ign="justify"> Р 25-24=0,47 · 7 · 7=23,03 кВт; S=23,03/0.92=25,032 кВА; Q=9,81 квар;
Р 27-25=0,37 · 7 · 15=38,85 кВт; S=38,85/0.92=42,228 кВА; Q=16,55 квар;
Р 27-26=0,6 · 7 · 4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;
Р 40-27=0,34 · 7 · 22=52,36 кВт; S=52,36/0.92=56,913 кВА; Q=22,305квар;
Р 30-28=0,75 · 7 · 2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;
Р 30-29=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;
Р 31-30=0,6 · 7 · 4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;
Р 33-31=0,56 · 7 · 5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;
Р 33-32=7=кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;
Р 34-33=0,45 · 7 · 8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;
Р 35-34=0,42 · 7 · 10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524квар;
Р 36-35=0,41 · 7 · 11=31,57 кВт; S=31,57/0.92=34,315 кВА; Q=13,448квар;
Р 40-36=0,4 · 7 · 12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313квар;
Р 38-37=0,75 · 7 · 2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;
Р 39-38=0,56 · 7 · 5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;
Р 40-39=0,51 · 7 · 6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;
Р 41-40=0,29 · 7 · 40=81,2 кВт; S=81,2/0.92=88,26 кВА; Q=34,591квар;
Р 42-41=0,29 · 7 · 41=83,23 кВт; S=83,23/0.92=90,467 кВА; Q=35,455квар;
Р 43-42=0,28 · 7 · 45=88,2 кВт; S=88,2/0.92=95,869 кВА; Q=37,573квар;
Р 13-43=0,28 · 7 · 46=90,16 кВт; S=90,16/0.92=98 кВА; Q=38,408квар;
Р ТП - 13=0,27 · 7 · 65=122,85 кВт; S=122,85/0.92=133,532 кВА Q=52,333квар;
Для інших ліній розрахунок ведемо аналогічно. Отримані при розрахунках значення зводимо в таблицю 1.1.
Таблиця 1.1 -Результати розрахунку повної, активної і реактивної потужностей на ділянках ліній ТП 57-3-5 існуючої схеми електропостачання.
Розрахунковий участокРасчетная потужність, що протікає по ділянці, кВтКоеффіціент потужності участкаРасчетная потужність ділянки, кВАРеактівная потужність ділянки, кварР cos? SQ 12345Трансформаторная підстанція ТП 57-3-5Лінія С12-110,50,9211,4134,4723-213,440,9214,6085,7253-413,440,9214,6085,7255-321,420,9223,2829,1246-525,20,9227,39110,7357-629,40,9231,95612,5248-733,60,9236,52114,3139-835,490,9238,57615,11811-937,240,9240,47815,86411-1010,50,9211,4134,47212-1142,840,9246,56518,24913-1246,550,9250,59719,83015-1470,927,6082,98116-1510,50,9211,4134,47216-1770,927,6082,98118-1616,80,9218,267,15620-1819,60,9221,3048,34920-1970,927,6082,98125-2025,20,9227,39110,7351234522-2170,927,6082,98123-2216,80,9218,267,15623-4570,927,6082,98124-2321,420,9223,2829,12425-2423,030,9225,0329,8127-2538,850,9242,22816,5527-2616,80,9218,267,15640-2752,360,9256,91322,30530-2810,50,9211,4134,47230-2970,927,6082,98131-3016,80,9218,267,15633-3119,60,9221,3048,34933-3270,927,6082,98134-3325,20,9227,39110,73535-3429,40,9231,95612,52436-3531,570,9234,31513,44840-3633,60,9236,52114,31338-3710,50,9211,4134,47239-3819,60,9221,3048,34940-3921,420,9223,2829,12441-4081,20,9288,2634,59142-4183,230,9290,46734,45543-4288,20,9295,86937,57313-4390,160,929838,408ТП- 13122,850,92133,53252,333Линия№2123452-110,50,9211,4134,4725-219,60,9221,3048,3494-370,927,6082,9815-410,50,9211,4134,4726-527,90,9229,44511,547-631,570,9234,31513,44813-735,490,9238,57615,1189-870,927,6082,98111-916,80,9218,267,15611-1070,927,6082,98112-1127,090,9229,44511,5413-1229,40,9231,95612,52414-1357,120,9262,08624,33315-1459,50,9264,67325,34616-1564,680,9270,30427,553ТП- 1669,440,9275,47829,581Лінія№32-170,927,6082,981ТП - 212,750,9213,8585,431
1.2 Визначення втрат напруги мережі 0,38 кВ
Втрати напруги в лінії:
(1.5)
де P - активна потужності, що передаються по лінії, кВт; - реактивна потужності, що передаються по лінії, квар; л, Xл - активний і реактивний опір лінії, Ом; н - номінальна напруга, В.
Активне та індуктивний опір лінії визначаються за формулами:
(1.6)
(1.7)
де rо, Xо - питомі активне і індуктивний опір 1км довжини лінії, залежно від перерізу проводів та середнього геометричного відстані між проводами фаз, Ом/км, визначаються з [19]; ??
- довжина лінії, км.
Приклад розрахунку втрат напруги по ділянках лінії С1
Дана лінія виконана проводом А - 35, у якого r0=0,83 Ом/км, а x0=0,308 Ом/км.
Ана...
