Кафедра электротехники и электроснабжения



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Кафедра электротехники и электроснабжения



МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электротехники и электроснабжения

Л. И. ВАСИЛЬЕВ

 

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

По выполнению курсового проекта

По электроснабжению сельского хозяйства

Санкт-Петербург

 

 

Рекомендовано к изданию учебно-методической комиссией энергетического факультета (протокол №2 от 20 ноября 2007 г.).

Для студентов энергетического факультета очного и заочного отделений по специальностям:

110302 – электрификация и автоматизация сельского хозяйства;

140106 – энергообеспечение предприятий.

Рецензент – доцент кафедры электрических машин и электропривода Гущинский А.Г.

 

Содержание

Введение 4

1. Содержание курсового проекта 4

2. Расчет электрических нагрузок потребителей населенного пункта 5

3. Определение количества трансформаторных подстанций и их

расположение в населенном пункте 6

4. Проектирование сети 0,38 и сети 6-10 кВ 8

4.1. Определение сечений проводов и кабелей. Расчет потерь

напряжения и мощности 8

4.2. Проверка сети 0,38 кВ по условиям обеспечения условий

пуска мощных электрических двигателей 9

5. Определение отклонений напряжения на вводе потребителей 11

6. Расчет токов короткого замыкания 12

7. Защита сетей от аварийных режимов 14

7.1. Сеть 0,38 кВ 14

7.2. Распределительная сеть 16

8. Выбор и проверка оборудования на расчетной ТП 17

9. Заземление сети 0,38 и 6-10 кВ 18

10. Технико-экономические показатели проекта 20

10.1. Технические показатели 20

10.2. Экономические показатели 21

10.3 Расчет себестоимости передачи и трансформации электрической

энергии 22

10.3.1 Распределительная сеть 6-10 кВ 22

10.3.2 Трансформаторная подстанция 23

10.3.3 Сеть 0,38 кВ 24

Литература 25

Приложение А. Исходные данные для выполнения курсового проекта 26

Приложение Б. Справочные материалы 36

 

Введение

Курсовое проектирование является первым шагом к самостоятельной работе студента по специальности. Основная цель данного курсового проекта – закрепление знаний, полученных при изучении дисциплины «Электроснабжение сельского хозяйства». В процессе работы над курсовым проектом студент должен освоить основы разработки систем электроснабжения коммунально-бытовых и производственных потребителей. Решение конкретной задачи потребует изучения нормативной литературы, сведений о номенклатуре и технических данных электрических аппаратов, применяемых в существующих сетях, и аппаратов, являющихся новыми разработками научных и производственных организаций.

Любая техническая работа должна быть надлежащим образом оформлена, поэтому на стадии оформления курсового проекта студент должен усвоить требования Системы единой конструкторской документации – ЕСКД. Основные требования к оформлению текстовых и графических документов в курсовых и дипломных проектах изложены в методических указаниях [1].

Настоящие методические указания являются пособием для выполнения курсового проекта и включают в себя рекомендации по выполнению разделов пояснительной записки и чертежей.

 

  1. Содержание курсового проекта

Курсовой проект включает в себя пояснительную записку и чертежи. Пояснительную записку выполняют рукописным или машинописным способом на стандартных листах формата А4 размером 210х297 мм в объеме 30-40 листов, соблюдая требования ГОСТ 2.195-95.

Примерное содержание пояснительной записки.

Введение.

1. Расчет электрических нагрузок потребителей населенного пункта.

2. Определение количества трансформаторных подстанций и их местоположение в населенном пункте.

3. Проектирование сети 0,38 кВ.

3.1. Определение сечений проводов и кабелей. Расчет потерь напряжения и мощности.

3.2. Определение мощности трансформатора на ТП.

3.3. Проверка сети по условиям пуска мощных электродвигателей.

4. Определение сечений проводов распределительной сети. Расчет потерь напряжения и мощности.

5. Определение отклонений напряжения на вводах потребителей.

6. Расчет токов короткого замыкания.

6.1. Задачи расчета. Выбор расчетных условий.

6.2. Расчет токов короткого замыкания в распределительной сети.

6.3. Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ.

7. Защита сети от аварийных режимов.

