додати матеріал


Електропостачання садівництва

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

1 Загальні положення
1.1Введеніе
Садівництво "Ліс" Тихвинського району складається з 212 житлових будинків з плитами на газі і твердому паливі. Електропостачання селища необхідно здійснити від повітряної лінії 10 кВт яка проходить південно-західніше садівництва і має протяжність 30 км. На сущесву ВЛ 10 кВ є отпайка від якої нам і слід живити проектовану КТП 10 / 0,4 кВ. На підставі завдання виданого проектно-конструкторським бюро АТ Лененерго слід скласти проект на наступні роботи:
будівництво ПЛ 0,4 кВ;
будівництво КТП 10 / 0,4 кВт;
перевірка побудованих ліній 0,4 кВт за втратами напруги, потужності і енергії;
необхідно провести техніко-економічне порівняння варіантів пропонованих ПКБ АТ Лененерго.
Перший варіант передбачає електропостачання садівництва "Ліс" від двох окремо ТП (одна у північній частині садівництва, інша в південній). Другий варіант передбачає електропостачання від однієї ТП зміщеною захід від центру садівництва.

1.2 Вихідні дані

Для виконання дипломного проекту на тему електропостачання садівництва "Ліс" використовуються вихідні дані надані ПКБ АТ Лененерго:
Генеральний план садівництва "Ліс" із зазначенням межі території, електропостачання якої потрібно спроектувати і точкою підключення до проектованої отпайки існуючої ПЛ 10 кВ.
Категорія з надійності всіх споживачів садівництва 3.
Електричні навантаження споживачів садівництва вжити відповідно до "Методичних вказівок з розрахунку електричних навантажень в мережах 0,38 - 110 кВ сільськогосподарського призначення". При цьому питома розрахункове навантаження на вводі для житлового будинку становить 2,6 кВт.
Кліматичні умови включають в себе швидкісний напір вітру 50 дано / м 2 і товщиною стінки ожеледі для ПЛ 10 кВ - 10 мм для ПЛ 0,38 кВ - 5 мм.
Грунт суглинок.
Система розподілу електричної енергії трифазна 4 - х провідна
Дані районної трансформаторної підстанції:
вища напруга 110 кВ;
нижчу напругу 10,5 кВ;
встановлена ​​потужність трансформаторів типу ТДН 2'10000 кВ × А трансформатори працюють окремо;
потужність короткого замикання на шинах районної підстанції 100 МВ × А;
уставка МТЗ по струму на фідері живильному КТП 400 А;
загальна довжина ПЛ 10 кВ від підстанції 110/10 кВ електрично пов'язаних між собою від однієї секції становить 30 км.


1.3 Вибір схеми розподільчої мережі 0,38 кВ
Оскільки всі споживачі садівництва належать до третьої категорії за надійністю, то для зменшення витрати матеріалів доцільно застосовувати розімкнуті радіальні мережі напругою 0,38 кВ.
Попередньо слід вибрати число і місце розташування трансформаторних пунктів (по кожному варіанту окремо), а потім з урахуванням розташування споживачів вибрати кількість і траси ліній, що відходять.
Траси повітряних ліній (ПЛ) 0,38 кВ краще прокладати уздовж існуючих в садівництві доріг і вулиць. Така прокладка траси знижує витрати на будівництво ПЛ, тому що дозволяє використовувати при будівництві пересувні установки (автокран, автовишку і т. п.), не займаючи сільськогосподарських угідь (городи, сади, ріллі, лісу), забезпечують зручне введення в будівлі до споживача і створює умови для організації вуличного освітлення без особливих додаткових витрат.
1.4 Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій 10 / 0,4 кВ

