31,50127,515952,9026,114,57,4066,637161052,902914,57,407437171252,9034,814,57,4088,837181352,9037,714,57,4096,237191455,6078,42815,10211,475,5201655,6089,62815,10241,675,52115348,75731,25146,2529,45441,7588,35221636,0096183,8060,811,42318318,75337,556,2511,45206,134,35241697,5097,558558,7058,7352,225263,757,522,52,454,914,726367,5022,5454,7014,128,2274663,75255382,538,45153,8230,728293,757,533,752,454,922,05298815,001201209,2073,673,6306922,50135202,524144216Сумма:318,452165,951755,75265,452092,751445,55 д=2165,95/318,45=6,801539 X в=265,45/318,45=5,513424 д=2092,75/265,45=7,883782 Y в=1445,55/265,45 =5,445658
Координати отріманої точки визначаються центр навантаженості населеного пункту, в якому буде розташована ТП 10/0,4 кВ.
5. Розрахунок мережі 0,38 КВ
. 1 Розрахунок електричного НАВАНТАЖЕННЯ в МЕРЕЖА 0,38 кВ
Визначення сумарная електричних навантаженості ліній 0,38 кВ віконується окремо для денного и Вечірнього максімумів НАВАНТАЖЕННЯ, починаючі з найбільш віддаленої від ТП ділянки.
У випадка, если значення навантаженості спожівачів відрізняється Менш чем в 4 рази, розрахунок віконується за формулою:
(5.1)
де Р (д, в) макс - найбільша з денних або вечірніх активних навантаженості на введенні споживача розрахункової ділянки, кВт; D Р (д, в) - добавки (додаток 11)
Середньовіважені КОЕФІЦІЄНТИ потужності и реактівної потужності розрахункової ділянки для денного и Вечірнього максімумів НАВАНТАЖЕННЯ, визначаються з СПІВВІДНОШЕНЬ
(5.2)
(5,3)
де: сos f (д, в) i, tg f (д, в) i - відповідно КОЕФІЦІЄНТИ потужності и реактівної потужності спожівачів розрахункової ділянки.
Таблиця 6.1 Таблиця навантаженості ділянок ліній 0,38 кВ
№ ділянкіНазва ділянкіPдділ, кВтPвділ, кВтсosцдсosцвtgцдtgцвQдділ, кВАрQвділ, кВАрSдділ, кВАSвділ, кВАЛінія 111.8 -ТП17450,90,850,620,4810,5421,61852,921.9-1.1173,544,70,930,90,480,435,2817,887949,6Лінія 212.8 - ТП8,220,80,930,90,480,43,98,328,823,122.9-2.196150,90,850,620,483,77,25333Лінія 313.5-ТП41,2525,350,930,90,480,40,610,144,3528,223.6-3.11172,5104,30,90,850,620,4810649,9191122
. 2 Визначення допустімої довжина ліній електропередач
ВРАХОВУЮЧИ, что максимальний переріз проводів повітряних ліній напругою 0,38 кВ має значення 50мм 2, допустима довжина Лінії, яка проходити вулицею, розраховується за формулою:
км, (5.4)
км
де? U% lt; 9% - допустима Втрата напруги в Лінії 0,38 кВ;
. 3 Вибір перерізу проводів ліній електропередач
Вибір перерізів проводів в МЕРЕЖА 0,38 кВ віконується за найменшого наведених річнімі витратами (за економічнім інтервалом) [1] з Наступний їх перевіркою на допустиму Втратили напруги.
Розрахунок віконується для найбільшіх значень (денних або вечірніх), дБА на ділянках ліній в такій послідовності.
. Кожному значень площади перерізу проводу відповідає Інтервал НАВАНТАЖЕННЯ [1], Який характерізується мінімальнімі наведених витратами.
Проведи вібірають за еквівалентною потужністю S еквj
(5.5)
де k н - коефіцієнт динаміки зростання НАВАНТАЖЕННЯ для ліній, что будують
(k н=1,35 ... 1,4); S рj - РОЗРАХУНКОВА повна Потужність j-тої ділянки Лінії, кВА.
. обраності переріз проводів для ліній мереж напругою менше 35 кВ та патенти перевіряті за Втратили напруги.
. Вибір перерізу проводів за Втратили напруги. Метод застосовується для Вибори значень площади поперечного Перетин проводів в розподільніх МЕРЕЖА, де очень Важлива є фактор Втратили напруги, тому что Способи регулювання напруги в таких Мережа є й достатньо ограниченной.
Формула для визначення реального значення Втрати напруги ДU в розподільній мережі з одним навантаженості на ее кінці має вигляд
, (5.6)
де U ном - номінальна лінійна напряжение мережі, В; R o и X про - відповідно активний та індуктівній Опір одного кілометра Лінії, Який обірається з довідніковіх таблиць (Додаток К), Ом/км, P р - РОЗРАХУНКОВА активна Потужність НАВАНТАЖЕННЯ, кВт, L - довжина Лінії, км.
Для тріфазної Лінії з ділянкамі Довжину L j змінного перерізу проводів, что жівіть розподілені уздовж неї НАВАНТАЖЕННЯ з розрахунковими Струмило I pj и відповіднімі коефіцієнтамі потужності cosц j відносна Втрата напруги до найвіддаленішого приймач дорівнює
, (5.7)
д...
