производя расчеты по программе RASTR, находим оптимальные точки потокораздела.
Определяем сопротивления линий по формулам:
(7.1)
(7.2)
где , - удельное сопротивление участка линии [13], Ом/км,
- длина линии, км.
Сопротивление трансформаторов подстанции, выбранных ранее, берем из таблицы 6.2.
Результаты расчета сопротивлений линии оформим в виде таблицы 7.1.
Таблица 7.1 - Активные и реактивные сопротивления ЛЭП 10 кВ, первый вариант реконструкции
|
Номер участка |
Длина участков линий, км |
Активное сопротивление, Ом |
Реактивное сопротивление, Ом |
|
|
10-1 |
0,508 |
0,167 |
0,042 |
|
|
1-4 |
0,525 |
0,173 |
0,044 |
|
|
4-1424 |
0,245 |
0,081 |
0,020 |
|
|
1424-3 |
0,473 |
0,156 |
0,039 |
|
|
3-2 |
0,368 |
0,121 |
0,031 |
|
|
2-1 |
0,298 |
0,098 |
0,025 |
|
|
4-10 |
0,580 |
0, 191 |
0,048 |
|
|
2-1389 |
0,385 |
0,127 |
0,032 |
Реактивные мощности в узлах Q, квар, рассчитываем по формуле:
Q = Ptgц, (7.3)
где P - активная мощность узла, км,
tgц - тангенс угла.
Таблица 7.2 - Исходные данные по узлам сети, первый вариант реконструкции
|
№ узла |
Pнаг, кВт |
Qнаг, квар |
Pген, кВт |
Qген, квар |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
10 |
- |
- |
1108 |
436,8 |
|
|
11 |
232 |
75,6 |
- |
- |
|
|
22 |
176,1 |
79,3 |
- |
- |
|
|
33 |
158,5 |
69,7 |
- |
- |
|
|
44 |
194,6 |
70,1 |
- |
- |
|
|
55 |
275 |
82,6 |
- |
- |
|
|
66 |
56,4 |
16,5 |
- |
- |
Распределительные сети в основном работают в разомкнутом режиме, т. е являются радиальными сетями. Поэтому распределительные сети должны содержать точки нормального разрыва, которые в зависимости от различных условий (авария или вывод участка сети в ремонт) могут быть изменены.
Был произведен расчет, по выбору точек потокораздела, выбираем точки 4 и 3, как самый оптимальный.
Результаты расчета сведем в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 - Результаты расчета нормального режима
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
10 |
10,5 |
1,064 |
0,428 |
10,5 |
||||
|
4 |
10,492 |
0,005 |
-0,458 |
-0,172 |
0 |
0 |
26,921 |
|
|
1 |
10,49 |
0,01 |
-0,606 |
-0,256 |
0,001 |
0 |
36,16 |
|
|
1 |
10,489 |
0,01 |
||||||
|
5 |
10,488 |
0,001 |
-0,1 |
-0,039 |
0 |
0 |
5,896 |
|
|
2 |
10,487 |
0,004 |
-0,294 |
-0,135 |
0 |
0 |
17,807 |
|
|
10 |
10,5 |
-0,01 |
0,605 |
0,256 |
0,001 |
0 |
36,16 |
|
|
11 |
0,391 |
-1,908 |
-0,235 |
-0,085 |
0,003 |
0,01 |
13,767 |
|
|
12 |
10,486 |
0,014 |
||||||
|
6 |
10,485 |
0,001 |
-0,083 |
-0,038 |
0 |
0 |
5,037 |
|
|
1 |
10,49 |
0,004 |
0,294 |
0,135 |
0 |
0 |
17,807 |
|
|
1389 |
10,486 |
0 |
-0,06 |
-0018 |
0 |
0 |
3,452 |
|
|
22 |
0,398 |
-1,245 |
-0,178 |
-0,085 |
0,002 |
0,006 |
10,877 |
|
|
3 |
10,487 |
0,008 |
||||||
|
1424 |
10,486 |
0,001 |
0,08 |
0,037 |
0 |
0 |
4,861 |
|
|
33 |
0,398 |
-1,245 |
-0,08 |
-0,037 |
0,001 |
0,002 |
4,861 |
|
|
4 |
10,491 |
0,005 |
||||||
|
10 |
10,5 |
-0,005 |
0,458 |
0,172 |
0 |
0 |
26,921 |
|
|
1424 |
10,486 |
0,002 |
-0,036 |
-0,134 |
0 |
0 |
21,107 |
|
|
44 |
0,398 |
-1,6 |
-0,098 |
-0,039 |
0,001 |
0,003 |
5,817 |
|
|
1424 |
10,488 |
0,007 |
||||||
|
4 |
10,492 |
-0,002 |
0,359 |
0,134 |
0 |
0 |
21,107 |
|
|
3 |
10,484 |
0,001 |
-0,08 |
-0,037 |
0 |
0 |
4,861 |
|
|
55 |
0,396 |
-2,293 |
-0,279 |
-0,096 |
0,004 |
0,014 |
16,266 |
|
|
1389 |
10,485 |
0,014 |
||||||
|
2 |
10,487 |
0 |
0,06 |
0,018 |
0 |
0 |
3,452 |
|
|
66 |
0,391 |
-1,044 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,29 |
|
|
11 |
0,398 |
-1,898 |
0,232 |
0,076 |
||||
|
1 |
10,49 |
1,908 |
0,0232 |
0,076 |
0,003 |
0,01 |
393,351 |
|
|
22 |
0,399 |
-1,331 |
0,0176 |
0,079 |
||||
|
2 |
10,49 |
1,345 |
0,0176 |
0,079 |
0,002 |
0,006 |
310,769 |
|
|
33 |
0,39 |
-1,237 |
0,079 |
0,035 |
||||
|
3 |
10,484 |
1,245 |
0,079 |
0,035 |
0,001 |
0,002 |
138,883 |
|
|
44 |
0,399 |
-1,571 |
0,097 |
0,035 |
||||
|
4 |
10,492 |
1,576 |
0,097 |
0,035 |
0,001 |
0,003 |
166, 192 |
|
|
55 |
0,397 |
-2,286 |
0,275 |
0,083 |
||||
|
1424 |
10,486 |
2,293 |
0,275 |
0,083 |
0,004 |
0,014 |
464,745 |
|
|
66 |
0,391 |
-1,03 |
0,056 |
0,017 |
||||
|
1389 |
10,486 |
1,044 |
0,056 |
0,017 |
0,001 |
0,001 |
93,003 |
|
|
5 |
10,487 |
0,011 |
||||||
|
1 |
10,49 |
-0,001 |
0,01 |
0,039 |
0 |
0 |
5,896 |
|
|
441 |
0,397 |
-1,577 |
-0,098 |
-0,039 |
0,001 |
0,003 |
5,818 |
|
|
6 |
10,485 |
0,015 |
||||||
|
2 |
10,487 |
-0,001 |
0,083 |
0,038 |
0 |
0 |
5,037 |
|
|
331 |
0,398 |
-1,245 |
-0,08 |
-0,037 |
0,001 |
0,002 |
4,861 |
|
|
441 |
0,399 |
-1,565 |
0,097 |
0,035 |
||||
|
5 |
10,488 |
1,577 |
0,097 |
0,035 |
0,001 |
0,003 |
166,23 |
|
|
331 |
0,39 |
-1,23 |
0,079 |
0,035 |
||||
|
6 |
10,485 |
1,245 |
0,079 |
0,035 |
0,001 |
0,002 |
138,885 |
Таблица 7.4 - Потери активной мощности в элементах электрической сети
|
Uном |
Тип |
Потери в ЛЭП |
Потери в трансформаторах |
|||
|
МВт |
% |
МВт |
% |
|||
|
10 |
Всего: |
1.392 |
9.03 |
14.03 |
90.97 |
|
|
Сумма: |
1.392 |
9.03 |
14.03 |
90.97 |
Суммарные потери: 15 МВт (100.00).