7.1. Сеть 0,38 кВ.

7.2. Распределительная сеть.

8. Потребительские подстанции.

8.1. Конструктивное выполнение и схемы подстанций.

8.2. Выбор и проверка оборудования на подстанциях.

8.3. Заземление подстанций.

9. Технико-экономические показатели проекта.

Литература.

 

Графическую часть оформляют на двух – трех чертежах формата А1 с соблюдением требований системы ЕСКД. На чертежах должны быть показаны: план населенного пункта; расчетные схемы сети 0,38 кВ; принципиальная схема одной из трансформаторных подстанций населенного пункта.

Исходные данные для выполнения проекта студент выбирает по таблицам, приведенным в приложении настоящего пособия, в соответствии с числовым кодом, который задается руководителем курсового проекта.

Текстовые документы курсового проекта сшиваются в одной папке в следующем порядке:

- титульный лист курсового проекта;

- опись текстовых документов;

- задание на проектирование;

- исходные данные;

- пояснительная записка.

 

Проектирование сети 0,38 кВ и сети 6-10 кВ.

Определение сечений проводов и кабелей.

Проверка сети 0,38 кВ по условиям обеспечения условий пуска

Определение отклонений напряжения на вводах потребителей

 

Определение отклонений напряжения на вводах потребителей определяется по таблицам отклонений напряжения. Для составления таблицы отклонений напряжения необходимы следующие данные:

- отклонения напряжения в центре питания при максимальной и минимальной нагрузках (для курсового проекта задаются);

- расчетные значения потерь напряжения в сети 6-10 и 0,38 кВ;

- расчетная схема сети.

Форма таблицы приведена ниже.

Таблица 5.1

Отклонения напряжения

  Элемент сети ТП ближайшая ТП расчетная ТП удаленная
100% 0,25% 100% 0,25% 100% 0,25%
1. Шины 10 (6) кВ            
2. Сеть 10 (6) кВ            
3. ТП 10 (6)/0,4 кВ            
3.1 конструктивная надбавка            
3.2 потери напряжения            
3.3 регулируемая надбавка            
4. Сеть 0,38 кВ            
5. Отклонения напряжения            
6. Допустимые отклонения напряжения -5 +5 -5 +5 -5 +5

 

В таблицу отклонений напряжения должны быть включены данные по ближайшей и удаленной от центра питания ТП и по всем расчетным подстанциям населенного пункта.

По результатам табличных данных можно судить о правильности принятых решений. Если отклонения напряжения на вводах потребителей не превышают допустимые значения [5], то это означает, что сечения проводов в распределительной сети и в сети 0,38кВ выбраны правильно.

Если же отклонения напряжения на вводах потребителей превышают допустимые значения, то необходимо внести коррективы в ранее принятые решения. Например, увеличить на некоторых участках сечения проводов, выполнить перераспределение нагрузок на линиях, увеличить количество отходящих от подстанции линий и т. д. После внесения коррективов в проект необходимо вновь составить таблицу отклонений напряжения.

 

Защита сетей от аварийных режимов

Сеть 0,38 кВ

Наружные сети в соответствии с ПУЭ должны иметь защиту только от к.з. Защита может быть выполнена с использованием либо предохранителей с плавкими вставками, либо с использованием автоматических воздушных выключателей [6]. Защита устанавливается в распределительном устройстве подстанции 0,4кВ (РУ 0,4кВ).

Расчетное значение тока плавкой вставки для защиты сети определяют по формуле:

Iвр = 1,1 ( Iр макс – Iн + 0,4Iп ) , (7.1)

где Iр.макс –рабочий максимальный ток на головном участке линии, А; Iн – номинальный ток самого мощного электродвигателя, подключенного к линии, А; Iп – пусковой ток самого мощного электродвигателя, подключенного к линии, А.

Если Iп < 0,1Iр.макс, то пусковыми токами электродвигателя можно пренебречь. Тогда ток плавкой вставки принимают примерно на 10% больше рабочего максимального тока. По расчетному значению тока плавкой вставки, используя справочные данные, выбирают необходимый предохранитель с плавкой вставкой.

Аналогичным образом по формуле (7.1) рассчитывают ток срабатывания теплового расцепителя автоматических выключателей.