У сільських умовах щільність електричних навантажень є досить низькою, що при збільшенні потужності трансформаторних пунктів веде до обваження мережі 0,38 кВ. Однак збільшення числа трансформаторних пунктів при зменшенні їх середньої потужності і радіусі обслуговування повинно бути обгрунтовано, тому що вартість трансформаторного пункту знижується незначно при зменшенні потужності встановленого трансформатора. У цьому випадку ростуть так само і витрати на ПЛ 10 кВ.
Для зменшення втрат напруги, втрат потужності та втрат електроенергії трансформаторні підстанції повинні розташовуватися якомога ближче до так званого центру електричних навантажень (Цен).
Координати Цен в загальному випадку визначаються наступним чином
X Цен = , (1)
Y Цен = , (2)
де Х i, Y i - координата i - ої навантаження щодо довільно обраної точки прямокутної системи координат, м; Рi - потужність i - го споживача, кВт; n - загальна кількість споживачів.
При неможливості з - за місцевих умов встановити трансформаторну підстанцію (ТП) точно в центрі електричних навантажень, визначають разом з місцевою адміністрацією відає відведенням землі прилеглих територій, майданчик для установки ТП з урахуванням зручності прокладки ліній 0,38 кВ (поблизу трас ПЛ 0,38 кВ).
При рівномірному розподілі навантаження (до того ж всі споживачі однорідні) Цен приблизно збігається з центром садівництва (так як садівництво має прямокутну форму).
1.5 Вибір траси розподільчої мережі 0,38 кВ
Для вибору кількості ліній відходять від ТП керуємося такими міркуваннями:
- Споживачі розташовані «ланцюжком», слід підключати до однієї лінії;
- Навантаження між лініями слід намагатися розподілити по можливості рівномірно;
- Лінії 0,38 кВ не повинні бути «важкими» (відновлення обривів і перетяжка проводів проводитися бригадою з одного монтера і одного водія), тобто Рекомендується мати переріз не більше 95 мм при виконанні мережі алюмінієвим дротом.
Проклавши, траси магістральних ліній з відгалуженнями, намічаємо точки установки опор з кроком 25 - 30 м (залежно від зручності проведення вводів до споживачів, наявність перехресть і т. п.), вибираємо типи опор (анкерні, кутові, перехідні, проміжні, відгалужувальні ), нумеруємо їх і наносимо на генеральний план.
Для першого варіанту від КТП 1 пропонується прокласти чотири лінії.
Перша лінія (Л 1) від КТП 1 на північний схід до опори 15 з відгалуженнями від 8 опори до 24.
Друга лінія (Л 2) від КТП 1 на північний схід до опори 51 з відгалуженнями від опори 28 до 34.
Третя лінія (Л 3) від КТП 1 на південний схід до опори 67 з відгалуженням від опори 60 до 76.
Четверта лінія (Л 4) від КТП 1 на південний схід до опори 93 з відгалуженням від опори 79 до 85.
Першу лінію (Л 1) від південної підстанції КТП 2 пропонується прокласти до опори 109 з відгалуженням від опори 102 до опори 118.Вторая лінія (Л 2) піде на північний схід від КТП 2 до опори 138 без відгалужень. Третя лінія (Л 3) піде на південний схід від КТП 2 до опори 154 з відгалуженням від опори 147 до 163.
Четверта лінія (Л 4) буде проходити від КТП 2 на південний схід до опори 189 с відгалуженням від опори 166 до опори 172.
Для другого варіанту від КТП 1 пропонується прокласти чотири лінії (дивись схему на генплані) лінії електропередачі 0,38 кВ. Лінії Л 1 і Л 2 пропонується прокласти до опори 8 поруч по тій же стороні дороги, що і КТП 1. Від опори 8 перша лінія (Л 1) йде на північ до опори 123 з відгалуженнями від опори 108 до опори 101, від опори 108 до опори 115, від опори 123 до опори 116, від опори 123 до опори 130.
Лінію Л 2 прокладаємо від опори 8 до опори 39 на південь з відгалуженнями від опори 8 до опори 15, від опори 23 до опори 17, від опори 23 до опори 30, від опори 39 до опори 33, від опори 39 до опори 46.
Лінію Л3 прокладаємо від КТП 1 на північний схід до опори 185 с відгалуженнями від опори 137 до опори 155 та від опори 154 до опори 168.
Лінію Л 4 прокладаємо від КТП 1 на південний схід до опори 100 з відгалуженнями від опори 53 до опори 67 і від опори 69 до опори 83.