7.3 Электрический расчет второго варианта реконструкции сети
Определяем сопротивления линий по формулам (7.1) и (7.2).
Сопротивление трансформаторов подстанции, выбранных ранее, берем из таблицы 6.2.
Результаты расчета сопротивлений линии оформим в виде таблицы 7.9.
Таблица 7.9 - Активные и реактивные сопротивления ЛЭП 10 кВ, второй вариант реконструкции
|
Номер участка |
Длина участков линий, км |
Активное сопротивление, Ом |
Реактивное сопротивление, Ом |
|
|
10-1 |
0,507 |
0,167 |
0,042 |
|
|
1-4 |
0,577 |
0, 190 |
0,048 |
|
|
4-1424 |
0,420 |
0,138 |
0,035 |
|
|
1424-3 |
0,525 |
0,173 |
0,044 |
|
|
3-2 |
0,385 |
0,127 |
0,032 |
|
|
2-1 |
0,297 |
0,098 |
0,025 |
|
|
4-10 |
0,455 |
0,150 |
0,038 |
|
|
2-1389 |
0,385 |
0,127 |
0,032 |
Таблица 7.10 - Исходные данные по узлам сети, второй вариант реконструкции
|
№ узла |
Pнаг, кВт |
Qнаг, квар |
Pген, кВт |
Qген, квар |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
10 |
- |
- |
1109,7 |
437,4 |
|
|
11 |
159 |
56,8 |
- |
- |
|
|
22 |
159,4 |
80,5 |
- |
- |
|
|
33 |
199,9 |
78,3 |
- |
- |
|
|
44 |
230,5 |
86,9 |
- |
- |
|
|
55 |
295 |
90,9 |
- |
- |
|
|
66 |
56,4 |
16,5 |
- |
- |
Расчет нормальных режимов сети производим аналогично предыдущему пункту. Результаты расчета сведем в таблицу 7.11
Таблица 7.11 - Результаты расчета
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
10 |
10,5 |
1,078 |
0,447 |
10,5 |
||||
|
4 |
10,492 |
0,519 |
-0,519 |
-0, 198 |
0 |
0 |
30,536 |
|
|
1 |
10,49 |
0,559 |
-0,559 |
-0,248 |
0,001 |
0 |
33,63 |
|
|
1 |
10,49 |
0,01 |
||||||
|
5 |
10,488 |
0,002 |
-0,118 |
-0,049 |
0 |
0 |
7,026 |
|
|
2 |
10,487 |
0,003 |
-0,3 |
-0,143 |
0 |
0 |
18,315 |
|
|
10 |
10,5 |
-0,01 |
0,558 |
0,248 |
0,001 |
0 |
33,63 |
|
|
11 |
0,391 |
-1,284 |
-0,16 |
-0,061 |
0,001 |
0,005 |
9,456 |
|
|
2 |
10,487 |
0,013 |
||||||
|
6 |
10,485 |
0,001 |
-0,104 |
-0,043 |
0 |
0 |
6,2 |
|
|
1 |
10,491 |
-0,003 |
0,3 |
0,143 |
0 |
0 |
18,315 |
|
|
1389 |
10,486 |
0 |
-0,06 |
-0,018 |
0 |
0 |
3,438 |
|
|
22 |
0,399 |
-1,189 |
-0,161 |
-0,086 |
0,002 |
0,005 |
10,049 |
|
|
3 |
10,486 |
0,01 |
||||||
|
1424 |
10,486 |
-0,001 |
0,101 |
0,043 |
0 |
0 |
6,052 |
|
|
33 |
0,398 |
-1,605 |
-0,101 |
-0,043 |
0,001 |
0,004 |
6,052 |
|
|
4 |
10,492 |
0,005 |
||||||
|
10 |
10,5 |
-0,005 |
0,518 |
0, 198 |
0 |
0 |
30,536 |
|
|
1424 |
10,486 |
0,004 |
-0,401 |
-0,15 |
0 |
0 |
23,579 |
|
|
44 |
0,398 |
-1,864 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,961 |
|
|
1424 |
10,486 |
0,009 |
||||||
|
4 |
10,492 |
-0,004 |
0,401 |
0,15 |
0 |
0 |
23,579 |
|
|
3 |
10,484 |
0,001 |
-0,101 |
-0,043 |
0 |
0 |
6,052 |
|
|
55 |
0,396 |
-2,46 |
-0,3 |
-0,107 |
0,005 |
0,016 |
17,536 |
|
|
1389 |
10,486 |
0,013 |
||||||
|
2 |
10,487 |
-0 |
0,06 |
0,018 |
0 |
0 |
3,438 |
|
|
66 |
0,391 |
-1,044 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,29 |
|
|
11 |
0,391 |
-1,274 |
0,159 |
0,0568 |
||||
|
1 |
10,49 |
1,284 |
0,159 |
0,057 |
0,001 |
0,005 |
270,18 |
|
|
22 |
0,399 |
-1,176 |
0,1594 |
0,0805 |
||||
|
2 |
10,487 |
1,189 |
0,159 |
0,081 |
0,002 |
0,005 |
287,101 |
|
|
33 |
0,398 |
-1,595 |
0,0999 |
0,0391 |
||||
|
3 |
10,484 |
1,605 |
0,1 |
0,039 |
0,001 |
0,004 |
172,901 |
|
|
44 |
0,398 |
-1,859 |
0,1153 |
0,0435 |
||||
|
4 |
10,492 |
1,864 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
198,881 |
|
|
55 |
0,396 |
-2,451 |
0,295 |
0,0909 |
||||
|
1424 |
10,486 |
2,46 |
0,295 |
0,091 |
0,005 |
0,016 |
501,019 |
|
|
66 |
0,391 |
-1,031 |
0,0564 |
0,0165 |
||||
|
1389 |
10,486 |
1,044 |
0,056 |
0,017 |
0,001 |
0,001 |
94 |
|
|
5 |
10,485 |
0,012 |
||||||
|
1 |
10,49 |
-0,002 |
0,118 |
0,049 |
0 |
0 |
7,026 |
|
|
441 |
0,397 |
-1,865 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,963 |
|
|
6 |
10,485 |
0,014 |
||||||
|
2 |
10,487 |
-0,001 |
0,104 |
0,043 |
0 |
0 |
6,2 |
|
|
331 |
0,398 |
-1,604 |
-0,101 |
-0,043 |
0,001 |
0,004 |
6,05 |
|
|
441 |
0,357 |
-1,854 |
0,1153 |
0,0435 |
||||
|
5 |
10,488 |
1,865 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
198,946 |
|
|
331 |
0,398 |
-1,59 |
0,0999 |
0,0391 |
||||
|
6 |
10,485 |
1,604 |
0,1 |
0,039 |
0,001 |
0,004 |
172,856 |
Таблица 7.12 - Потери активной мощности в элементах электрической сети
|
Uном |
Тип |
Потери в ЛЭП |
Потери в трансформаторах |
|||
|
МВт |
% |
МВт |
% |
|||
|
10 |
Всего: |
1.416 |
8.84 |
14.597 |
91.16 |
|
|
Сумма: |
1.416 |
8.84 |
14.597 |
91.16 |
Cуммарные потери: 16 МВт (100.00).
Схема сети первого и второго вариантов реконструкции сети указаны на рисунках 7.3 и 7.4, а также на листе 6 в графической части дипломного проекта.
Рисунок 7.3 - Результаты расчета режимов электрической сети первого варианта
Рисунок 7.4 - Результаты расчета режимов электрической сети второго вариант
7.4 Аварийный расчет режимов сети
Расчет аварийного режима для первого варианта реконструкции сети.
Рассмотрим наиболее тяжелый случай, когда отключены линии 10-4 и 1-10. Результаты расчетов отобразим в таблицах 7.13 и 7.14.
