Дипломная работа на тему "Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения"

ГлавнаяФизика → Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения":


ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ПС – подстанция

ВЛ – высоковольтные линии электропередач

РП – распределительный пункт

ТП – трансформаторная подстанция

ТР – трансформатор

СИП – самонесущие изолированные провода

КЗ – короткое замыкание

КА – коммутационная аппаратура

КРУ – комплектные распределительн ые устройства

КТП – комплектная трансформаторная подстанция

ОПН – ограничитель перенапряжений

КРУ – комплектные распределительн ые устройства

ТСН – трансформатор собственных нужд

РЗ – релейная защита

МТЗ – максимальная токовая защита


ВВЕДЕНИЕ

Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения является сложной и ответственной задачей. Принятие проектных решений непосредственно влияет на объем и трудоемкость монтажных работ, удобность и безопасность эксплуатации электротехнических установок.

Выбор схемных решений электроснабжения в значительной степени зависит от принятых систем напряжений в рассматриваемом объекте. Используемый класс напряжения в значительной степени предопределяет капиталовложения в проектируемый объект и величину потерь мощности и электроэнергии в процессе эксплуатации. Окончательное решение по выбору напряжения сети должно приниматься на основании технико-экономического сравнения вариантов.

Основными требованиями к проектам систем электроснабжения являются надежность электроснабжения потребителей и их экономичность. Надежность электроснабжения обеспечивается выбором наиболее совершенных электрических аппаратов, силовых трансформаторов, кабельно-проводниковой продукции, соответствием электрических нагрузок в нормальных и аварийных режимах номинальным нагрузкам этих элементов, а также использованием структурного резервирования и секционированием электрической сети.

Заказать дипломную - rosdiplomnaya.com

Уникальный банк готовых оригинальных дипломных работ предлагает вам приобрести любые проекты по нужной вам теме. Высококлассное выполнение дипломных работ по индивидуальным требованиям в Саратове и в других городах России.

Сооружение электрических сетей, повышающих и понижающих подстанций в системе электроснабжения, связано с большими материальными затратами. Поэтому при проектировании должен проводиться детальный анализ экономичности проектных решений и режимов работы всех элементов систем электроснабжения.

В электроэнергетике Украины имеет место ряд негативных тенденций:

–  происходит массовое старение основного электросетевого оборудования;

–  отсутствуют средства для реконструкции сети;

–  выросли технические и коммерческие потери мощности и электрической энергии;

–  практически отсутствует резервирование потребителей І и ІІ категории по надежности сельскохозяйственного назначения;

–  резко сократился научно-технический потенциал отрасли;

–  серьёзно отстаёт сфера разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;

–  неэффективно действуют механизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов;

–  нерационально организованы рынки электроэнергии.

Поэтому, в связи с вышеуказанным, необходимо произвести реконструкцию распределительных сетей, замену старого оборудования на более новое, которое отвечает как современным техническим требованиям качества и надежности, так и экономическим критериям.

Системы электроснабжения сельскохозяйственных потребителей имеют характерные особенности, обусловленные рассредоточенностью сравнительно маломощных потребителей электроэнергии на значительной территории.

В отличие от городского, электроснабжение сельскохозяйственных потребителей осуществляется по воздушным линиям 6 –10 кВ, которые менее надежны, а требования к повышению надежности в последнее время возрасли, т. к. увеличение продуктивности труда возможно только на базе электрифицированного производства.

На территории Украины в эксплуатации находится более 305 тыс. км линий 10 кВ и около 200 тыс. трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4кВ суммарной установленной мощностью 44 тыс. кВА [1].

Сеть 10 кВ, как правило, состоит из линий древовидной структурой с сечениями проводов, ступенчато уменьшающимися от головных участков к концу линии. Почти все линии в сельской местности имеют воздушное исполнение, строятся, в основном, на железобетонных опорах. В качестве проводов используют голые неизолированные стальалюминиевые и алюминиевые провода со штыревой изоляцией.

Рассредоточенность потребителей на значительной территории вызывает относительно большие потери электрической энергии в сетях, потерю напряжения, которая вызывает сверхдопустимые отклонения напряжения на вводах потребителей электрической энергии, несимметрию нагрузок трехфазных сетей и так далее.

В данной дипломном проекте рассматривается реконструкция системы энергоснабжения села Наумовка Корюковского района, направленная на повышение надежности и уменьшения потерь электрической энергии.

1 МАТЕРИАЛЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Характеристика зоны электроснабжения

Подстанция (ПС)110/35/10кВ «Корюковка» находиться в Корюковском районе Черниговской области. Зона электроснабжения сельскохозяйственного района охватывает потребителей пятнадцати населенных пунктов, в том числе рассматриваемое в данном дипломном проекте поселок городского типа Наумовка.