Расчетное значение тока срабатывания электромагнитного расцепителя автоматического выключателя:

Iэр = 1,25×Iмакс , (7.2)

где Iмакс – максимальный ток ЛЭП, А, который определяют расчетом:

Iмакс = ( Iр макс – Iн + Iп ), (7.3)

Эффективность действия защиты оценивается по коэффициенту чувствительности защиты и по времени срабатывания. Коэффициент чувствительности защиты определяется по отношению минимального значения тока к.з. к номинальному току плавкой вставки предохранителя или току теплового расцепителя автоматического выключателя. Значение коэффициента чувствительности должно быть не менее трех. При этом время срабатывания защитного аппарата при к.з. в самой удаленной точке сети должно быть не более 5с. Если вышеуказанные условия не выполняются, необходимо либо рассмотреть возможность применения других типов защит, либо секционировать сеть, установив

дополнительно ящики с предохранителями или автоматическими выключателями.

На потребительских подстанциях в последнее время для защиты сетей 0,38кВ широко используются автоматические выключатели с независимыми расцепителями, что позволяет выполнить более чувствительные защиты от коротких замыканий.

Наиболее частым является использование автоматических выключателей совместно с реле в нулевом проводе. В этом случае реле в нулевом проводе выполняет защиту только от однофазных к.з. При возникновении междуфазных к.з. поврежденная линия отключается расцепителями автоматического выключателя.

Ток срабатывания реле в нулевом проводе рассчитывают по формуле:

Iср = 0,7Iр макс, (7.4)

где Iр.макс – рабочий максимальный ток отходящей линии, А.

По расчетному току срабатывания по паспортным данным выбирают ток уставки реле (Iу), который должен быть не меньше расчетного значения. паспортные данные реле типа РЭ 571т приведены в приложении Б 18 данного пособия.

Токи срабатывания расцепителей автоматического выключателя рассчитывают по формулам (7.1 и 7.2). Коэффициенты чувствительности защиты необходимо определять отдельно для однофазных и междуфазных к.з.

Коэффициент чувствительности защиты при однофазных к.з.:

Кч(1) = (Iк(1) - Iр макс) / Iу. (7.5)

Коэффициент чувствительности при однофазных к.з. должен быть не менее 1,5.

Коэффициент чувствительности защиты при междуфазных к.з.:

Кч(2) = Iк(2)/Iтн , (7.6)

где Iтн – номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя, А.

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 3,0.

Другой разновидностью защиты сети является применение автоматических выключателей совместно с приставками типа ЗТИ-0,4. В приставке ЗТИ-0,4 размещаются три типа защит: защита от однофазных к.з.; защита от междуфазных к.з.; защита от замыканий на землю. Последняя имеет фиксированную уставку срабатывания по току, равную 7А.

Ток срабатывания защиты от однофазных к.з.:

Iсп(1) = 0,5×Iр макс. (7.7)

По расчетному значению тока срабатывания выбирают ближайшую большую уставку Iу(1) из ряда: 40, 80, 120 А.

Ток срабатывания зашиты от междуфазных к.з. Iсп(2) определяют по формуле (7.1). По расчетному значению тока срабатывания выбирают ближайшую большую уставку Iу(2) из ряда: 100, 160, 250 А, после чего рассчитывают коэффициенты чувствительности защит.

Коэффициент чувствительности защиты при однофазных к.з.:

Кч(1) = (Iк(1)-0,5Iр макс) /Iу(1) . (7.8)

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.

Коэффициент чувствительности защиты при междуфазных к.з. определяется по формуле (7.6) и тоже должен быть не менее 1,5.

 

Распределительная сеть

 

Для защиты радиальных электрических сетей обычно используют максимальную токовую защиту совместно с токовой отсечкой. Перед выполнением расчетов необходимо выбрать: типы реле, с использованием которых будут выполняться указанные защиты; схему соединения трансформаторов тока и реле.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты определяется с учетом следующих условий:

- отстройка от максимального рабочего тока:

Iсз = кн ксзап Iр макс/ кв , (7.9)

где кн и кв – соответственно коэффициенты надежности и возврата, зависят от типов используемых реле. Для реле типа РТВ кн=1,2–1,4; кв=0,6–0,7. Для индукционных токовых реле и реле типа РТ-40 кн =1,1–1,2; кв=0,8–0,85 [7]; ксзап – коэффициент, учитывающий возможное увеличение токов в ЛЭП при самозапуске электродвигателей после восстановления электроснабжения. В расчетах обычно принимают ксзап= 1,2 –1,4.