Таблица 7.13 - Результаты расчета при отключении линии 10-4
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
10 |
10,5 |
1,528 |
0,2 51 |
10.5 |
||||
|
4 |
Отключена |
|||||||
|
1 |
10,474 |
-0,01 |
-1,528 |
-0,251 |
0,004 |
0,001 |
85,115 |
|
|
1 |
10,474 |
-0,01 |
||||||
|
5 |
10,473 |
0,002 |
-0,05 |
-0,035 |
0 |
0 |
3,367 |
|
|
2 |
10,469 |
0 |
-0,591 |
-0,13 |
0 |
0 |
33,337 |
|
|
10 |
10,5 |
0,01 |
1,524 |
0,25 |
0,004 |
0,001 |
85,115 |
|
|
11 |
0,358 |
-1,9 |
-0,235 |
-0,085 |
0,003 |
0,01 |
13,765 |
|
|
2 |
10,469 |
-0,009 |
||||||
|
3 |
10,47 |
0.003 |
0,135 |
-0,018 |
0 |
0 |
7,517 |
|
|
1 |
10,474 |
-0 |
0,59 |
0,13 |
0 |
0 |
33,337 |
|
|
1389 |
10,469 |
0,001 |
0,01 |
-0,019 |
0 |
0 |
1, 202 |
|
|
22 |
0,358 |
-1,347 |
-0,178 |
-0,085 |
0,002 |
0,006 |
10,875 |
|
|
3 |
10,47 |
-0,006 |
||||||
|
1424 |
10,473 |
-0 |
0,18 |
0,053 |
0 |
0 |
10,372 |
|
|
2 |
10,469 |
-0,003 |
-0,135 |
0,018 |
0 |
0 |
7,517 |
|
|
33 |
0,359 |
-1,247 |
-0,16 |
-0,074 |
0,002 |
0,005 |
9,721 |
|
|
4 |
10,478 |
-0,006 |
||||||
|
10 |
Отключена |
|||||||
|
1424 |
10,473 |
0 |
-0,645 |
-0,163 |
0 |
0 |
36,667 |
|
|
44 |
0,355 |
-1,388 |
-0,099 |
-0,075 |
0,002 |
0,005 |
6,827 |
|
|
1424 |
10,473 |
-0,006 |
||||||
|
4 |
10,478 |
-0 |
0,645 |
0,163 |
0 |
0 |
36,667 |
|
|
3 |
10,47 |
0 |
-0,18 |
-0,053 |
0 |
0 |
10,372 |
|
|
55 |
0,356 |
-2,295 |
-0,279 |
-0,096 |
0,004 |
0,014 |
16,27 |
|
|
1389 |
10,469 |
-0,008 |
||||||
|
2 |
10,469 |
-0,001 |
-0,01 |
0,019 |
0 |
0 |
1, 202 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,045 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,288 |
|
|
11 |
0,358 |
-1,919 |
0,232 |
0,076 |
||||
|
1 |
10,474 |
1,91 |
0,232 |
0,076 |
0,003 |
0,01 |
393,277 |
|
|
22 |
0,358 |
-1,356 |
0,176 |
0,079 |
||||
|
2 |
10,469 |
1,347 |
0,176 |
0,079 |
0,002 |
0,006 |
310,721 |
|
|
33 |
0,359 |
-1,253 |
0,159 |
0,07 |
||||
|
3 |
10,47 |
1,247 |
0,158 |
0,07 |
0,002 |
0,005 |
277,749 |
|
|
44 |
0,355 |
-1,394 |
0,097 |
0,07 |
||||
|
4 |
10,478 |
1,388 |
0,097 |
0,07 |
0,002 |
0,005 |
195,052 |
|
|
55 |
0,356 |
-2,301 |
0,275 |
0,083 |
||||
|
1424 |
10,473 |
2,295 |
0,275 |
0,083 |
0,004 |
0,014 |
464,853 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,053 |
0,056 |
0,017 |
||||
|
1389 |
10,469 |
1,045 |
0,056 |
0,016 |
0,001 |
0,001 |
93,947 |
|
|
5 |
10,473 |
-0,008 |
||||||
|
1 |
10,474 |
-0,002 |
0,05 |
0,035 |
0 |
0 |
3,367 |
|
|
441 |
0,359 |
-1,58 |
-0,098 |
-0,038 |
0,001 |
0,003 |
5,822 |
|
|
441 |
0,359 |
-1,588 |
0,097 |
0,035 |
||||
|
5 |
10,473 |
1,58 |
0,097 |
0,035 |
0,001 |
0,003 |
166,333 |
Таблица 7.14 - Результаты расчета при отключении линии 1-10
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
10 |
10,5 |
1,15 |
0,238 |
10.5 |
||||
|
4 |
10,478 |
-0,006 |
-1,15 |
-0,238 |
0,002 |
0,001 |
64,557 |
|
|
1 |
Отключена |
|||||||
|
1 |
10,474 |
-0,01 |
||||||
|
5 |
10,473 |
0,002 |
-0,05 |
-0,035 |
0 |
0 |
3,367 |
|
|
2 |
10,469 |
0 |
-0,591 |
-0,13 |
0 |
0 |
33,337 |
|
|
10 |
Отключена |
|||||||
|
11 |
0,358 |
-1,9 |
-0,235 |
-0,085 |
0,003 |
0,01 |
13,765 |
|
|
2 |
10,469 |
-0,009 |
||||||
|
3 |
10,47 |
0.003 |
0,135 |
-0,018 |
0 |
0 |
7,517 |
|
|
1 |
10,474 |
-0 |
0,59 |
0,13 |
0 |
0 |
33,337 |
|
|
1389 |
10,469 |
0,001 |
0,01 |
-0,019 |
0 |
0 |
1, 202 |
|
|
22 |
0,358 |
-1,347 |
-0,178 |
-0,085 |
0,002 |
0,006 |
10,875 |
|
|
3 |
10,47 |
-0,006 |
||||||
|
1424 |
10,473 |
-0 |
0,18 |
0,053 |
0 |
0 |
10,372 |
|
|
2 |
10,469 |
-0,003 |
-0,135 |
0,018 |
0 |
0 |
7,517 |
|
|
33 |
0,359 |
-1,247 |
-0,16 |
-0,074 |
0,002 |
0,005 |
9,721 |
|
|
4 |
10,478 |
-0,006 |
||||||
|
10 |
10,5 |
0,006 |
1,147 |
0,238 |
0,002 |
0,001 |
64,557 |
|
|
1424 |
10,473 |
0 |
-0,645 |
-0,163 |
0 |
0 |
36,667 |
|
|
44 |
0,355 |
-1,388 |
-0,099 |
-0,075 |
0,002 |
0,005 |
6,827 |
|
|
1424 |
10,473 |
-0,006 |
||||||
|
4 |
10,478 |
-0 |
0,645 |
0,163 |
0 |
0 |
36,667 |
|
|
3 |
10,47 |
0 |
-0,18 |
-0,053 |
0 |
0 |
10,372 |
|
|
55 |
0,356 |
-2,295 |
-0,279 |
-0,096 |
0,004 |
0,014 |
16,27 |
|
|
1389 |
10,469 |
-0,008 |
||||||
|
2 |
10,469 |
-0,001 |
-0,01 |
0,019 |
0 |
0 |
1, 202 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,045 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,288 |
|
|
11 |
0,358 |
-1,919 |
0,232 |
0,076 |
||||
|
1 |
10,474 |
1,91 |
0,232 |
0,076 |
0,003 |
0,01 |
393,277 |
|
|
22 |
0,358 |
-1,356 |
0,176 |
0,079 |
||||
|
2 |
10,469 |
1,347 |
0,176 |
0,079 |
0,002 |
0,006 |
310,721 |
|
|
33 |
0,359 |
-1,253 |
0,159 |
0,07 |
||||
|
3 |
10,47 |
1,247 |
0,158 |
0,07 |
0,002 |
0,005 |
277,749 |
|
|
44 |
0,355 |
-1,394 |
0,097 |
0,07 |
||||
|
4 |
10,478 |
1,388 |
0,097 |
0,07 |
0,002 |
0,005 |
195,052 |
|
|
55 |
0,356 |
-2,301 |
0,275 |
0,083 |
||||
|
1424 |
10,473 |
2,295 |
0,275 |
0,083 |
0,004 |
0,014 |
464,853 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,053 |
0,056 |
0,017 |
||||
|
1389 |
10,469 |
1,045 |
0,056 |
0,016 |
0,001 |
0,001 |
93,947 |
|
|
5 |
10,473 |
-0,008 |
||||||
|
1 |
10,474 |
-0,002 |
0,05 |
0,035 |
0 |
0 |
3,367 |
|
|
441 |
0,359 |
-1,58 |
-0,098 |
-0,038 |
0,001 |
0,003 |
5,822 |
|
|
441 |
0,359 |
-1,588 |
0,097 |
0,035 |
||||
|
5 |
10,473 |
1,58 |
0,097 |
0,035 |
0,001 |
0,003 |
166,333 |
Расчет аварийного режима для второго варианта реконструкции сети.