В данном населенном пункте проживает около 1338 человек. На его территории находятся следующие потребители: кирпичный завод, свинотоварная ферма, молочно-товарная ферма, машинотракторный пункт, школа, детский сад, фельдшерно-акушерский пункт, четыре магазина, дом культуры на 320 мест, пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна, мельница, птицефабрика, а также некоторые другие учреждения повседневного обслуживания населения и учреждения культурно-бытового обслуживания. Практически все жилые дома на территории населенного пункта одноэтажные. Пище приготовление и обогрев – на природном газе. В данном населенном пункте имеются потребители как І, ІІ так и III категории по надежности электроснабжения. Все потребители питаются от одного распределительного пункта (РП).

Значения потребляемой электрической энергии производственными потребителями за год приведены в таблице 1.1. Остальные нагрузки общественных и комунально-бытовых потребителей выбираются в соответствии с [2].

Принимаем, что в одном доме в среднем проживает три человека, тогда примерное количество домов можно рассчитать по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.1)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – количество домов, шт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – количество жителей в населенном пункте, чел;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – количество жильцов в одном доме, чел.

Таблица 1.1 – Количество электроэнергии, потребляемое за год производственными потребителями

--------------------------------------------------
Номер ТП | Название потребителя | Суммарное количество электроэнергии, кВт∙ч∙год |
---------------------------------------------------------
419 | Свинотоварная ферма | 76000 |
---------------------------------------------------------
437 | кирпичный завод | 62000 |
---------------------------------------------------------
360 | молочно-товарная ферма | 500140 |
---------------------------------------------------------
236 | машинотракторный пункт | 198000 |
---------------------------------------------------------
301 | Точок (пилорама, пункт по сортировки и хранению картофеля и зерна) | 812000 |
---------------------------------------------------------
7 | мельница | 648900 |
---------------------------------------------------------
350 | птицефабрика | 1599000 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Следовательно:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. шт.

Все потребители данного населенного пункта питаются от ТП 10/0,4кВ, общее число которых 26. Из них 7 ТП питают потребителей с производственным видом нагрузки, 13 ТП с коммунально-бытовым и 6 ТП со смешенным видом нагрузки. Месторасположение и параметры существующих ТП 10/0,4кВ (диспетчерский номер подстанции, характер нагрузок, количество и мощность трансформаторов) приведены на рисунке 1.1.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.2 Определение расчетных нагрузок

Расчет электрических нагрузок распределительных сетей 10кВ производиться исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей, на шинах подстанций с соответствующими коэффициентами одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов [2]:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.2)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.3)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент одновременности;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – дневная, вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму – дневному (если суммируются производственные потребители), или вечернему (если суммируются бытовые потребители). Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаем:

– для производственных потребителей Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

– для бытовых потребителей с домами без электроплит Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Коэффициент одновременности зависит от количества потребителей [2].

Для нашего случая нагрузки жилых домов рассчитываем по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.4)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетная нагрузка жилых домов, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент одновременности для суммирования нагрузок в сетях 0,38 кВ;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – количество домов, шт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – удельная нагрузка одного дома, кВт/дом.

Значение Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. берем в соответствии с руководящими материалами [2].

При наличии годового потребления электроэнергии производственных потребителей расчетная нагрузка определяется исходя из годового числа часов использования максимальной нагрузки [2]:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.5)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – максимальная расчетная нагрузка, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – годовое потребление электроэнергии, кВт∙ч;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – число часов использования максимума в зависимости от характера нагрузки, ч.

При смешенной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с производственными и общественными помещениями, предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов одновременности. Суммирование нагрузок участков сети производиться по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.6)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – большая из слагаемых нагрузок, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – добавка к наибольшей слагаемой нагрузке, в зависимости от значения наименьшей слагаемой, кВт.

Расчетная нагрузка существующих ТП 10/0,4кВ на расчетный год определяется по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.7)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – существующая нагрузка на ТП, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент роста нагрузок.

Суммарная нагрузка ТП на линиях ищется в зависимости от количества ТП с учетом коэффициента одновременности для сетей 6-20кВ.

Реактивная нагрузка на ТП определяется по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.8)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – активная нагрузка ТП, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент мощности характеризующий нагрузку ТП.

Принимаем для ТП со смешенной нагрузкой – Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., для ТП с производственной нагрузкой – Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой – Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. [2].

Рассмотрим расчет нагрузки на ТП с коммунально-бытовой нагрузкой (рисунок 1.1). От ТП с номером 425 питаются n=23 дома. Коэффициент одновременности согласно [2] принимаем равным ko=0.333, а удельную нагрузку одного дома принимаем равным Руд=10 кВт/дом. Согласно формуле (1.4):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт.

Тогда согласно (1.7) активная нагрузка на ТП-425 будет составлять:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт.

Реактивную нагрузку находим по (1.8):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВАр.

Аналогично рассчитываем нагрузки на других ТП с коммунально-бытовыми нагрузками. Полученные значения сведены в таблицу 1.1.