2 Електротехнічний розрахунок мереж 0,38 кВ і вибір
обладнання
2.1Определеніе місця розташування трансформаторної
підстанції для першого варіанту, електропостачання
садівництва, за яким передбачається від двох ТП
Попередньо розбиваємо територію садівництва на дві приблизно рівні частини: південну і північну і для кожної частини садівництва вибираємо свою систему координат. Для південної частини садівництва, вибравши за початок координат точку, яка знаходиться в південно-західній частині садівництва і, направивши вісь ординат із заходу на схід, а вісь абсцис з півдня на північ визначаємо складові формули 1 і 2.
Приклад наводитися для південної частини садівництва, приймемо дільниця № 1, i = 1, P i = 2,6 кВт, з координатами = 15, = 20, n = 106;
             X Цен ю
             Y Цен ю
Координати центру електричних навантажень для південної частини садівництва: Х Цен ю = 227,9 м; Y Цен ю = 172,6 м
Координати центру електричних навантажень для північної частини садівництва: Х Цен з = 224,5 м; Y Цен з = 170 м
У південній частині зручний майданчик для розташування ТП знаходиться на 230 метрів західніше, ніж Цен південній частині садівництва на ній встановлюємо КТП 2.
У північній частині зручний майданчик для розташування ТП знаходиться також на 230 метрів західніше, ніж Цен, на цьому майданчику встановлюємо КТП1.
2.2 Основні положення з розрахунку електричних
навантажень мереж сільськогосподарського призначення
Електричні навантаження при складання проектів знову споруджуваних і реконструйованих електричних мереж напругою 0,38 - 110 кВ сільськогосподарського призначення, а також при розробці схем перспективного розвитку таких мереж слід визначати згідно з «Методичними вказівками щодо розрахунку електричних навантажень в мережах 0,38 - 110 кВ сільськогосподарського призначення »[1].
В основу методу визначення навантажень при розрахунку електричних мереж сільськогосподарського призначення покладено підсумовування розрахункових навантажень, запропонованих у ймовірній формі, але вводах споживачів або на шинах трансформаторних підстанцій. Розрахункові навантаження житлових будинків у мережах 0,38 кВ визначаються з урахуванням досягнутого рівня електроспоживання на внутрішньоквартирні потреби, а виробничих, громадських і комунальних споживачів за нормами.
Розрахунковим навантаженням вважається найбільше з середніх значень повної потужності за проміжок 30 хвилин, які можуть виникнути на вводі до споживача чи в живильній мережі в розрахунковому році з імовірністю не нижче 0,95.
Розрізняються денні та вечірні, розрахункові активні (реактивні) навантаження.
За розрахункове навантаження для вибору перерізів проводу або потужності трансформаторних підстанцій приймається найбільша з величин денних або вечірніх розрахункових навантажень отриманих на даній ділянці лінії або підстанції.
Втрати або відхилення напруги в мережах розраховуються окремо для режиму денних і вечірніх навантажень.
Житловим сільським будинком при розрахунку навантажень вважається одноквартирний будинок або квартира в багатоквартирному будинку мають окремий лічильник електроенергії.
Коефіцієнт одночасності являє собою змінну величину, що залежить від кількості однорідних споживачів.
Фрагменти таблиць 4.1 та 4.2 з [1] для визначення коефіцієнтів одночасності при підсумовуванні електричних навантажень в мережах 0,38 кВ та 6 - 10 кВ наведені відповідно в таблиці 1 і в таблиці 2.
Таблиця 1 - Коефіцієнт одночасності для мереж 0,38 кВ
Кількість споживачів
02
33
55
7
77
7
10
15
20
0
550
100
200
Коефіцієнти одночасності для житлових будинків з питомим навантаженням понад 2 кВт / будинок
0
0.75
0.64
0.53
0.47
0.42
0.37
0.34
0.27
0.24
0.20
Таблиця 2 - Коефіцієнти одночасності для
підсумовування електричних навантажень мереж 6 - 10 кВ
Кількість ТП
22
33
55
110
220
225 і більше
Коефіцієнт одночасності
00,9
00,85
00,8
00,75
00,7
00,65
Розрахунок електричних навантажень мереж 0,38 кВ проводиться виходячи з розрахункових навантажень на вводах споживачів і відповідних коефіцієнтів одночасності окремо для денного і вечірнього максимумів за формулами:
P д = K o , (3)
P в = K o , (4)
де P д, P в - розрахункова денна, вечірня навантаження на ділянці
лінії або шинах трансформаторної підстанції, кВт;
K o - Коефіцієнт одночасності;
P д i , P у i - денна та вечірня навантаження на вводі
i-ого споживача або i-го елемента мережі, кВт.
Допускається визначення розрахункових навантажень по одному режиму-денному, якщо підсумовуються виробничі споживачі, або вечірнього, якщо підсумовуються побутові споживачі. Коефіцієнт вечірнього максимуму для побутових споживачів у цьому випадку приймається рівний одиниці. Як розрахунковий максимуму слід брати найбільше значення з денної або вечірньої навантаження. При змішаній навантаженні окремо визначаються навантаження на ділянках мережі з житловими будинками, з виробничими і комунальними підприємствами.
Якщо навантаження споживачів 0.38 кВ різних типів відрізняються за величиною більш, ніж у 4 рази, підсумовування їх рекомендується проводити за таблицею 4.7 з [1], фрагмент якої наведено в таблиці 3.
Таблиця 3-Добавки для підсумовування споживачів
різних типів навантаження
P *, кВт
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
9,5
10,0
DP **, кВт
1,8
2,1
2,4
2,7
3,0
5,7
6,0
P * - найменша з доданків навантажень, кВт;
DP ** - добавка до більшої складовою навантаженні, кВт.
Навантаження вуличного освітлення в сільських населених пунктах визначаються за нормами, наведеними в [1]. Питома потужність навантажень вуличного освітлення садівництва "Ліс", становить 4,5 - 6,5 Вт / м при ширині проїзної частини 6 м. При використанні світильників РКУ - 250.
Сумарне навантаження вуличного освітлення визначається за формулою
, (5)
де - Питома потужність навантажень вуличного освітлення, кВт;
- Довжина освітлюваної від i - ої підстанції частини дороги, км.
При використанні ламп типу ДРЛ - 250 відстань між сусідніми світильниками має складати приблизно 50 - 60м.
У проекті визначення електричних навантажень 0,38 кВ проводиться для наступних випадків:
-При виборі потужності трансформаторів;
-При виборі перерізів проводів магістралей і відгалужень від магістралей до груп споживачів;
-При перевірці вибраних перетинів проводів по втраті напруги, потужності та електричної енергії.
2.3 Вибір потужності трансформаторів
При виборі номінальних потужностей трансформаторів виходимо з наступної умови
S ном.тп ³ 1,2 × S тп.р (6)
де S ном.тп - повна стандартна номінальна потужність трансформаторної підстанції, кВ × А;
S тп.р - повна розрахункова потужність трансформатора, кВ × А.
Активна розрахункова потужність трансформаторної підстанції визначається (для кожного варіанта окремо) за такою формулою
P тп.р = P д.р + å DP л (7)
де P д.р - розрахункове навантаження всіх будинків підключених до даної ТП, кВт;
DP л - сума всіх втрат в лініях відходять від цього департаменту, кВт.
Повна розрахункова потужність трансформатора (для кожного варіанта окремо) визначається за наступною формулою
S тп.р = , (8)
де Cos j - коефіцієнт реактивної потужності прийнятий рівним 0,9.
2.3.1 Вибір трансформаторної підстанції для першого
варіанту

Наведемо приклад для вибору трансформаторної підстанції КТП 1 по першому варіанту в північній частині садівництва. Визначаємо активну розрахункову потужність трансформаторної підстанції (для електропостачання 106 житлових будинків) за формулою (7)

P тп.р = 41,895 + 3,016 = 44,91 кВт.