Рассмотрим наиболее тяжелый случай, когда отключены линии 10-4 и 1-10. Результаты расчетов отобразим в таблицах 7.15 и 7.16.
Таблица 7.15 - Результаты расчета при отключении линии 10-4
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
10 |
10,5 |
1,103 |
0,456 |
10.5 |
||||
|
4 |
Отключена |
|||||||
|
1 |
10,48 |
0,016 |
-1,103 |
-0,456 |
0,002 |
0,001 |
65,636 |
|
|
1 |
10,48 |
0,016 |
||||||
|
5 |
10,478 |
0,002 |
-0,11 |
-0,045 |
0 |
0 |
6,53 |
|
|
2 |
10,472 |
0,006 |
-0,777 |
-0,322 |
0,001 |
0 |
46,332 |
|
|
10 |
10,5 |
-0,016 |
1,101 |
0,456 |
0,002 |
0,001 |
65,636 |
|
|
11 |
0,36 |
-1,286 |
-0,16 |
-0,061 |
0,001 |
0,005 |
9,464 |
|
|
2 |
10,472 |
0,023 |
||||||
|
3 |
10,464 |
0,006 |
-0,576 |
-0,224 |
0 |
0 |
34,044 |
|
|
1 |
10,48 |
-0,006 |
0,776 |
0,322 |
0 |
0 |
46,332 |
|
|
1389 |
10,472 |
0 |
-0,052 |
-0,015 |
0 |
0 |
2,978 |
|
|
22 |
0,359 |
-1, 193 |
-0,161 |
-0,086 |
0,002 |
0,005 |
10,063 |
|
|
3 |
10,464 |
0,028 |
||||||
|
1424 |
10,457 |
0,004 |
-0,401 |
-0,149 |
0 |
0 |
23,584 |
|
|
2 |
10,472 |
-0,006 |
0,575 |
0,223 |
0 |
0 |
34,044 |
|
|
33 |
0,358 |
-1,611 |
-0, 202 |
-0,086 |
0,002 |
0,008 |
12,127 |
|
|
4 |
10,456 |
0,034 |
||||||
|
10 |
Отключена |
|||||||
|
1424 |
10,457 |
-0,001 |
0,123 |
0,051 |
0 |
0 |
7,328 |
|
|
44 |
0,356 |
-1,878 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,987 |
|
|
1424 |
10,457 |
0,032 |
||||||
|
4 |
10,456 |
0,001 |
-0,123 |
-0,051 |
0 |
0 |
7,328 |
|
|
3 |
10,464 |
-0,004 |
0,4 |
0,149 |
0 |
0 |
23,584 |
|
|
55 |
0,355 |
-2,474 |
-0,3 |
-0,107 |
0,005 |
0,016 |
17,589 |
|
|
1389 |
10,472 |
0,023 |
||||||
|
2 |
10,472 |
-0 |
0,052 |
0,015 |
0 |
0 |
2,978 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,047 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,295 |
|
|
11 |
0,36 |
-1,27 |
0,159 |
0,057 |
||||
|
1 |
10,48 |
1,286 |
0,159 |
0,057 |
0,001 |
0,005 |
270,401 |
|
|
22 |
0,359 |
-1,17 |
0,159 |
0,081 |
||||
|
2 |
10,472 |
1, 193 |
0,159 |
0,08 |
0,002 |
0,005 |
287,513 |
|
|
33 |
0,358 |
-1,583 |
0,2 |
0,078 |
||||
|
3 |
10,464 |
1,611 |
0,02 |
0,078 |
0,002 |
0,009 |
346,493 |
|
|
44 |
0,356 |
-1,844 |
0,115 |
0,043 |
||||
|
4 |
10,456 |
1,878 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
199,631 |
|
|
55 |
0,355 |
-2,442 |
0,295 |
0,091 |
||||
|
1424 |
10,457 |
2,474 |
0,295 |
0,091 |
0,005 |
0,016 |
502,516 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,024 |
0,056 |
0,017 |
||||
|
1389 |
10,472 |
1,047 |
0,056 |
0,016 |
0,001 |
0,001 |
64,131 |
|
|
5 |
10,478 |
-0,018 |
||||||
|
1 |
10,48 |
-0,002 |
0,11 |
0,045 |
0 |
0 |
6,53 |
|
|
441 |
0,357 |
-1,87 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,97 |
|
|
441 |
0,357 |
-1,852 |
0,115 |
0,043 |
||||
|
5 |
10,478 |
1,87 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
199,147 |
Таблица 7.16 - Результаты расчета при отключении линии 1-10
|
Номер узла |
U, кВт |
Фаза |
Pнаг, кВт Pлин, МВт |
Qнаг, квар Qлин, Мвар |
Pген, кВт dP, МВт |
Qген, квар dQ, Мвар |
U зад, кВт Vзад, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
10 |
10,5 |
1,118 |
0,455 |
10.5 |
||||
|
4 |
10,482 |
0,013 |
-1,118 |
-0,455 |
0,002 |
0,001 |
66,399 |
|
|
1 |
Отключена |
|||||||
|
1 |
10,445 |
0,044 |
||||||
|
5 |
10,443 |
0,002 |
-0,117 |
-0,049 |
0 |
0 |
6,998 |
|
|
2 |
10,448 |
-0,002 |
0,277 |
0,11 |
0 |
0 |
16,486 |
|
|
10 |
Отключена |
|||||||
|
11 |
0,359 |
-1,295 |
-0,16 |
-0,061 |
0,001 |
0,005 |
9,499 |
|
|
2 |
10,448 |
0,042 |
||||||
|
3 |
10,455 |
-0,006 |
0,495 |
0,213 |
0 |
0 |
29,776 |
|
|
1 |
10,445 |
0,002 |
-0,277 |
-0,11 |
0 |
0 |
16,486 |
|
|
1389 |
10,447 |
0 |
-0,057 |
-0,018 |
0 |
0 |
3,307 |
|
|
22 |
0,358 |
-1, 198 |
-0,161 |
-0,086 |
0,002 |
0,005 |
10,088 |
|
|
3 |
10,455 |
0,035 |
||||||
|
1424 |
10,468 |
-0,011 |
0,697 |
0,299 |
0,001 |
0 |
41,898 |
|
|
2 |
10,488 |
0,006 |
-0,495 |
-0,213 |
0 |
0 |
29,776 |
|
|
33 |
0,357 |
-1,614 |
-0, 202 |
-0,086 |
0,002 |
0,008 |
12,138 |
|
|
4 |
10,482 |
0,013 |
||||||
|
10 |
10,5 |
-0,013 |
1,116 |
0,455 |
0,002 |
0,001 |
66,399 |
|
|
1424 |
10,468 |
0,011 |
-1 |
-0,406 |
0,001 |
0 |
59,435 |
|
|
44 |
0,357 |
-1,868 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,968 |
|
|
1424 |
10,468 |
0,025 |
||||||
|
4 |
10,482 |
-0,011 |
0,998 |
0,406 |
0,001 |
0 |
59,435 |
|
|
3 |
10,455 |
0,011 |
-0,698 |
-0,299 |
0,001 |
0 |
41,898 |
|
|
55 |
0,355 |
-2,469 |
-0,3 |
-0,107 |
0,005 |
0,016 |
17,568 |
|
|
1389 |
10,447 |
0,042 |
||||||
|
2 |
10,448 |
-0 |
0,057 |
0,018 |
0 |
0 |
3,307 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,052 |
-0,057 |
-0,018 |
0,001 |
0,001 |
3,303 |
|
|
11 |
0,359 |
-1,251 |
0,159 |
0,057 |
||||
|
1 |
10,445 |
1,295 |
0,159 |
0,057 |
0,001 |
0,005 |
271,392 |
|
|
22 |
0,358 |
-1,157 |
0,0159 |
0,081 |
||||
|
2 |
10,448 |
1, 198 |
0,159 |
0,081 |
0,002 |
0,005 |
288,233 |
|
|
33 |
0,357 |
-1,579 |
0,2 |
0,078 |
||||
|
3 |
10,455 |
1,614 |
0,2 |
0,078 |
0,002 |
0,008 |
346,796 |
|
|
44 |
0,357 |
-1,854 |
0,115 |
0,043 |
||||
|
4 |
10,482 |
1,868 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
199,072 |
|
|
55 |
0,355 |
-2,444 |
0,295 |
0,091 |
||||
|
1424 |
10,468 |
2,469 |
0,295 |
0,091 |
0,005 |
0,0016 |
501,954 |
|
|
66 |
0,36 |
-1,01 |
0,056 |
0,017 |
||||
|
1389 |
10,447 |
1,052 |
0,056 |
0,017 |
0,001 |
0,001 |
94,366 |
|
|
5 |
10,443 |
0,046 |
||||||
|
1 |
10,445 |
-0,002 |
0,117 |
0,049 |
0 |
0 |
6,998 |
|
|
441 |
0,356 |
-1,882 |
-0,117 |
-0,048 |