Нагрузка на ТП с производственными потребителями ищется в соответствии с (1.5), (1.7). Так, например, от ТП номер 437 питается кирпичный завод. Тогда по (1.5):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт.

Следовательно, активная нагрузка на ТП-437:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт.

Тогда реактивная нагрузка имеет следующее значение:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВАр.

Рассмотрим ТП со смешенной нагрузкой. От ТП номер 6 питаются 10 домов и магазин. Нагрузка магазина в соответствии с [1] равняется 4 кВт. Тогда нагрузки на ТП-6 по (1.6), (1.7) и (1.8) будут равны:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр.

Остальные нагрузки рассчитываются аналогично. Полученные значения по всем ТП занесены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Результаты расчетов нагрузок по всем ТП

--------------------------------------------------
Номер ТП | Мощность ТП, кВА | Потребители |

Активная нагрузка,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт

|

Реактивная нагрузка,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр

|
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
---------------------------------------------------------
16 | 160 | жилые дома | 161,616 | 69,4949 |
---------------------------------------------------------
15 | 250 | жилые дома | 252,84 | 108,72 |
---------------------------------------------------------
246 | 160 | жилые дома | 151,20 | 65,016 |
---------------------------------------------------------
448 | 160 | жилые дома, магазин | 163,23 | 125,58 |
---------------------------------------------------------
14 | 160 | жилые дома, детский сад, фельдшеро-акушерский пункт | 165,13 | 123,848 |
---------------------------------------------------------
245 | 250 | жилые дома | 189,00 | 81,27 |
---------------------------------------------------------
426 | 400 | жилые дома, дом культуры, магазины, школа, сельсовет, административные здания | 375,27 | 281,453 |
---------------------------------------------------------
353 | 25 | жилые дома, столовая | 25,20 | 18,90 |
---------------------------------------------------------
12 | 160 | жилые дома, аптека | 159,67 | 119,753 |
---------------------------------------------------------
424 | 100 | жилые дома | 107,226 | 46,107 |
---------------------------------------------------------
318 | 63 | жилые дома | 67,20 | 28,896 |
---------------------------------------------------------
6 | 63 | жилые дома, магазин | 62,792 | 46,62 |
---------------------------------------------------------
425 | 100 | жилые дома | 107,226 | 46,107 |
---------------------------------------------------------
419 | 40 | свинотоварная ферма | 42,56 | 51,072 |
---------------------------------------------------------
437 | 25 | кирпичный завод | 34,72 | 41,664 |
---------------------------------------------------------
301 | 400 | точок | 406,00 | 487,20 |
---------------------------------------------------------
236 | 100 | машинотракторный пункт | 102,667 | 123,20 |
---------------------------------------------------------
360 | 250 | молочно-товарная ферма | 250,07 | 300,084 |
---------------------------------------------------------
9 | 160 | жилые дома | 164,08 | 70,554 |
---------------------------------------------------------
418 | 63 | жилые дома | 67,20 | 28,896 |
---------------------------------------------------------
8 | 100 | жилые дома | 103,18 | 44,367 |

  |
---------------------------------------------------------
10 | 63 | жилые дома | 63,140 | 27,15 |

  |
---------------------------------------------------------
422 | 40 | жилые дома | 42,00 | 18,06 |

  |
---------------------------------------------------------
13 | 100 | жилые дома | 103,283 | 44,412 |

  |
---------------------------------------------------------
7 | 320 | мельница | 324,45 | 389,34 |

  |
---------------------------------------------------------
350 | 800 | птицефабрика | 799,5 | 959,4 |

  |
---------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Найдем суммарное значение нагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8-9. На этом участке находиться четыре ТП (ТП-419,ТП-437,Т-15,ТП-14). В соответствии с [2] коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарная активная нагрузка ТП на линии 8-9 будет составлять:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт.

Аналогично рассчитываются суммарные нагрузки ТП на всех остальных участках линий. Полученные значения сводим в таблицу 1.2.

1.3 Определение потерь мощности и отклонения напряжения

При передаче энергии от электрических станций к потребителям во всех звеньях электрических сетей имеются потери активной мощности. Эти потери возникают как в кабельных и воздушных линиях различных напряжений, так и в трансформаторах подстанций.

В среднем потери в сетях энергосистемы составляют примерно 10% от отпускаемой электрической энергии в сети электроснабжающих организаций. Значительная часть этих потерь расходуется в линиях передачи всех напряжений и меньшая часть – в трансформаторах (ТР).