- обеспечение селективности действия защит:

Iсз пр = кнс Iсз посл , (7.10)

где Iсз.пр и Iсз.посл – соответственно токи срабатывания предыдущей и последующей защиты; кнс – коэффициент надежности согласования защит, зависит от типов реле, на которых выполняются согласуемые защиты. Значения коэффициента можно найти в литературе [7].

В радиальных не секционированных сетях селективность действия максимальной токовой защиты должна быть обеспечена с предохранителем защиты самого мощного трансформатора на ТП. В этом случае ток срабатывания максимальной токовой защиты рассчитывают по формуле (7.11).

Iсз = кнсп Iв(5с) , (7.11)

где кнсп – коэффициент надежности согласования защиты с предохранителем, для защит, выполненных на реле с зависимой характеристикой (РТВ, индукционные реле) кнсп=1,2–1,3. Для защит, выполненных на реле с независимой характеристикой (РТ-40) кнсп=1,3–1,4 [7]. Iв(5с) – ток, при котором плавкая вставка защиты самого мощного трансформатора перегорает за время 5 с.

По наибольшему значению тока срабатывания защиты рассчитывают ток срабатывания реле:

Iср = Iсз ксх / кI , (7.12)

где ксх – коэффициент схемы, зависит от схемы соединения трансформаторов тока и реле [7]; кI – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

По рассчитанному значению тока срабатывания реле выбирают уставку срабатывания реле из условия IуIср.

Если ток уставки не равен расчетному значению тока срабатывания реле, то необходимо, используя формулу (7.13), определить фактическое значение тока срабатывания защиты:

Iсз ф = Iу кIсх, (7.13)

В соответствии с требованиями ПУЭ максимальная токовая защита должна

иметь коэффициент чувствительности, который рассчитывают по формуле (7.14), не

менее 1,5.

кч = I(2)к мин /Iсз ф, (7.14)

где I(2)к мин – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в самой удаленной точке распределительной сети.

Для определения уставки по времени срабатывания защиты необходимо построить карту селективности [7]. Уставка по времени срабатывания защиты распределительной сети не должна превышать 2-2,5 с.

Ток срабатывания токовой отсечки определяется по двум условиям:

- отстройка отброска суммарного тока намагничивания всех силовых трансформаторов, подключенных к сети:

Iсо = (4-5)∑Sном/ Uном , (7.15)

- отстройка от максимального тока короткого замыкания в конце защищаемой зоны:

Iсо = кн I(3)к макс , (7.16)

где кн – коэффициент надежности, зависит от типа реле, на котором выполняется токовая отсечка [7].

По наибольшему току срабатывания по формуле (7.11) рассчитывают ток срабатывания реле и выбирают уставку. Эффективность защиты оценивают по коэффициенту чувствительности, который рассчитывают по формуле (7.14). Для расчетов должен быть принят минимальный ток двухфазного короткого замыкания в месте установки токовой отсечки. Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2.

 

Технические показатели

К техническим показателям относятся:

- длина распределительной сети;

- количество и мощности подстанций в расчетном населенном пункте;

- количество и средняя длина линий 0,38 кВ в расчетном населенном пункте;

- максимальные и минимальные отклонения напряжения на вводах потребителей;

- расчетное количество аварийных и плановых отключений потребителей расчетного населенного пункта за год;

- расчетная продолжительность одного аварийного и планового отключения.

Длина распределительной сети определяется по заданной расчетной схеме и по плану распределительной сети в населенном пункте.

Количество подстанций в населенном пункте определяется в соответствующем пункте проекта.

Количество и длины линий 0,38 кВ определяется по плану населенного пункта.