0,002 |
0,005 |
6,995 |
|
|
441 |
0,356 |
-1,837 |
0,115 |
0,043 |
||||
|
5 |
10,443 |
1,882 |
0,115 |
0,043 |
0,002 |
0,005 |
199,867 |
Результаты расчета режимов электрической сети указаны на листе 6 графической части проекта.
7.5 Оценка отклонения напряжения у потребителей
Отклонение напряжения - отличие фактического напряжения в установившемся режиме работы системы электроснабжения от его номинального значения.
Отклонение напряжения в той или иной точке сети происходит под воздействием изменения нагрузки в соответствии с её графиком.
Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования:
1) при снижении напряжения существенно ухудшается технологический процесс, увеличивается его длительность, следовательно, увеличивается себестоимость производства;
2) при повышении напряжения снижается срок службы оборудования, повышается вероятность аварий;
3) при значительных отклонениях напряжения происходит срыв технологического процесса;
4) снижается срок службы ламп освещения, так при величине напряжения 1,1· Uном срок службы ламп накаливания снижается в 4 раза;
5) при величине напряжения 0,9·Uном снижается световой поток ламп накаливания на 40 % и люминесцентных ламп на 15 %;
6) при величине напряжения менее 0,9·Uном люминесцентные лампы мерцают, а при 0,8·Uном просто не загораются;
7) при снижении напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя на 15 % момент снижается на 25 %, двигатель может не запуститься или остановиться;
8) при снижении напряжения увеличивается потребляемый от сети ток, что влечёт разогрев обмоток и снижение срока службы двигателя, при длительной работе на напряжении 0,9·Uном срок службы двигателя снижается вдвое;
9) при повышении напряжения на 1 % потребляемая двигателем реактивная мощность увеличивается на 3.7 %, снижается эффективность работы привода и сети;
Обобщённый узел нагрузки электрических сетей (нагрузка в среднем) составляет:
10 % специфической нагрузки;
30 % освещение и прочее;
60 % асинхронные электродвигатели.
Поэтому, [14] устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в пределах соответственно и номинального напряжения сети. В сетях 10 кВ согласно [2] допустимым является потеря до 6%.
Проверим отклонение напряжения использовав формулы в пункте 6. Рассмотрим участок 10 - 1.
,
кВ,
.
Следовательно, выбранное сечение кабеля удовлетворяет требованиям по допустимым потерям напряжения.
8. Технико-экономическое сравнение вариантов
Проекты расширения, реконструкции сети реализуются в течение одного года. Поэтому полагаем, что капитальные затраты осуществляются в первый год реализации проекта, а со второго года после начала строительства начинается эксплуатация сети с неизменными ежегодными издержками. Сравнение вариантов производим по критерию минимума приведенных затрат. Расчет ведется по формулам, изложенным в [11] и [15].
Предпочтение отдается тому из вариантов, приведенные затраты у которого наименьшие. Критерий минимума затрат:
, (8.1)
где и соответственно капитальные затраты и издержки в первый год для i-го варианта реконструкции,
E норма дисконта (принимаем равной 0,12).
Капитальные затраты состоят из капитальных затрат в линии электропередач и подстанции. В расчетах используем укрупненные показатели.
. (8.2)
Капитальные затраты в кабельные линии электропередач определяются по формуле:
, (8.3)
где - коэффициенты, значения которых зависят от марки кабеля и номинального напряжения,
- площадь сечения жилы одной фазы кабеля, мм2, - длина линии, км.
Значения коэффициентов для СПЭ - кабелей на напряжение 10 кВ рассчитаны по данным заводов-изготовителей [15] на начало 2007 г., поэтому не используем коэффициент удорожания.
Стоимость мачтовой трансформаторной подстанции определяем по формуле согласно [6]:
, (8.4)
где - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.
Стоимость закрытой трансформаторной подстанции определяем по формуле согласно [6]:
, (8.5)
где - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.
Ежегодные издержки состоят из отчислений на амортизацию объектов электрической сети, расходов на эксплуатацию и стоимости потерянной энергии.
Отчисления на амортизацию и эксплуатацию определяем по формуле:
(8.6)
где ра и рэ соответственно норма на амортизацию и норма на текущий ремонт и эксплуатацию.
Для кабельных линий принимаем =0,053, =0,02, для электрооборудования и распределительных устройств ПС =0,064, =0,03.
Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети рассчитаем по формуле:
, (8.7)
где время наибольших потерь, ч,
, соответственно нагрузочные потери мощности в сети и потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт,
стоимость 1 кВт·ч нагрузочных потерь мощности и потерь мощности холостого хода трансформаторов, принимаем равным 120 бел. руб. /кВт·ч,
Т время работы в году рассматриваемого элемента сети.
Таким образом, ежегодные издержки определяются по формуле:
. (8.8)
Определим время наибольших потерь по формуле:
, (8.9)
где - значение времени использования наибольшей активной мощности, ч.
Принимаем время использования наибольшей полной и активной мощности Время работы в году рассматриваемого элемента сети =8760 ч.
Приведем пример расчета для первого варианта.
Определим по формуле (8.9) время наибольших потерь:
.
Стоимость кабельных линий (кабель марки АБЛу сечением 95 мм2) рассчитаем по формуле (6.3):
Стоимость ЗТП определим по формуле (8.5):
Полные капитальные затраты для первого варианта реконструкции составляют .