Таблица 1.2 – Полученные значения нагрузок по линиям

--------------------------------------------------
Участок линии | Составляющие ТП |

Суммарная активная нагрузка ТП на линии, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт

|
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 |
---------------------------------------------------------
1-2 | ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301 | 1105,7677 |
---------------------------------------------------------
2-4-Туровка | ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350 | 1215,8124 |
---------------------------------------------------------
Центр | ТП-426 | 375,27 |
---------------------------------------------------------
5-8 | ТП-318, ТП-360 | 285,543 |
---------------------------------------------------------
7-8-Передел | ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13 | 375,161 |
---------------------------------------------------------
8-9 | ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437 | 408,581 |
---------------------------------------------------------
Активная нагрузка на РП | 3766,13 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Потери активной и реактивной мощности в общем виде для трансформаторов и для линий определяется по формулам:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.9)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.10)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – потери активной и реактивной мощности соответственно, кВт,

(кВАр);

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – активная и реактивная нагрузка, кВт, (кВАр);

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – активное и реактивное сопротивления линии либо трансформатора, Ом.

Параметры линий и трансформаторов выбираем из [4–8] и заносим в таблицы 1.3, 1.4.

Таблица 1.3 – Параметры используемых сечений проводов линий

--------------------------------------------------
Марка провода | Удельное активное сопротивление, Ом/км | Удельное реактивное сопротивление, Ом/км | Расчетный диаметр, мм |
---------------------------------------------------------
АС-35 | 0,85 | 0,3582 | 8,4 |
---------------------------------------------------------
А-35 | 0,92 | 0,3655 | 7,5 |
---------------------------------------------------------
А-50 | 0,64 | 0,354 | 9 |
---------------------------------------------------------
АС-50 | 0,65 | 0,3498 | 9,6 |
---------------------------------------------------------
АС-70 | 0,46 | 0,407 | 11,4 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.4 – Параметры используемых трансформаторов

--------------------------------------------------
Марка трансформатора | Номинальная мощность, кВА | Потери, кВт |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., %

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

%

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Ом

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Ом

|
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
ТМ-25/10У1 | 25 | 0,13 | 0,6 | 0,8 | 4,5 | 3,2 | 96 | 180 |
---------------------------------------------------------
ТМ-40/10У1 | 40 | 0,19 | 0,88 | 1,2 | 4,5 | 3 | 55 | 112,5 |
---------------------------------------------------------
ТМ-63/10У1 | 63 | 0,26 | 1,28 | 1,26 | 4,5 | 2 | 32,25 | 71,43 |
---------------------------------------------------------
ТМ-100/10У1 | 100 | 0,36 | 1,97 | 2,6 | 4,5 | 2,6 | 19,7 | 45 |
---------------------------------------------------------
ТМ-160/10У1 | 160 | 0,56 | 2,65 | 3,84 | 4,5 | 2,4 | 10,35 | 28,13 |
---------------------------------------------------------
ТМ-250/10У1 | 250 | 0,82 | 3,7 | 5,75 | 4,5 | 2,3 | 5,92 | 18 |
---------------------------------------------------------
ТМ-400/10У1 | 400 | 1,05 | 5,5 | 8,4 | 4,5 | 2,1 | 3,44 | 11,25 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Схемы замещения для расчетов потерь в трансформаторах и на линиях приведены на рисунках 1.2 и 1.3.

Рассмотрим пример расчета потерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1.

По формулам (1.9), (1.10) находим потери активной и реактивной мощности на низкой стороне трансформатора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Вт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ВАр.

Мощность на высокой стороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.11)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.12)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – мощность на низкой стороне трансформатора, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – потери мощности в трансформаторе, кВт.

Следовательно:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВАр.

Активные и реактивные сопротивления на участке линии определяется в зависимости от ее длины:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.11)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.12)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – удельные активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – длина линии, км.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Тогда:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Ом,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Ом.

Найдем потери мощности в линии в соответствии с (1.9), (1.10):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВАр.

Потери мощности в остальных линиях и трансформаторах находятся аналогично. Полученные результаты сведены в таблицах 1.5, 1.6.

Потери напряжения ищутся по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.14)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. % – потери напряжения;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – номинальное напряжение, кВ.

Полученные значения потерь напряжения на линиях сведены в таблицу 1.6.

Таблица 1.5 – Потери мощности в трансформаторах

--------------------------------------------------
Номер ТП | Номер ТР | Мощность ТР | Потери на низкой стороне | Мощность на высокой стороне |

  |
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр

|

  |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |

  |
---------------------------------------------------------
15 | 1 | 250 | 4,484 | 1,363 | 258,144 | 128,106 |

  |
---------------------------------------------------------
419 | 2 | 40 | 2,4308 | 4,972 | 45,1808 | 57,244 |

  |
---------------------------------------------------------
437 | 3 | 25 | 2,824 | 5,294 | 37,674 | 40,8145 |

  |
---------------------------------------------------------
14 | 4 | 160 | 4,4103 | 11,983 | 170,1004 | 139,671 |

  |
---------------------------------------------------------
422 | 5 | 40 | 1,149 | 2,351 | 43,339 | 21,611 |