Визначаємо повну розрахункову потужність трансформаторної підстанції за формулою (8)

S тп.р = = 49,9 кВ × А
За умовою (6) вибираємо щоглове трансформаторну підстанцію
(МТП) 63/10/0, 4.
Щоглова трансформаторна підстанція є однотрансформаторних підстанцію зовнішньої установки і служить для прийому електричної енергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою 6 або 10 кВ, перетворення в електроенергію 0,4 кВ та електропостачання сільськогосподарських споживачів, окремих населених пунктів, невеликих промислових об'єктів та інших споживачів в районах з помірним кліматом (від -45 о С до 40 о С).
МТП підключається до лінії електропередач за допомогою роз'єднувачі, який встановлюється на найближчій опоре.Для південній частині садівництва вибираємо трансформаторну підстанцію виходячи з умови (6). Активна розрахункова потужність ТП (для електропостачання 106 житлових будинків) визначається за формулою (7)
P тп.р = 42,65 + 3,453 = 46,103 кВт.
Повна розрахункова потужність ТД визначається за формулою (8)
S тп.р = = 51,2 кВ × А
За умовою (6) вибираємо трансформаторну підстанцію.
У південній частині садівництва встановлюється трансформатор наступної марки МТП 63/10/0, 4

2.3.2 Вибір трансформаторної підстанції для другого
варіанту
Для другого варіанту за яким передбачається електропостачання садівництва від однієї ТП. Потужність трансформаторної підстанції вибирається з умови (6).
Активна розрахункова потужність ТП (для електропостачання 212 житлових будинків) визначається за формулою (7)
P тп.р = 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт
Визначаємо повну розрахункову потужність ТП за формулою (8)
S тп.р = = 100,04 кВ × А
Виходячи з умови (6) вибираємо трансформаторну підстанцію КТП - 90 160/10/0, 4.
Комплектні трансформаторні підстанції (КТП) представляють собою однотрансформаторних підстанції тупикового типу зовнішнього встановлення служать для прийому електричної енергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою 6 або 10 кВ, перетворення в електроенергію 0,4 кВ та постачання нею споживачів у районах з помірним кліматом (від -40 о С до 40 о С).

2.4 Вибір перерізу проводів ПЛ 0,38 кВ
Відповідно до норм технологічного проектування електричних мереж сільськогосподарського призначення дроти та кабелі лінії електропередачі 0,38 кВ повинні бути перевірені:
-На допустимі відхилення напруги у споживачів
-Допустимі тривалі струмові навантаження в нормальному і пост аварійному режимах;
-Забезпечення надійності спрацьовування захисту запобіжників або автоматичних вимикачів при однофазних і коротких міжфазних замикань. Мінімальні допустимі перетину алюмінієвих проводів на ПЛ 0,38 кВ з умов механічної міцності повинні бути: в районах з нормативною товщиною стінки ожеледі 5мм, 25мм 2.
Перетин проводів уздовж магістралі ПЛ має бути постійним. На ПЛ відходять від однієї трансформаторної підстанції 10 / 0,4 кВ, слід передбачати не більше двох-трьох перерізів проводів.
За відсутності вихідних даних для розрахунку відхилення напруги біля електроприймачів, втрати напруги в елементах мережі 0,38 кВ рекомендується приймати в лініях, що живлять переважно комунально-побутові споживачі - 8% від номіналу.
Для головного ділянки кожної лінії по кожному варіанту визначається розрахункове навантаження (Ppi) залежно від числа постачає через цю лінію житлових будинків (і відповідного коефіцієнта одночасності), а так само від наявності навантаження інших споживачів.
Далі визначається максимальна величина струму у фазі у нормальному режимі
I Р.Ф , (9)

За таблицями наведеними у «Правилах пристрою електроустановок» (ПУЕ) виробляємо попередній вибір перерізу неізольованого алюмінієвого проводу (за умовою нагріву Iдл.доп ³ Iр.ф, де Iдл.доп - тривало допустима струмова навантаження на провід вибраного перерізу).
Перетин нульового проводу рекомендовано застосовувати рівним перетину фазного. Вуличне освітлення повинно включаться автоматично отже, вздовж кожної лінії будемо прокладати ще один провід вуличного освітлення 25мм 2.
Попередньо вибраного переріз слід перевірити на допустиму втрату напруги. Для перевірки використовуємо метод моментів навантаження, за яким величина втрат напруги може бути визначена за наступною формулою

, (10)

де Ki - коефіцієнт питомих втрат напруги, що залежить від типу виконання лінії марки і перетину дроту на ділянці, коефіцієнта потужності навантаження та кількості проводів на ПЛ,% / кВт'км.

Момент навантаження на ділянці ЛЕП визначається за формулою

, (11)