Расчетное количество аварийных отключений потребителей населенного пункта (ώ) рассчитывают с учетом аварийных отключений РТП (ώРТП), распределительной сети (ώр), трансформаторной подстанции ТП 10/0,4кВ (ώТП) и сети 0,38кВ (ώ0,38):

ώ = ώРТП + ώр + ώТП + ώ0,38. (10.1)

Расчетное количество плановых отключений (μ) определяют аналогично аварийным:

μ = μРТП + μр + μТП + μ0,38. (10.2)

Данные по количеству аварийных и плановых отключений распределительной подстанции и ТП, а так же среднюю длительность аварийного и планового отключения для сетей можно принять по статистическим данным [10].

Количество аварийных и плановых отключений линий электропередачи определяют расчетом:

ώл = ώ0L, (10.3)

μл = μ0L , (10.4)

где ώ0 и μ0 – соответственно удельное количество аварийных и плановых отключений в год на 1 км, 1/год×км; L – длина линии электропередачи, км.

При расчете количества отключений сети 0,38кВ значение L можно принять равным средней длине линий 0,38 кВ в населенном пункте.

Среднюю продолжительность одного аварийного (Та) или планового отключения (Тп) потребителей в населенном пункте можно рассчитать по формулам:

Тав = 1( ώРТП ×Та РТП + ώр×Та р + ώТП ×Та ТП + ώ0,38×Та 0,38); (10.5)

Тп = 1( μРТП×Тп РТП + μр×Тп р + μТП×Тп ТП + μ0,38×Тп 0,38). (10.6)

Показатели надежности некоторых элементов электрических сетей приведены в приложении данного пособия. В курсовом проекте среднюю продолжительность аварийного отключения можно принять равной среднему времени ремонта. В дипломном проекте это время определяют расчетом [10].

Нормативные показатели по допустимому количеству и длительности аварийных отключений приведены в учебнике [1]. Например, для потребителей третьей категории по надежности электроснабжения количество аварийных отключений в год не должно быть больше трех, а продолжительность одного аварийного отключения не должна превышать 24 ч.

 

Экономические показатели

К экономическим показателям относятся:

– капитальные затраты на реализацию проекта с разбивкой общих затрат по объектам: на распределительную сеть, на трансформаторные подстанции и на сеть 0,38кВ;

– средняя себестоимость передачи электроэнергии от центра питания до потребителей расчетного населенного пункта.

Точно капитальные затраты на реализацию проекта можно определить только после составления сметной документации на строительно-монтажные работы. Для ориентировочной оценки капитальных затрат используют средние значения капитальных вложений либо на весь объект в целом, либо удельные затраты на единицу длины, например, на 1км. Такие данные можно найти в справочной и учебной литературе [2].

Капитальные затраты на ЛЭП (Кл) определяют по формуле:

Кл = куд L, (10.5)

где куд – капитальные затраты на 1 км линии, тыс. руб/км; L – общая длина ЛЭП, км.

Капитальные затраты на подстанции (Кт) определяют по таблицам [2] в зависимости от ее типа и количества установленных трансформаторов.

Себестоимость передачи и трансформации электроэнергии в общем виде определяют как отношение суммарных издержек на передачу электроэнергии (∑И) к количеству переданной электроэнергии (w):

С = ∑И/ w. (10.6)

Суммарные издержки рассчитывают по формуле:

∑И = Иа + Ио + ИП , (10.7)

где Иа, Ио, ИП – соответственно амортизационные отчисления, затраты на обслуживание, затраты на компенсацию потерь электроэнергии.

Расчет себестоимости передачи электроэнергии в курсовом проекте удобнее рассчитывать отдельно по каждому элементу электрической сети (распределительная сеть, трансформаторные подстанции, и сеть 0,38кВ).

 

Электрической энергии.

Трансформаторная подстанция

Капитальные затраты на подстанцию (КТ) определяются по справочным данным [2]. Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле (10.8) при значении коэффициента амортизационных отчислений, рекомендованного для электротехнического оборудования [2].

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии:

ИП Т = , (10.14)

где Sр – расчетная мощность ТП, кВА; Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА; Ркз и Рхх – соответственно потери короткого замыкания и потери холостого хода трансформатора, Вт; СТП – – удельные затраты на трансформацию 1 кВт×ч на ТП, определяется по справочным данным [11] в зависимости от номинального напряжения трансформатора и характеристики подключенной нагрузки, коп/кВт×ч.