  |
---------------------------------------------------------
13 | 6 | 100 | 2,490 | 5,688 | 142,626 | 68,391 |

  |
---------------------------------------------------------
236 | 7 | 100 | 5,067 | 1,573 | 108,093 | 137,373 |

  |
---------------------------------------------------------
353 | 8 | 25 | 0,953 | 1,786 | 26,283 | 21,486 |

  |
---------------------------------------------------------
12 | 9 | 160 | 4,124 | 1,1203 | 164,354 | 134,796 |

  |
---------------------------------------------------------
360 | 10 | 250 | 9,0331 | 2,747 | 259,923 | 333,299 |

  |
---------------------------------------------------------
318 | 11 | 63 | 1,7256 | 3,822 | 69,186 | 33,978 |

  |
---------------------------------------------------------
426 | 12 | 400 | 7,564 | 2,475 | 383,884 | 314,607 |

  |
---------------------------------------------------------
9 | 19 | 160 | 3,299 | 8,965 | 167,859 | 83,359 |

  |
---------------------------------------------------------
418 | 18 | 63 | 1,726 | 3,822 | 69,186 | 33,978 |

  |
---------------------------------------------------------
8 | 20 | 100 | 2,485 | 5,677 | 106,025 | 52,644 |
---------------------------------------------------------
10 | 21 | 63 | 1,523 | 3,374 | 64,923 | 31,784 |
---------------------------------------------------------
16 | 13 | 160 | 3,302 | 8,972 | 167,942 | 83,366 |
---------------------------------------------------------
448 | 14 | 160 | 4,5347 | 1,232 | 172,535 | 141,746 |
---------------------------------------------------------
246 | 15 | 160 | 2,8041 | 7,619 | 154,564 | 76,475 |
---------------------------------------------------------
245 | 16 | 250 | 2,506 | 7,619 | 192,326 | 94,639 |
---------------------------------------------------------
301 | 17 | 301 | 1,3826 | 4,5247 | 420,876 | 540,85 |
---------------------------------------------------------
7 | 25 | 2х160 | 13,294 | 36,12 | 338,86 | 433,14 |
---------------------------------------------------------
425 | 22 | 100 | 2,6838 | 6,1305 | 110,269 | 54,838 |
---------------------------------------------------------
424 | 23 | 100 | 2,6838 | 6,1305 | 110,269 | 54,838 |
---------------------------------------------------------
6 | 24 | 63 | 1,947 | 4,312 | 64,367 | 52,192 |
---------------------------------------------------------
350 | 350 | 2х400 | 2,6806 | 8,773 | 803,55 | 966,232 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.6 – Потери мощности и напряжения в линиях

--------------------------------------------------

линии

| Длина линии, км | Марка провода | Потери мощности | Потери

напряжения,

%

| Суммарные потери напряжения на линии, % |
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

кВт

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВАр

|
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
---------------------------------------------------------
1 | 0,2 | АС-35 | 0,14 | 0,059 | 0,053 | 10,569 |
---------------------------------------------------------
4 | 0,4 | АС-35 | 0,018 | 0,0076 | 0,0195 |
---------------------------------------------------------
3 | 0,7 | АС-35 | 170,45 | 71,83 | 1,391 |
---------------------------------------------------------
2 | 0,6 | АС-35 | 158,52 | 66,8047 | 1,454 |
---------------------------------------------------------
5 | 0,9 | А-35 | 280,38 | 2,34 | 2,589 |
---------------------------------------------------------
6 | 0,1 | АС-35 | 0,002 | 0,000841 | 0,0045 |
---------------------------------------------------------
7 | 2,9 | А-50 | 0,792 | 0,44 | 0,438 |
---------------------------------------------------------
8 | 1 | А-50 | 0,196 | 0,108 | 0,118 |
---------------------------------------------------------
9 | 0,4 | А-50 | 0,356 | 0,124 | 0,108 |
---------------------------------------------------------
10 | 0,4 | АС-35 | 0,0039 | 0,00165 | 0,012 |
---------------------------------------------------------
11 | 0,4 | А-50 | 0,424 | 0,235 | 0,118 |
---------------------------------------------------------
12 | 0,5 | А-50 | 1,231 | 0,681 | 0,224 |
---------------------------------------------------------
13 | 0,4 | А-35 | 0,65 | 0,261 | 0,144 |
---------------------------------------------------------
14 | 0,5 | А-35 | 209,18 | 83,105 | 2,044 |
---------------------------------------------------------
15 | 0,5 | АС-50 | 156,401 | 84,168 | 1,852 |
---------------------------------------------------------
16 | 0,3 | АС-35 | 0,62 | 0,265 | 0,132 | 0,564 |
---------------------------------------------------------
17 | 0,7 | АС-50 | 1,124 | 0,6048 | 0,252 |
---------------------------------------------------------
18 | 0,5 | АС-50 | 162,296 | 87,339 | 0,181 |
---------------------------------------------------------
22 | 0,4 | АС-50 | 0,154 | 0,00831 | 0,0227 | 8,139 |
---------------------------------------------------------
23 | 0,4 | АС-50 | 0,1819 | 0,979 | 0,0781 |
---------------------------------------------------------
24 | 0,3 | АС-50 | 0,027 | 0,0147 | 0,0262 |
---------------------------------------------------------
25 | 0,5 | АС-50 | 0,0169 | 0,0091 | 0,0267 |
---------------------------------------------------------
26 | 2,4 | АС-50 | 3,236 | 1,741 | 0,806 |
---------------------------------------------------------
19 | 0,2 | АС-35 | 0,571 | 0,595 | 0,1057 |
---------------------------------------------------------
20 | 0,7 | АС-35 | 14,928 | 6,291 | 0,943 |
---------------------------------------------------------
21 | 0,8 | А-50 | 23,582 | 13,0438 | 1,194 |
---------------------------------------------------------
27 | 0,2 | А-50 | 8,698 | 4,811 | 0,3694 |
---------------------------------------------------------
28 | 0,4 | А-50 | 19,143 | 10,588 | 0,778 |
---------------------------------------------------------
29 | 0,4 | А-50 | 22,887 | 12,659 | 0,844 |
---------------------------------------------------------
33 | 0,5 | АС-50 | 5,1327 | 2,762 | 0,4301 |
---------------------------------------------------------
30 | 0,7 | АС-50 | 86,279 | 46,431 | 2,1471 |
---------------------------------------------------------
31 | 0,1 | АС-50 | 12,862 | 6,922 | 0,315 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