де li - довжина розглянутого ділянки, км.
Ділянкою доцільно вважати частину лінії одного перерізу з постійним навантаженням по довжині (один або кілька прольотів без відгалужень).
Далі в таблиці 4 наведено фрагмент таблиці з [] з визначення величини Кi в чотирьох - провідних мережах 0,38 кВ при рівності перерізів нульового і фазних проводів. Втрата напруги в точці «К» визначається як алгебраїчна сума втрат напруги на ділянках утворюють ланцюг харчування точки «К».
Величина розрахункових втрат напруги в кінці кожної лінії порівнюється з припустимою величиною. При необхідності слід переходити на більший перетин дроти і повторити розрахунок.
Таблиця 4 - Питомі втрати напруги для ВЛ 0,38 кВ
Марка
Провід
Cos
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
0,9
0,92
0,715
0,525
0,4
0,32
0,28
0,92
0,9
0,7
0,505
0,39
0,3
0,27
0,95
0,88
0,685
0,485
0,375
0,27
0,24
2.4.1 Приклад вибору перетину проводу ПЛ 0,38 кВ
Наведемо приклад вибору перетину проводу повітряної лінії 0,38 кВ.
Зробимо вибір перетину дроти лінії 1 по першому варіанту. Навантаженням для цієї лінії є 32 ділянки (вуличне освітлення живиться окремим проводом). Тоді розрахункове навантаження для цієї лінії визначається за формулою
, (12)
де n - кількість будинків, шт. і вона дорівнює;
Р уд - питома розрахункове навантаження житлових будинків визначається за таблицею 2.1.1 з [9], кВт / квартиру.
Р Рл1 = 0,55 × 32 = 17,6 кВт
Розрахунковий струм у фазі визначається за формулою 9
= 29,9 А (13)
Для мінімально допустимого за механічної міцності дроти А-50 допустимий струм складає 215 А.
Умова 226А> 29,9 А дотримується, отже, по нагріванню провід А-50 підходить і може бути попередньо вибраний для лінії 1, для інших ліній перетин дроту вибирається аналогічно, результати обраного перетину дроту наведені в таблицях 5 і 6.
2.4.2 Приклад визначення втрат напруги на одному
ділянці
Наведемо приклад визначення втрат напруги на одній дільниці. Для першого варіанту.
Визначимо величину втрат напруги для ділянки лінії 2 від КТП 1 до опори № 28.Дліна ділянки лінії від КТП 1 до опори 28 становить 0,09 км
Момент навантаження визначається за формулою 11

М КТП 1-28 = 13,65 × 0,09 = 1,22 кВт × км
Питоме значення падіння напруги ( ) Складає 0,505% / кВт × км.
Падіння напруги на ділянці лінії визначається за формулою 12
0,505 × 1,22 = 0,62%
Аналогічно проводяться розрахунки всіх ліній по кожному варіанту. Результати розрахунків за першим та другим варіантами зведені в таблицю 5 і в таблицю 6.
Таблиця 5 - Втрати напруги в мережах 0.38 кВ на першу
варіанту
Номер расчетн. Ділянки

Падіння напруги

Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаження. Mi = P pi · l i (кВт · км)
Питома. Є форумом.
% / КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%

КТП 1   ЛІНІЯ 1

КТП 1-2
32 уч.
17,6
0,03
0,53
0,505
0,27
0,27
Продовження таблиці 5
2-3
30
16,86
0,03
0,51
0,505
0,36
0,49
3-5
28
16,1
0,06
0,97
0,505
0,49
0,98
5-7
24
14,4
0,06
0,86
0,505
0,43
1,41
17-8
22
13,86
0,025
0,35
0,505
0,17
1,58
8-9
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,16
1,74
9-10
9
9,9
0,03
0,29
0,505
0,15
1,89
10-12
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
2,19
12-14
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
2,46
14-15
2
5,2
0,03
4А50 +
0,16
0,505
0,08
2,54
8-18
12
10,8
0,09
А25
0,97
0,505
0,49
2,07
18-19
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,16
2,23
19-21
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
2,53
21-23
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
2,8
23-24
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,8
2,88

ЛІНІЯ 2

КТП 1-28
21
13,65
0,09
1,22
0,505
0,62
0,62
28-29
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,16
0,78
29-31
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,29
1,07
31-33
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
1,34
33-34
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
1,42
28-38
11
10,67
0,105
1,12
0,505
0,57
1,19
38-40
10
10,3
0,06
0,62
0505
0,31
1,5
40-42
8
9,84
0,06
4А50 +
0,59
0,505
0,29
1,49
42-43
7
9,59
0,03
+ А25
0,29
0,505
0,15
1,94
43-45
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
2,22
45-47
5
9,35
0,06
0,56
0,505
0,28
2,5
47-49
3
7,8
0,06
0,47
0,505
0,24
2,74
49-51
2
5,2
0,06
0,31
0,505
0,16
2,9

ЛІНІЯ 3

КТП 1-53
32
17,6
0,03
0,44
0,505
0,22
0,22
53-55
30
16,86
0,025
1,01
0,505
0,51
0,73
Продовження таблиці 5

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км)
Питома вага
% / КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
55-58
26
15,26
0,06
1,14
0,505
0,57
1,3
58-60
22
13,86
0,075
0,6
0,505
0,35
1,65
60-61
10
10,3
0,05
0,31
0,505
0,16
1,81
61-62
9
9,9
0,03
0,29
0,505
0,15
1,96
62-64
8
9,84
0,03
4А50 +
0,59
0,505
0,3
2,26
64-66
4
8,92
0,06
+ А25
0,54
0,505
0,27
2,53
66-67
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
2,61
60-70
12
10,8
0,09
0,97
0,505
0,49
2,14
70-71
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,15
2,29
71-73
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
2,59
73-75
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
2,86
75-76
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,8
2,94

ЛІНІЯ 4

КТП 1-79
20
13,4
0,09
1,21
0,505
0,61
0,61
79-80
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,16
0,77
80-82
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
1,07
82-84
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
1,34
84-85
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
1,42
79-88
10
10,3
0,09
4А50 +
0,93
0,505
0,47
1,08
88-90
8
9,84
0,06
+ А25
0,59
0,505
0,3
1,38
90-92
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
1,65
92-93
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
1,73