Если в населенном пункте предлагается установка нескольких подстанций, то издержки на трансформацию электрической энергии и себестоимость трансформации электрической энергии определяются для каждой подстанции.

СТП = (ИаТП + ИоТП + ИпТП )/WТП. (10.15)

Количество электроэнергии, переданной через ТП, рассчитывают:

WТП = SТП Т Cos φ, (10.16)

где SТП – расчетная мощность нагрузки на шинах 0,4кВ ТП, кВА; Cosφ – коэффициент мощности нагрузки, подключенной к ТП.

Для дальнейших расчетов определяют среднее значение себестоимости трансформации электрической энергии.

СТП ср = ( СТП1 + СТП2 )/2. (10.17)

Сеть 0,38 кВ

Капитальные затраты (К0,38) определяют по формуле (10.5) в зависимости от марки проводов и материала опор.

Амортизационные отчисления (Иа0,38) рассчитывают по формуле (10.8) с учетом значения коэффициента амортизационных отчислений для сети 0,38кВ.

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии могут быть рассчитаны по формулам (10.10 или 10.11). Потери электроэнергии в линии 0,38кВ в относительных единицах можно рассчитать по приближенной формуле (10.18) с учетом максимальных потерь напряжения в сети [12].

ΔW 0,38% = 0,7×Кнер×ΔU%× , (10.18)

где Кнер – коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузки по фазам; ΔU% – потери напряжения до самой удаленной точки линии 0,38кВ.

Значение коэффициента, неравномерности распределения нагрузки по фазам определяют по формуле:

Кнер = 3 , (10.19)

где SА, SВ, SС, – соответственно нагрузки на фазах А, В и С, кВА; Rн, Rф – соответственно сопротивления нулевого и фазного проводов, Ом.

Потери электроэнергии в линии в именованных единицах рассчитывают по формуле:

ΔW 0,38 = ΔW 0,38W 0,38/100 , (10.20)

где W0,38 – количество электроэнергии переданной по линии 0,38кВ.

W 0,38 = РголТ, (10.21)

где Ргол – активная мощность на головном участке линии.

Тогда затраты на компенсацию потерь электроэнергии:

Ип 038 = ∆W 0,38×сп 0,38 ×10-2, (10.22)

сп0,38 – удельные затраты на передачу 1 кВт×ч по сети 0,38кВ, определяются по справочным данным [11], коп/ кВт×ч.

Себестоимость передачи электроэнергии для каждой линии 0,38кВ рассчитывают по формуле (10.12).

Для дальнейших расчетов определяют среднее значение себестоимости передачи электрической энергии по сети 0,38кВ:

С 0,38ср = (Сл1 + Сл2 +...Слm)/m, (10.23)

где Сл1, Сл2, Слm – себестоимости передачи электроэнергии по первой, второй и т.д. линии 0,38 кВ; m – количество линий 0,38кВ в расчетном населенном пункте.

Средняя себестоимость передачи электроэнергии от центра питания до потребителей является суммой себестоимостей по элементам электрической сети:

Сср = Ср + Стп ср+ С 0,38 ср, (10.24)

Если средняя расчетная себестоимость электроэнергии будет меньше, чем аналогичный показатель в предприятиях электрических сетей, то это означает, что спроектированная электрическая сеть может быть конкурентоспособна с существующими сетями.

Литература

 

1. Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов / О. С. Амосова, А. Г. Гущинский, Л. И. Васильев. СПб.: СПбГАУ, 2006. – 37 с.

2. Будзко И. А. и др. Электроснабжение сельского хозяйства. /И. А. Будзко, Т. Б. Лещинская, В. И, Сукманов. – М.: Колос, 2000. – 536 с.

3. Акимцев Ю. И., Веялис Б. С. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Колос, 1983. – 384 с.

4. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства. / Под ред. И. А. Будзко. – М.: Колос, 1982. – 319 с.

5. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

6. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. – М.: АО РОСЭП, 1996, май.

7. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 296 с.

8. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

9. Нейфельд М. Р. Заземление и защитные меры безопасности. М.: Энергия, 1971. – 312 с.

10. Прусс В. Л. Повышение надежности сельских электрических сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1989. – 208 с.

11. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. /Л. И. Васильев, Ф. М. Ихтейман, С. Ф. Симоновский и др. – М.: Агропромиздат, 1989. – 159 с.

12. Железко Ю. С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 280 с.

13. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 176 с.

14. Правила устройств электроустановок. 7-е издание. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2007. – 625 с.

 

 

Приложение А

 

Исходные данные для выполнения курсового проекта

А Б В Г Д Е Ж И К Л

                 
                 
                 
                 
                 
                 
                 
                 
                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

 

Рисунок П.А.1. Координатная сетка плана населенного пункта.

Размеры координатной сетки задаются преподавателем

 

Таблица П.А.1.

Координаты расположения потребителей в населенном пункте

Номер потре-бителя Первый знак шифра
А1 А1 А5 А7 В2 А6 Г3 Г1 А3 Г1
Б2 Б2 Б5 Б7 В3 Б6 Д3 Д2 Б2 Д2
В3 В3 В5 В7 Г1 В6 Е3 Е3 Б5 Е2
Г4 Г4 Г5 Г7 Г2 Г5 В4 Ж7 В3 Е4
Д5 Д5 Д5 Д6 Г3 Д4 Ж4 Е5 Г4 Ж3
Е6 Е5 Е5 Е5 Г4 Е4 В5 Д6 Г3 И5
Ж7 Ж4 Ж5 Ж4 Д2 Ж4 Ж5 Г4 Д5 В3
И8 И3 И5 И3 Д4 И5 В6 В3 Е5 А4
К9 К2 К5 К3 Е1 К5 Ж6 Д5 Ж5 Б3
Л10 Л1 Л5 Л3 Е3 Л5 Е7 Б3 Е3 К6
Л1 К5 Г7 В3 Ж5 Е7 Ж8 А6 К4 А6
Ж2 И6 Д7 Г4 И4 Ж7 Ж9 Б7 К5 Б7
К2 Л6 Е7 Д3 И3 И7 К7 В8 Л4 В5
К4 Ж7 Е8 Г2 К2 К7 К8 Г9 Л2 Г5
Л3 К7 Ж8 Е3 И2 Ж8 И7 Б9 Л3 В6
Г6 Д4 И4 А8 Б6 Г2 Д5 Ж4 В7 Л7
Г7 Е4 К4 А9 В5 Д2 Г5 Ж5 Д7 К8
Б8 Д3 К3 Б8 Г6 Л3 Е4 Ж6 Г8 И7
Е8 Е3 Л3 Б9 А9 Е2 Е5 Е7 В8 Ж6
Г9 Ж2 Ж4 Б10 Б8 В3 Е6 И6 Б6 К4

 

Таблица П.А.2.

Сведения о жилых домах

Второй знак шифра Количество квартир в жилом доме Номер в таблице нагрузок
4(1 - 4) 3(5 - 7) 2(8,9) 1(10)
7(2 – 8) 2(9,10) 1(1) -
1(3) 4(4 – 7) 3(8-10) 2(1,2)
2(4,5) 2(6,7) 6(8-10; 1-3) -
3(5 – 7) 4(8-10; 1) 1(2) 2(3,4)
5(7-10; 1) 1(2) 4(3 – 6) -
6(2 – 7) 2(8,9) 1(10) 1(1)
8(3 – 10) - 2(1,2) -
9(1 – 9) - - 1(10)
5(1 – 5) - 5(6 – 10) -

Примечание. В скобках указаны номера потребителей согласно данным таблицы П.А.1.

Таблица П.А.3.

Номера строк в таблице нагрузок для определения типов

производственных потребителей и их нагрузок

Номер потребителя Третий знак шифра

 

Таблица П.А.4.

Нагрузки ТП, кВА

Четвер-тый знак шифра ТП1 ТП2 ТП3 ТП4
Sдн Sвеч Sдн Sвеч Sдн Sвеч Sдн Sвеч
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету
По расчету


Последнее изменение этой страницы: 2016-04-23; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.215.177.171 (0.02 с.)