Отчисления на амортизацию и эксплуатацию определяем по формуле (8.5):
Нагрузочные потери мощности рассматриваемого участка сети 4-10 по результатам расчета в линиях 4,6 кВт, на трансформаторном участке 44 0,97 кВт.
Потери мощности холостого хода на трансформаторном участке 44 0,56 кВт.
Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети рассчитаем по формуле (6.7):
Общие издержки составляют 34308,9тыс. бел. руб.
Аналогично производим расчеты для второго варианта.
Стоимость кабельных линий (кабель марки АБЛу сечением 95 мм2) рассчитаем по формуле (6.3):
Стоимость МТП определим по формуле (8.4):
Стоимость ЗТП определим по формуле (8.5):
Суммарные капитальные затраты для второго варианта равны Отчисления на амортизацию и эксплуатацию
Нагрузочные потери мощности рассматриваемого участка сети по результатам расчета в линиях 5,58 кВт, на трансформаторном участке 1,15 кВт. Потери мощности холостого хода на трансформаторном участке 0,56 кВт.
Стоимость потерянной электроэнергии
Общие издержки составляют 34212,712тыс. бел. руб.
Приведенные затраты для первого варианта:
.
Приведенные затраты для второго варианта:
.
Приведенные затраты меньше у первого варианта, значит он экономически выгоднее. Стоимость потерянной электроэнергии для второго варианта меньше, чем для первого, так как вследствие разных точек размыкания сети по рассматриваемому участку во втором варианте передается меньшая активная мощность. По данным результатов расчета режимов суммарные потери мощности по всей сети отличаются незначительно. Второй вариант из-за большей протяженности требует гораздо больших капитальных затрат на строительство, аренду земли и издержек на ремонт и эксплуатацию. По надежности электроснабжения варианты считаем равными, поскольку принятые схемы электроснабжения соответствуют нормам проектирования распределительных сетей 10 кВ [2].
9. Выбор заземления и защитных аппаратов в электрической сети
9.1 Выбор заземления
Заземление электроустановки - преднамеренное электрическое соединение ее корпуса с заземляющим устройством.
Заземление электроустановок бывает двух типов: защитное заземление и зануление, которые имеют одно и тоже назначение - защитить человека от поражения электрическим током, если он прикоснулся к корпусу электроприбора, который из-за нарушения изоляции оказался под напряжением.
Защитное заземление - преднамеренное соединение с землей частей электроустановки. Применятся в сетях с изолированной нейтралью, например, в старых домах с сетями 220В.
В случае возникновения пробоя изоляции между фазой и корпусом электроустановки корпус ее может оказаться под напряжением. Если к корпусу в это время прикоснулся человек - ток, проходящий через человека, не представляет опасности, потому что его основная часть потечет по защитному заземлению, которое обладает очень низким сопротивлением. Защитное заземление состоит из заземлителя и заземляющих проводников.
Есть два вида заземлителей - естественные и искусственные.
К естественным заземлителям относятся металлические конструкции зданий, надежно соединенные с землей.
В качестве искусственных заземлителей используют стальные трубы, стержни или уголок, длиной не менее 2,5 м, забитых в землю и соединенных друг с другом стальными полосами или приваренной проволокой. В качестве заземляющих проводников, соединяющих заземлитель с заземляющими приборами обычно используют стальные или медные шины, которые либо приваривают к корпусам машин, либо соединяют с ними болтами. Защитному заземлению подлежат металлические корпуса электрических машин, трансформаторов, щиты, шкафы.
Защитное заземление значительно снижает напряжение, под которое может попасть человек, но это напряжение, может быть не равно нулю. Это объясняется тем, что проводники заземления, сам заземлитель и земля имеют некоторое сопротивление. При повреждении изоляции ток замыкания протекает по корпусу электроустановки, заземлителю и далее по земле к нейтрали трансформатора, вызывая на их сопротивлении падение напряжения, которое хотя и меньше 220 В, но может быть ощутимо для человека. Для уменьшения этого напряжения необходимо принять меры к снижению сопротивления заземлителя относительно земли, например, увеличить количество исскуственных заземлителей.
Зануление - преднамеренное электрическое соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением с глухо заземленной нейтралью трансформатора через нулевой провод сети. Это приводит к тому, что замыкание любой из фаз на корпус электроустановки превращается в короткое замыкание этой фазы с нулевым проводом. Ток в этом случае возникает значительно больший, чем при использовании защитного заземления, и защитная аппаратура сработает эффективнее. Быстрое и полное отключение поврежденного оборудования - основное назначение зануления. Применятся в новых домах.
Различают нулевой рабочий проводник и нулевой защитный проводник.
Нулевой рабочий проводник служит для питания электроустановок и имеет одинаковую с другими проводами изоляцию и достаточное сечение для рабочего тока.
Нулевой защитный проводник служит для создания кратковременного тока короткого замыкания для срабатывания защиты и быстрого отключения поврежденной электроустановки от питающей сети. В качестве нулевого защитного провода могут быть использованы стальные трубы электропроводок, а также нулевые провода, которые не должны иметь предохранителей и выключателей. Нулевой рабочий проводник и нулевой защитный проводник обычно приходят с подстанции, где заземляется сердечник трансформатора.
Профилактический контроль изоляции проводят не реже один раза в три года. Сопротивление изоляции проводов измеряют мегаомметрами на номинальное напряжение 1000 В на участках при снятых плавких вставках и при выключенных токоприемниках между каждым фазным проводом и нулевым рабочим проводом и между каждыми двумя проводами. Сопротивление изоляции должно быть не меньше 0,5 МОм.
Режим нейтрали электрической сети оказывает существенное влияние как на принятие схемно-конструктивных решений при проектировании, так и на условия эксплуатации сети.
В электрических сетях напряжением 6…35 кВ широко используется система изолированной нейтрали. Основное ее достоинство заключается в том, что повреждение изоляции одной из фаз представляет собой не короткое замыкание с большими токами, а замыкание на землю. При этом сеть достаточно длинное время, необходимое для обнаружения и устранения повреждения, может обеспечить электроснабжение потребителей. Однако такой режим нейтрали обладает рядом существенных недостатков. Так, при замыкании одной фазы на землю напряжение на других фазах повышается из-за смещения нейтрали. При металлическом замыкании напряжение на этих фазах достигает линейного, в результате чего изоляция линий и электрооборудования оказывается под повышенным напряжением. Возможные при замыкании на землю дуговые перенапряжения создают условия для перехода в двух - и трехфазные замыкания. При длительном замыкании с падением фазного провода на землю неотключенная линия создает опасность поражения людей и животных электрическим током. Из-за замыкания на землю могут возникнуть феррорезонансные перенапряжения в цепях намагничивания измерительных трансформаторов и другого электрооборудования. [6]
9.2 Выбор защитных аппаратов
Линии напряжением 0,38 кВ, отходящие от ТП 6…20/0,38 кВ, защищаются от коротких замыканий автоматическими выключателями, оснащенными электромагнитными и тепловыми расцепителями, блоками предохранитель - выключатель, предохранителями.
Предохранитель - это простейший аппарат, защищающий электрическую сеть от коротких замыканий и значительных перегрузок. Предохранитель состоит из двух основных частей: фарфорового основания с металлической резьбой и смежной плавкой вставки. Плавкая вставка рассчитана на номинальные токи 10, 16,20 А.
В сельских электрических установках на напряжение 10кВ применяются предохранители типов ПКТ и ПВТ.
Предохранители типа ПКТ (с кварцевым песком) изготовляют на напряжения 6 … 35 кВ и номинальные токи 40.400 А. Наиболее широкое распространение получили предохранители ПКТ-10 на 10 кВ, устанавливаемые на стороне высшего напряжения сельских трансформаторных подстанций 10/0.38 кВ.