КТП 2 ЛІНІЯ 1

КТП 2-95
34
18,36
0,055
1,01
0,505
0,51
0,51
95-97
32
17,6
0,055
0,97
0,505
0,49
1
97-100
28
16,1
0,075
1,21
0,505
0,61
1,61
100-101
26
15,26
0,03
0,46
0,505
0,23
1,84
Продовження таблиці 5

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км)
Питома. Є форумом,
% / КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
101-102
24
14,4
0,025
0,36
0,505
0,18
2,02
102-103
12
10,8
0,03
0,32
0,505
0,16
2,18
103-104
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,15
2,33
104-106
8
9,84
0,06
4А50 +
0,59
0,505
0,3
2,63
106-108
4
8,92
0,06
+ А25
0,54
0,505
0,27
2,9
108-109
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,8
2,98

102-112

12

10,8

0,09

0,97

0,505

0,49

2,51

112-113

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,15

2,66

113-115
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
2,96
115-117
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,27
3,23
117-118
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
3,31

КТП 2 ЛІНІЯ 2

КТП2-123

22

13,86

0,14

1,94

0,505

0,98

0,98

123-126

18

12,6

0,085

4А50 +

1,07

0,505

0,54

1,52

126-128

16

11,7

0,03

+ А25

0,35

0,505

0,18

1,7

128-132
12
10,8
0,105
1,13
0,505
0,57
2,27
128-132
12
10,8
0,105
1,13
0,505
0,57
2,27
132-133
10
10,3
0,03
0,31
0,505
0,015
2,42
133-135
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,27
2,69
135-137
4
8,92
0,06
0,54
0,505
0,3
2,99
137-138
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
3,07
КТП 2 ЛІНІЯ 3
КТП2-140
32
17,6
0,055
0,97
0,505
0,49
0,49
140-142
30
16,86
0,055
1,02
0,505
0,51
1
142-145
26
15,26
0,075
1,14
0,505
0,57
1,57
145-146
25
14,75
0,03
0,44
0,505
0,22
1,79
Продовження таблиці 5

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км)
Питома. Є форумом.
% / КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
146-147
24
14,4
0,025
0,36
0,505
0,18
1,97
147-148
12
10,8
0,025
4А50 +
0,27
0,505
0,14
2,11
148-150
10
10,3
0,06
+ А25
0,62
0,505
0,31
2,42
150-152
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
2,69
152-154
4
8,92
0,03
0,27
0,505
0,14
2,83
147-157
12
10,8
0,085
0,92
0,505
0,46
2,43
157-159
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
2,74
159-161
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
3,01
161-163
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
3,27

КТП 2 ЛІНІЯ 4

0,505
КТП2-166
19
12,92
0,09
1,16
0,505
0,58
0,58
166-167
8
9,84
0,03
0,29
0,505
0,15
0,73
167-169
6
9
0,06
4А50 +
0,54
0,505
0,27
1
169-171
2
5,2
0,06
+ А25
0,31
0,505
0,16
1,16
171-172
1
2,6
0,03
0,08
0,505
0,04
1,20
166-176
11
10,67
0,14
1,49
0,505
0,75
1,33
176-178
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
1,64
178-180
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,3
1,94
180-181
7
9,59
0,03
0,29
0,505
0,15
2,09
181-183
6
9
0,06
0,054
0,505
0,27
2,36
183-185
5
9,35
0,06
0,56
0,505
0,28
2,64
185-187
3
7,8
0,06
0,47
0,505
0,24
2,88
187-189
2
5,2
0,06
0,31
0,505
0,16
3,04

Таблиця 6-Втрати напруги в мережах 0.38 кВ по другому
Варіанту

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км
Питоме значення,
КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
КТП 1 ЛІНІЯ 1
КТП 1-1
52
24,4
0,025
0,61
0,505
0,308
0,308
1-2
50
23,8
0,025
0,59
0,505
0,29
0,598
2-4
48
23,04
0,05
1,15
0,505
0,58
1,178
4-6
46
22,3
0,05
1,11
0,505
0,56
1,738
6-7
44
21,6
0,025
4А50 +
0,54
0,505
0,27
2,01
7-108
42
20,8
0,085
+ А25
1,77
0,505
0,89
2,9
108-109
12
10,8
0,025
0,27
0,505
0,14
3,04
109-111
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
3,35
111-113
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
3,62
113-115
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
3,88
108-106
10
10,3
0,025
0,26
0,505
0,13
3,03
106-104
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,29
3,32
104-102
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
3,58
102-101
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
3,66
108-123
20
13,4
0,06
0,80
0,505
0,4
3,3
123-124
10
10,3
0,03
0,16
0,505
0,16
3,46
124-126
9
9,9
0,06
4А50 +
0,29
0,505
0,29
3,75
126-128
6
9
0,06
+ А25
0,27
0,505
0,27
4,02
128-130
4
8,92
0,06
0,26
0,505
0,26
4,28
123-121
10
10,3
0,025
0,13
0,505
0,13
3,03
121-119
8
9,84
0,06
0,28
0,505
0,28
3,31
119-117
4
8,92
0,06
0,26
0,505
0,26
3,57
117-116
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
3,65
КТП 1 ЛІНІЯ 2
КТП 1-8
56
25,8
0,205
5,29
0,505
2,67
2,67
8-9
12
10,8
0,205
0,27
0,505
0,14
2,81
9-11
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
3,12
11-13
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
3,39
13-15
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
3,65
Подолженіе таблиці 6
     