В таблице (1.7) указаны отклонения напряжения у удаленных потребителей.

Таблица 1.7 – Отклонение напряжения у удаленных потребителей

--------------------------------------------------
Номер ТП | 15 | 419 | 422 | 426 | 16 |
---------------------------------------------------------
Потеря напряжения, % | 14,55 | 19,83 | 15,57 | 5,61 | 12,38 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Определим ориентировочные потери электроэнергии по методу, использующий число часов наибольших потерь мощности [6]:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт·ч, (1.15)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – суммарные потери активной мощности, кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь определяем по графику из [6] при Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. и числе часов использования максимума Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ч, тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ч. Следовательно:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт·ч/год.

В соответствии с [11] для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения:

–  на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%;

–  на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей – от -7,% до +7,5%.

В нашем случае для большинства электроприемников потери напряжения превышают допустимые нормы. Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также не выполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция сети электроснабжения поселка городского типа Наумовка. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижению отклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающем напряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ, питающей село Наумовка.

2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

2.1 Выбор места расположения ПС

Расположение ПС выбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого х и у определяются согласно выражениям:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.1)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.2)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетная мощность;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. и Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – координаты отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – число потребителей.

Расчетное место расположения проектируемой ПС изображено крестиком на рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает на топографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. В данном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию. Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится на незначительном удалении от центра.

2.2 Выбор количества и мощности трансформаторов

В соответствии с [13] в проектируемом районе к потребителям I категории относятся молочно-товарная ферма, птицефабрика, свинотоварная ферма. Также есть потребители II категории: школа, детский сад, клуб.

На ПС 35/10кВт, питающих потребителей I категории, два трансформатора должны бить установлены в случае если суммарная расчетная нагрузка потребителей I категории, расположенных на расстоянии менее 10 км от рассматриваемой подстанции, равна или больше 1100 кВА и уменьшить эту нагрузку за счет присоединения некоторых потребителей I категории к соседним подстанциям невозможно [9].

В нашем случае общая нагрузка потребителей I категории

1705,98 кВА > 1100 кВА.

Запитать часть потребителей от соседних подстанций невозможно. Следовательно, на нашей подстанции необходимо ставить два трансформатора.

Так как мы установили два трансформатора, то нашу ПС запитуем с двух сторон [9]. С одной стороны от ПС Корюковка, с другой от ПС Софиевка.

Выбор мощности трансформаторов осуществляется по суммарной расчетной нагрузке по условиям нормального и послеаварийного режимов.

Для нормального режима должно соблюдаться соотношение [14]:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.3)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– номинальная мощность трансформатора, кВА;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– расчетная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции, кВА.

В соответствии с [14] допускается послеаварийная перегрузка 40%. Поэтому для послеаварийного режима должно выполнятся условие:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.4)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.

Полученное расчетное значение Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. округляется до ближайшего большего, стандартного значения шкалы мощностей трансформаторов.

Активную и реактивную нагрузку на шинах РП 10кВ получим, просуммировав найденные выше нагрузки. Получаем следующие значения:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВт;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВАр.

Полная мощность на РП в нормальном режиме определяется по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.5)

Тогда:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ.