Вместо предохранителей могут применяться автоматические выключатели (автоматы). Включают автоматы вручную, а отключать можно вручную и автоматически, в результате срабатывания вмонтированных в корпус расцепителей.
Автоматы с тепловыми расцепителями предназначены для защиты от перегрузок. В качестве теплового расцепителя служит биметаллическая пластинка. При прохождении по ней тока перегрузки она изгибается и приводит в действие расцепляющий механизм, отключающий автомат. В данном дипломном проекте выбираем автоматический выключатель 3Р, C-13A, 10 кА. [20]
Автоматические воздушные выключатели применяют для защиты участков сети от коротких замыканий, перегрузок или снижений напряжения. Их используют также для нечастых оперативных включений и отключений асинхронных короткозамкнутых электродвигателей. Конструкции автоматических выключателей различаются расцепителями - встроенными устройствами в виде защитных реле для дистанционного отключения. Различают расцепители максимального тока (электромагнитные или тепловые), минимального напряжения (нулевые) и независимые. Электромагнитные расцепители срабатывают практически мгновенно (за 0,02 с), тепловые отключают цепь в зависимости от длительности и силы тока, превышающего уставку теплового расцепителя. При наличии комбинированного расцепителя (то есть электромагнитного и теплового) выключатель мгновенно срабатывает при сверхтоках и с выдержкой времени от перегрузок, определяемой тепловым расцепителем. При снижениях напряжения до 70-30% номинального срабатывает расцепитель минимального, напряжения.
Для защиты сельских линий напряжением 10 кВ в качестве основных применяются максимальные токовые защиты, выполняемые на реле прямого действия, встроенных в привод выключателя. Такие же защиты устанавливаются на выключателях ввода и секционных выключателях. Для ускорения действия защит максимальная токовая защита может дополняться токовой отсечкой
Выбранные защитные аппараты представлены на листе 8 графической части дипломного проекта.
10. Технико-экономические показатели
Приведем следующие обобщенные данные технических и экономических показателей реконструируемого района электрической сети:
Протяженность линий электропередачи:
(10.1)
где - протяженность i-ой линии, км,
n - количество линий.
Вычисляем для кабельных линий.
Передаваемая активная мощность:
(10.2)
где активная мощность го потребителя, кВт.
Передаваемая электроэнергия:
(10.3)
где время использования максимальной нагрузки го потребителя, ч.
Потери мощности:
(10.4)
где нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях и трансформаторах, кВт,
потери холостого хода в трансформаторах, кВт.
Потери электроэнергии:
(10.5)
где нагрузочная составляющая потерь электроэнергии, кВт. ч,
составляющая потерь холостого хода, кВт. ч.
Нагрузочные потери электроэнергии находим по формуле:
, (10.6)
где время наибольших потерь, ч.
Потери электроэнергии холостого хода находим по формуле:
, (10.7)
где Т время работы в году рассматриваемого элемента сети.
Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:
(10.8)
Нагрузочные потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:
(10.9)
Потери холостого хода электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:
(10.10)
Стоимость передачи электроэнергии:
(10.11)
где приведенные затраты, тыс. бел. руб.
Удельные капитальные затраты на кабельные линии раздельно:
(10.12)
где капитальные затраты на кабельные линии соответственно, тыс. бел. руб,
протяженность кабельных линий соответственно, км.
Себестоимость электроэнергии:
, (10.13)
где - издержки (годовые эксплуатационные расходы), тыс. бел. руб.
Протяженность линий электропередачи:
Количество устанавливаемых трансформаторов Nтп=7.
Передаваемая активная мощность:
Передаваемая электроэнергия:
Нагрузочные потери мощности:
Потери мощности холостого хода в трансформаторе:
Полные потери мощности:
Нагрузочные потери электроэнергии находим по формуле (10.6):
.
Потери электроэнергии холостого хода находим по формуле (10.7):
Полные потери электроэнергии:
Потери электроэнергии в процентах:
Стоимость передачи электроэнергии:
Себестоимость передачи электроэнергии:
Удельные капитальные затраты на кабельные линии:
Результаты расчета сведены в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 - Результаты расчета технико-экономических показателей
|
Наименование показателей |
Обозначение |
Размерность |
Величина |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Передаваемая энергия |
W |
тыс. кВт·ч |
1941,135 |
|
|
Суммарная длина КЛ |
Lк |
км |
3,38 |
|
|
Число трансформаторов |
Nтп |
- |
7 |
|
|
Удельные капитальные затраты на кабельные линии |
Куд. кл |
тыс. бел. руб. /км |
18972,24 |
|
|
Капитальные затраты на ТП |
Ктп |
тыс. бел. руб. /км |
143872 |
|
|
Капитальные затраты на кабельные линии |
Ккл |
тыс. бел. руб. |
64126,16 |
|
|
Полные капитальные затраты |
К |
тыс. бел. руб. |
207998,2 |
|
|
Норма отчислений на амортизацию для КЛ |
ракл |
% |
5,3 |
|
|
Норма отчислений на текущий ремонт и эксплуатацию для КЛ |
рэкл |
% |
2 |
|
|
Норма отчислений на амортизацию для электрооборудования ПС |
рапс |
% |
6,4 |
|
|
Норма отчислений на текущий ремонт и эксплуатацию электрооборудования ПС |
рэпс |
% |
3 |
|
|
Нагрузочные потери электроэнергии |
?Wн |
тыс. кВт·ч % |
9,054 0,47 |
|
|
Потери электроэнергии холостого хода |
?Wх |
тыс. кВт·ч % |
4,91 0,25 |
|
|
Суммарные потери электроэнергии |
?W |
тыс. кВт·ч % |
13,96 0,72 |
|
|
Стоимость 1кВт·ч нагрузочных потерь электроэнергии и 1кВт·ч потерь электроэнергии х. х. |
в |
тыс. бел. руб. / кВт·ч |
0,12 |
|
|
Издержки (годовые эксплуатационные расходы) |
И |
тыс. бел. руб. |
34308,9 |
|
|
Приведенные затраты |
З |
тыс. бел. руб. |
59268,68 |
|
|
Себестоимость передачи электроэнергии |
Се |
бел. руб. / кВт·ч |
17,67 |
|
|
Стоимость передачи электроэнергии |
Сп |
бел. руб. / кВт·ч |
39,67 |
Технико-экономические показатели приведены на лист 7 в графической части дипломного проекта. [19]
11. Охрана труда при эксплуатации электрических сетей
11.1 Инструкция по охране труда для электромонтера по эксплуатации распределительных сетей
К самостоятельной работе электромонтером по ремонту и обслуживанию электрооборудования (далее - электромонтером) допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие профессиональную подготовку и прошедшие:
медицинский осмотр;
вводный инструктаж;
обучение безопасным методам и приемам труда и проверку знаний Правил устройства электроустановок;
первичный инструктаж на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи.
При ремонте и обслуживании электрооборудования напряжением до 1000 В электромонтер должен иметь группу по электробезопасности не ниже III, а свыше 1000 В - не ниже IV [15].
Электромонтер обязан:
1. Соблюдать нормы, правила и инструкции по охране труда и пожарной безопасности и требования правил внутреннего трудового распорядка.
2. Правильно применять коллективные и индивидуальные средства защиты, бережно относиться к выданным в пользование спецодежде, спецобуви и другим средствам индивидуальной защиты.
3. Немедленно сообщать своему непосредственному руководителю о любом несчастном случае, происшедшем на производстве, о признаках профессионального заболевания, а также о ситуации, которая создает угрозу жизни и здоровью людей.
4. Знать сроки испытания защитных средств и приспособлений, правила эксплуатации, ухода и пользования ими. Не разрешается использовать неисправные и с просроченным сроком проверки защитные средства и приспособления.
5. Выполнять только порученную работу.
6. Соблюдать требования инструкций по эксплуатации оборудования.