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км
Питоме значення,
КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
8-23
44
21,6
0,06
1,29
0,505
0,65
3,32
23-24
12
10,8
0,025
4А50 +
0,27
0,505
0,14
3,46
24-26
10
10,3
0,06
+ А25
0,62
0,505
0,31
3,77
26-28
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,04
28-30
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
4,3
23-22
10
10,3
0,025
0,26
0,505
0,13
3,45
22-20
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,28
3,73
20-18
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
3,99
18-17
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
4,07
23-39
22
13,86
0,075
1,04
0,505
0,52
3,84
39-40
12
10,8
0,025
0,27
0,505
0,14
3,98
40-42
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,29
42-44
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,56
44-46
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
4,82
39-38
10
10,3
0,025
0,26
0,505
0,13
3,97
38-36
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,28
4,25
36-34
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
4,51
34-33
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
4,59
КТП 1 ЛІНІЯ 3
КТП 1-138
53
24,91
0,205
5,1
0,505
2,57
2,57
138-139
20
13,4
0,03
0,4
0,505
0,2
2,77
139-141
18
12,6
0,06
0,75
0,505
0,38
3,15
141-143
14
11,2
0,06
0,67
0,505
0,34
3,49
143-144
12
10,8
0,03
0,32
0,505
0,16
3,65
144-146
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
3,96
146-148
9
9,9
0,06
0,59
0,505
0,29
4,25
148-150
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,52
150-152
4
8,92
0,06
4А50 +
0,53
0,505
0,26
4,78
138-155
33
17,9
0,075
+ А25
1,34
0,505
0,68
3,25
155-156
22
13,86
0,03
0,42
0,505
0,21
3,46
156-158
20
13,4
0,06
0,8
0,505
0,4
3,86
158-160
16
11,7
0,06
0,7
0,505
0,2
4,06
160-161
14
11,2
0,03
0,34
0,505
0,17
4,23
161-163
12
10,8
0,06
0,65
0,505
0,33
4,56
163-165
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,87
163-167
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
5,14
Продовження таблиці 6

Падіння напруги

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км
Питоме значення,
КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
150-152
4
8,92
0,06
4А50 +
0,53
0,505
0,26
4,78
138-155
33
17,9
0,075
+ А25
1,34
0,505
0,68
3,25
155-156
22
13,86
0,03
0,42
0,505
0,21
3,46
156-158
20
13,4
0,06
0,8
0,505
0,4
3,86
158-160
16
11,7
0,06
0,7
0,505
0,2
4,06
160-161
14
11,2
0,03
0,34
0,505
0,17
4,23
161-163
12
10,8
0,06
0,65
0,505
0,33
4,56
163-165
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,87
163-167
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
5,14
167-169
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
5,4
155-173
11
10,67
0,105
1,12
0,505
0,56
3,81
173-175
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,12
175-177
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,29
4,41
177-178
7
9,59
0,03
0,29
0,505
0,14
4,55
178-180
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,82
180-182
5
9,35
0,06
0,56
0,505
0,28
5,1
182-184
3
7,8
0,03
0,23
0,505
0,11
5,21
184-186
2
5,2
0,03
0,16
0,505
0,08
5,22
КТП 1 ЛІНІЯ 4
КТП 1-53
51
24,1
0,195
4,7
0,505
2,37
2,37
53-54
20
13,4
0,03
0,4
0,505
0,2
2,57
54-56
18
12,6
0,06
0,75
0,505
0,38
2,95
56-58
14
11,2
0,06
4А50 +
0,67
0,505
0,34
3,29
58-59
13
11,05
0,03
+ А25
0,33
0,505
0,17
3,46
59-61
12
10,8
0,06
0,65
0,505
0,33
3,79
61-63
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,1
63-65
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,37
65-67
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
4,63
53-69
31
17,2
0,06
1,03
0,505
0,52
2,89
69-70
20
13,4
0,03
0,4
0,505
0,2
3,09
70-72
18
12,6
0,06
0,75
0,505
0,38
3,47
72-74
14
11,2
0,06
0,67
0,505
0,34
3,81
74-75
13
11,05
0,03
4А50 +
0,33
0,505
0,17
3,98
75-77
12
10,8
0,06
+ А25
0,65
0,505
0,33
4,31
77-79
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
4,62

Продовження таблиці 6

Номер расчетн. Ділянки
Тип потр.
Розр.
Max
P pi (кВт)
Розр. Довжина уч-ка li (км)
Парам.
Провід
Момент
Навантаженням. Mi = P pi · l i (кВт · км
Падіння напруги
Питоме значення,
КВт · км
На расчетн. Дільниці,%
Вiд дже. Піт.
,%
79-81
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,89
81-83
4
8,92
0,06
0,53
0,505
0,26
5,15
69-87
11
10,67
0,075
0,8
0,505
0,4
3,29
87-89
10
10,3
0,06
0,62
0,505
0,31
3,6
89-91
8
9,84
0,06
0,59
0,505
0,29
3,89
91-92
7
9,59
0,03
0,28
0,505
0,14
4,03
92-94
6
9
0,06
0,54
0,505
0,27
4,3
94-96
5
9,35
0,06
0,56
0,505
0,28
4,58
96-98
3
7,8
0,06
0,47
0,505
0,24
4,82
98-100
2
5,2
0,06
0,31
0,505
0,16
4,98
2.5 Визначення втрат потужності і електроенергії в мережі