Мощность на РП с учетом потерь в линиях и с учетом динамики роста нагрузки:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.6)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки, равный 1,3;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент, учитывающий потери в линиях.

Получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВА.

Следовательно, мощность одного трансформатора равняет:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВА.

Выбираем два трансформатора мощностью по 4000кВА.

Проверяем трансформаторы в условиях послеаварийного режима по формуле (2.4):

5600 кВА < 6854,368 кВА.

Условие (2.4) не выполняется.

Однако, учитывая тот факт, что от проектируемой подстанции питается значительная часть потребителей ІІІ-й категории по надежности, то при повреждении одного из трансформаторов неответственные потребители могут быть отключены в максимум нагрузки. Поэтому окончательно выбираем трансформатор мощностью 4000 кВА.

Определим величину нагрузки трансформаторов в период максимальной загрузки:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.7)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – коэффициент загрузки.

Получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Выбираем два трансформатора марки ТМ-4000/35. Он имеет следующие параметры: Рхх=5,3кВт, Ркз=33,5кВт, uк=7,5%, Іхх=0,9%.

2.3 Обеспечения норм надежности потребителей

На рассматриваемой ПС установлены два силовых трансформатора и она обеспечивается двусторонним питанием.

В этом случае эквивалентная продолжительность отключений за год как питающей линии 35кВ, так и районной подстанции, принимается равной нулю, т. е. Тп=0, Тп/пс=0 [9].

Поэтому вся нормируемая эквивалентная продолжительность отключения на шинах 10кВ потребительской подстанции может быть отнесена к распределительной линии:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. ч/год, (2.8)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – удельная продолжительность отключений распределительной линии

10кВ, час/год∙км, принимаем Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – суммарная длина распределительной линии 10кВ, включая ответвления,

км.

Откуда предельная длина участка распределительной линии, который нет необходимости ни секционировать, ни резервировать, чтобы обеспечить норму надежности, равна:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. км. (2.9)

На практике возможно два варианта:

–  длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) меньше Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.км. В этом случае норма надежности выполняется без каких-либо дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя;

–  длина распределительной линии 10кВ (включая ответвления) больше Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.км. В этом случае норма надежности не выполняется и необходимо применять дополнительных мероприятий по повышению надежности у потребителя, такие как секционирование и резервирование.

Схема расположения отходящих линий от ПС после установки ПС 35/10кВ изображена на рисунке 2.1.

Найдем длину отходящих линий, вмести с ответвлениями, просуммировав длины всех участков. Получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. км;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. км;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. км.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. <16,5км; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. <16,5км; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. <16,5км.

Надежность на наших линиях выполняется, следовательно, дополнительных мероприятий по повышению надежности предпринимать не надо. Так как в зоне исследования имеются потребители I категории, существующий резерв от соседней подстанции Софиевка по ВЛ 10 кВ реконструироваться не будет.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.


3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

Определим нагрузки на линиях по новой схеме питания аналогично пункту 1.2. Полученные значения сведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Расчетные нагрузки по питающим линиям

--------------------------------------------------
Участок линии | Составляющие ТП |

Суммарная активная нагрузка ТП на линии, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., кВт

|
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 |
---------------------------------------------------------
1-12-Центр | ТП-426, ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301 | 1481,04 |
---------------------------------------------------------
11 | ЗТП-350 | 406 |
---------------------------------------------------------
2-4-Туровка | ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350 | 886,02 |
---------------------------------------------------------
5-8 | ТП-318, ТП-360 | 285,54 |
---------------------------------------------------------
7-8-Передел | ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13 | 375,16 |
---------------------------------------------------------
8-9 | ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437 | 408,58 |
---------------------------------------------------------
Активная нагрузка на РП | 3836,09 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Выбор сечений проводов и кабелей напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям с использованием метода экономических интервалов [14].

Для нахождения сечения провода определяем расчетный ток Iр [14],[16]:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (3.1)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетный ток, А;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетная мощность на линии, кВА;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – номинальное напряжение, кВ;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расчетная активная и реактивная нагрузка на линии, кВт (кВАр).

Из [16] выбираем сечения проводов по методу экономических интервалов, который учитывает дискретность изменения стандартных параметров линии и конкретные особенности элементов передачи.

В данном дипломном проекте используем изолированные провода (СИП) с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного силанольно-сшитого полиэтилена марки СИП-3. Применение таких изолированных проводов позволяет уменьшить трудозатраты по выполнению нормативных требований к устройству заземлений, что особенно важно при реконструкции или расширении существующих низковольтных сетей, выполненных на железобетонных или металлических опорах. Ведь в данном случае нет необходимости специально заземлять подвесную линейно-сцепную арматуру, что упрощает монтаж и уменьшает стоимость проекта [17]. Также можно перечислить следующие преимущества СИП:

– провода защищены от схлестывания;

– на таких проводах практически не образуется гололеда;

– исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

– существенно уменьшены габариты линии и требования к просеке при прокладке и в процессе эксплуатации;

– простота монтажных работ и уменьшение их сроков;

– высокая механическая прочность проводов;

– пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении короткого замыкания (КЗ) при схлестывании;

– сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже голых ). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (до 80%);

– возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;

– снижение энергопотерь в линиях электропередач за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым».