7. Знать местонахождение средств оказания доврачебной помощи, первичных средств пожаротушения, главных и запасных выходов, пути эвакуации в случае аварии или пожара.
8. Знать нормы переноски тяжести вручную.
9. Знать номера телефонов медицинского учреждения и пожарной охраны.
10. Содержать рабочее место, в чистоте и порядке.
При заболевании или травмировании как на работе, так и вне ее необходимо сообщить об этом лично или через других лиц своему руководителю или руководителю предприятия.
При несчастном случае следует оказать помощь пострадавшему в соответствии с инструкцией по оказанию доврачебной помощи, вызвать работника медицинской службы. Сохранить до расследования обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент происшествия, если это не угрожает жизни и здоровью окружающих и не приведет к аварии [15].
При обнаружении пожара или загорания необходимо:
немедленно сообщить в пожарную охрану, своему руководителю или руководителю предприятия;
обесточить оборудование в зоне пожара или загорания;
приступить к тушению очага пожара имеющимися средствами пожаротушения.
Находясь на работе, электромонтер обязан соблюдать следующие требования:
ходить только по установленным проходам, переходным мостикам и площадкам соблюдая при этом безопасность при передвижении;
не садиться и не облокачиваться на случайные предметы и ограждения;
не подниматься и не спускаться бегом по лестничным маршам и переходным мостикам;
не прикасаться к электрическим проводам, кабелям электротехнических установок;
не находиться в зоне действия грузоподъемных машин;
не смотреть на дугу электросварки без средств защиты глаз.
Обращать внимание на знаки безопасности, сигналы и выполнять их требования. Запрещающий знак безопасности с поясняющей надписью "Не включать - работают люди!" имеет право снять только тот работник, который его установил. Запрещается включать в работу оборудование если на пульте управления установлен запрещающий знак безопасности с поясняющей надписью "Не включать - работают люди!".
При передвижении по территории необходимо соблюдать следующие требования:
ходить только по пешеходным дорожкам, тротуарам;
при выходе из здания убедиться в отсутствии движущегося транспорта.
Для питья следует употреблять воду из сатураторов или специально оборудованных фонтанчиков.
Принимать пищу следует только в специально оборудованных помещениях.
Курить следует только в специально отведенных местах. Запрещается употребление спиртных напитков и появление на работе в нетрезвом состоянии, в состоянии наркотического или токсического опьянения.
Опасными и вредными производственными факторами являются:
напряжение в электрической сети;
наличие напряжения на обслуживаемом оборудовании;
неогражденные острые кромки инструментов;
вылетающие стружка, опилки, осколки обрабатываемого материала;
повышенная физическая нагрузка;
повышенная (пониженная) температура окружающего воздуха;
возможность падения электромонтера с высоты;
падение предметов с высоты;
повышенный уровень шума;
пыле - и газообразные выделения применяемых в производстве веществ в воздухе рабочей зоны.
Отработавший смену электромонтер может быть задержан для работ по ликвидации аварии по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.
Спецодежда и другие средства индивидуальной защиты выдаются согласно Типовым отраслевым нормам.
Работодатель обязан заменить или отремонтировать спецодежду, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты, пришедшие в негодность до истечения установленного срока носки по причинам, не зависящим от работника.
11.2 Требования безопасности перед началом работы
1. Надеть исправную спецодежду, проверить исправность средств индивидуальной защиты.
2. Проверить наличие ключей от электрощитов, пультов управления, оперативной документации.
3. Проверить исправность инструментов, приспособлений, средств коллективной и индивидуальной защиты.
4. Для переноски инструмента используется специальная сумка или переносный ящик. Переноска инструмента в карманах запрещается.
5. Убедиться в достаточном освещении рабочего места, отсутствии электрического напряжения на ремонтируемом оборудовании.
6. Выполнение работ повышенной опасности производится по наряду-допуску после прохождения целевого инструктажа.
7. Удалить из зоны проведения работ посторонних лиц и освободить рабочее место от посторонних материалов и других предметов, оградить рабочую зону и установить знаки безопасности.
8. При обнаружении неисправности оборудования, инструмента, приспособлений, средств индивидуальной или коллективной защиты, рабочего места как перед началом работы, так и во время работы сообщить руководителю и до устранения неполадок к работе не приступать. Пользоваться неисправными, с истекшим сроком испытания инструментами, приспособлениями, средствами индивидуальной или коллективной защиты запрещается.
9. Для выполнения совместной работы несколькими лицами должен назначаться старший работник, обеспечивающий согласованность действий и соблюдение требований безопасности.
11.3 Требования безопасности во время выполнения работы
1. Заметив нарушение требований безопасности другим работником, не оставаться безучастным, а предупредить рабочего об опасности.
2. Не допускать на рабочее место лиц, не связанных с ремонтом, не отвлекаться посторонними разговорами, помнить об опасности поражения электрическим током.
3. При появлении нескольких неисправностей в электрооборудовании устранять неисправности в порядке очередности или по указанию руководителя, если это не влечет опасности поражения персонала электрическим током или порчи оборудования.
4. Перед выполнением ремонта электрооборудования - выполнить все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.
5. Разборку и сборку электрооборудования производить на верстаках, стеллажах, подставках, специальных рабочих столах или стендах, обеспечивающих их устойчивое положение.
Подобные документы
Проектирование электроснабжения сборочного цеха. Схема цеховой сети и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности и выбор мощности цеховых трансформаторов. Установка силовых распределительных пунктов. Подбор сечения проводов и кабелей.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 05.09.2010Расчет трехфазных электрических нагрузок 0.4 кВ. Выбор числа и мощности цехового трансформатора с учётом компенсации реактивной мощности. Защита цеховых электрических сетей. Выбор кабелей и кабельных перемычек, силовых пунктов, токов короткого замыкания.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 02.06.2015Выбор рода тока и напряжения для внутрицехового электроснабжения. Расчет электрических нагрузок цеха. Выбор и проверка защитной аппаратуры. Определение местоположения пунктов питания на территории. Расчет распределительных сетей среднего напряжения.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.07.2013Анализ электрических нагрузок и выбор схемы электроснабжения. Общая характеристика предохранителей силовых распределительных пунктов. Проектирование электрической сети освещения. Выбор сечения проводников осветительной сети и автоматических выключателей.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 19.01.2021Выбор схемы и системы электрической сети. Выбор типа проводки, способа ее выполнения и схемы электроснабжения. Прокладка кабелей в кабельных сооружениях. Выбор силовых пунктов распределения энергии на участках панелей распределительных устройств.
курсовая работа [157,0 K], добавлен 16.06.2011Расчёт электрических нагрузок. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор мощности трансформаторов, сечения кабельных линий, схемы внешнего электроснабжения. Защита сетей от аварийных режимов. Организация эксплуатации электрохозяйства.
дипломная работа [250,0 K], добавлен 10.10.2014Характеристика технологического процесса и требования к надёжности электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок по методу упорядоченных диаграмм. Выбор кабельных линий автоматических выключателей, мощности силовых трансформаторов.
дипломная работа [558,8 K], добавлен 30.01.2011Определение мощности трансформатора, его типа и количества для установки в помещении отопительной котельной. Расчет электрических и силовых нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор кабелей питающих и распределительных линий, схемы электроснабжения.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 15.02.2017Характеристика потребителей электрической энергии. Определение расчетной нагрузки цеха. Выбор распределительных пунктов. Проектирование цеховой сети. Методика выбора автоматических выключателей. Расчет нагрузок по отдельным узлам. Защита кабельных линий.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 15.02.2017Определение расчетных электрических нагрузок электроснабжения. Расчет нагрузок осветительных приемников. Выбор схемы электроснабжения цеха. Потери мощности холостого хода трансформатора. Выбор питающих кабелей шинопроводов и распределительные провода.
контрольная работа [350,8 K], добавлен 12.12.2011