Рассмотрим пример определения сечения провода на участке линии №1.

По формуле (3.1) определяем расчетный ток:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А.

Выбираем провод маркой СИП-3 сечением 35 мм2.

Остальные сечения рассчитываются аналогично. Полученные значения расчетного тока и выбранные сечения проводов занесены в таблицу 3.2.

Далее проверяем выбранные нами сечения проводов в послеаварийном режиме, когда отключаются участки 30, 32, 18, 15 (рисунок 3.1) и наши потребители запитаны по резервным линиям 10 кВ от ПС Софиевка.

Послеаварийный режим рассмотрим на примере расчета участка линии № 14. В послеаварийном режиме отключен участок под № 15 и по участку № 14 протекает одна нагрузка от ТП 318. Тогда по (3.1) расчетный ток, протекающий по этому участку, имеет следующие значение:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А.

Из [16] выбираем провод марки СИП-3 сечением 35 мм2. В нормальном режиме на данном участке было выбрано сечение 50 мм2. Окончательно выбираем большее из получившихся значений, следовательно на участке № 14 остается сечение 50 мм2.

В таблице 3.2 указаны значения расчетных токов и выбранных сечений в нормальном и послеаварийном режимах. В таблице 3.3 указаны окончательно выбранные сечения проводов с параметрами.

Таблица 3.2 – Сечения проводов в нормальном и послеаварийном режимах

--------------------------------------------------
№ участка | Нормальный режим | Послеаварийный режим |
---------------------------------------------------------
Расчетный ток, А | Выбранное сечение, мм2 | Расчетный ток, А | Выбранное сечение, мм2 |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
---------------------------------------------------------
1 | 15,89 | 35 | 15,89 | 35 |
---------------------------------------------------------
4 | 3,83 | 35 | 76,3 | 50 |
---------------------------------------------------------
3 | 6,27 | 35 | 75,07 | 50 |
---------------------------------------------------------
2 | 18,98 | 35 | 62,47 | 50 |
---------------------------------------------------------
5 | 29,49 | 35 | 50,58 | 35 |
---------------------------------------------------------
6 | 2,64 | 35 | 2,64 | 35 |
---------------------------------------------------------
7 | 8,22 | 35 | 8,22 | 35 |
---------------------------------------------------------
8 | 9,26 | 35 | 9,26 | 35 |
---------------------------------------------------------
9 | 16,99 | 35 | 16,99 | 35 |
---------------------------------------------------------
10 | 1,82 | 35 | 1,82 | 35 |
---------------------------------------------------------
11 | 17,19 | 35 | 17,19 | 35 |
---------------------------------------------------------
12 | 25,69 | 35 | 25,69 | 35 |
---------------------------------------------------------
13 | 22,55 | 35 | 22,55 | 35 |
---------------------------------------------------------
14 | 77,13 | 50 | 4,22 | 35 |
---------------------------------------------------------
15 | 78,58 | 50 | – | – |
---------------------------------------------------------
16 | 27,08 | 35 | 27,08 | 35 |
---------------------------------------------------------
17 | 27,08 | 35 | 27,08 | 35 |
---------------------------------------------------------
18 | 106,88 | 70 | – | – |
---------------------------------------------------------
19 | 26,62 | 35 | 91,99 | 70 |
---------------------------------------------------------
20 | 62,54 | 50 | 55,96 | 35 |
---------------------------------------------------------
21 | 79,801 | 50 | 27,08 | 35 |
---------------------------------------------------------
22 | 4,22 | 35 | 4,22 | 35 |
---------------------------------------------------------
23 | 13,08 | 35 | 13,08 | 35 |
---------------------------------------------------------
24 | 6,48 | 35 | 6,48 | 35 |
---------------------------------------------------------
25 | 3,97 | 35 | 3,97 | 35 |
---------------------------------------------------------
26 | 20,61 | 35 | 20,61 | 35 |
---------------------------------------------------------
27 | 43,601 | 35 | 43,601 | 35 |
---------------------------------------------------------
28 | 65,0 | 50 | 65,0 | 50 |
---------------------------------------------------------
29 | 65,78 | 50 | 65,78 | 50 |
---------------------------------------------------------
30 | 84,49 | 50 | – |

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Проектирование систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 719

Другие дипломные работы по специальности "Физика":

Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Смотреть работу >>

Математическое моделирование пластической деформации кристаллов

Смотреть работу >>

Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Смотреть работу >>

Электроснабжение судоремонтного завода

Смотреть работу >>

Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"

Смотреть работу >>