0,38 кВ
Втрати потужності ( ) Визначаються окремо для кожного варіанту. При цьому для кожної ділянки мережі втрати потужності визначаємо для режиму максимального навантаження
, (14)
де - Розрахункове значення струму на ділянці (ij), А;
-Величина втрат напруги на ділянці (ij), В.
Розрахункове значення струму на ділянці визначається за наступною формулою
, (15)
де - Значення максимальної розрахункового навантаження на відповідній ділянці, кВт.
Втрати напруги на ділянці визначаються за такою формулою
, (16)
де - Втрати напруги на відповідній ділянці,
виражені у відсотках і певні рівніші у таблиці 5 та в таблиці 6.
Те, підставивши формули (15) і (16) в формулу (14) отримаємо
, (17)
де - постійний коефіцієнт, який визначається наступним чином
(18)
Для даного проекту задано, що cosj = 0,92 тому в наших розрахунках k = 0,0192
Річні втрати електричної енергії можна визначити за наступною формулою
, (19)
де - Значення втрат потужності, кВт;
-Річне число годин використання максимуму, залежне від розрахункового навантаження і в загальному випадку різний для різних ділянок схеми, ч.
Нижче (у таблиці 7) наведено фрагмент таблиці 4.6 з [1] для визначення річної кількості годин використання максимуму навантаження для сільськогосподарських споживачів залежно від розрахункового навантаження (проектований об'єкт відноситься до категорії комунально-побутових споживачів).
Таблиця 7 - Річне число годин використання максимуму
навантаження
Розрахункові навантаження, кВт
Число годин використання максимуму при
Характері навантаження, ч.
Комунально-побутова
Виробнича
Змішана
До 10
900
1100
1300
10-20
1200
1500
1700
20-50
1600
2000
2200
50-100
2000
2500
2800
120-250
2350
2700
3200
Наведемо приклад розрахунку втрат потужності і річних втрат електроенергії для першого варіанту на ділянці лініі1 від КТП 1до опори № 2
За формуле16 визначаємо втрати потужності на ділянці лінії
0,0192 × 17,6 × 0,27 = 0,091 кВт
ПО формулою 17 знаходимо річну величину втрат електроенергії (при цьому 1200 годин)
0,091 × 1200 = 109,2 кВт × год / рік
Решта розрахунки виконуються аналогічно і приводяться в таблиці 8 і в таблиці 9 відповідно для першого і другого варіантів.
Сумарні значення втрат потужності та електроенергії за варіантами знаходяться підсумовуванням значень у відповідних графах.
Подальші розрахунки проводяться, тільки для одного з варіантів який ми виберемо, після твори техніко-економічного порівняння варіантів наведеного в розділі 3.
Таблиця 8 - Втрати потужності та електричної енергії за
першим варіантом
Номер
Ділянки
ij
Pmax ij
КВт
DUi на
розрахунковій ділянці,
%
Втрати
Потужності
DPi-j
кВт
Кількість годин
Використання максимального навантаження
Tmax ij, годину
Річні
Втрати
електричні. Енергії,
DWi-j,
кВт год / рік

КТП 1   ЛІНІЯ 1

КТП 1-2
17,6
0,27
0,091
1200
109,2
2-3
16,86
0,26
0,081
1200
100,8
3-5
16,1
0,49
0,151
1200
181,2
5-7
14,4
0,43
0,118
1200
141,6
7-8
13,86
0,17
0,065
1200
78
8-9
10,3
0,16
0,032
1200
38,4
9-10
9,9
0,15
0,028
900
25,2
10-12
9,84
0,3
0,057
900
51,3
12-14
8,92
0,27
0,046
900
41,4
14-15
5,2
0,08
0,008
900
7,2
8-18
10,8
0,49
0,102
1200
122,4
18-19
10,3
0,16
0,032
1200
38,4
19-21
9,84
0,3
0,057
900
51,3
21-23
8,92
0,27
0,046
900
41,4

23-24

5,2
0,8
0,008
900
7,2
åDР Л1 = 0,879 кВт åDW Л1 = 1035 кВт год

КТП 1   ЛІНІЯ 2

КТП 1-28
13,65
0,62
0,170
1200
204
28-29
10,3
0,16
0,032
1200
38,4
29-31
9,84
0,29
0,055
900
49,5
31-33
8,92
0,27
0,046
900
41,4
33-34
5,2
0,08
0,008
900
7,2
28-38
10,67
0,57
0,117
1200
140,4
38-40
10,3
0,31
0,061
1200
73,2
Продовження таблиці 8
Номер
Ділянки
ij
Pmax ij
КВт
DU i на
розрахунковій ділянці,
%
Втрати
Потужності
DPi-j
кВт
Кількість годин
Використання максимального навантаження
Tmax ij, годину
Річні
втрати
електричні. енергії,
DWi-j,
кВт год / рік
40-42
9,84
0,29
0,055
900
49,5
42-43
9,59
0,15
0,028
900
25,2
43-45
9
0,27
0,047
900
42,3
45-47
9,35
0,28
0,05
900
45
47-49
7,8
0,24
0,036
900
32,4
49-51
5,2
0,16
0,016
900
14,4
åDР Л2 = 0,721 кВт åDW Л2 = 762,9 кВт год

КТП 1   ЛІНІЯ 3

КТП 1-53
17,6
0,22
0,074
1200
88,8
53-55
16,86
0,51
0,165
1200
198
55-58
15,26
0,57
0,167
1200
200,4
58-60
13,86
0,35
0,093
1200
111,6
60-61
10,3
0,16
0,032
1200
38,4
61-62
9,9
0,15
0,028
900
25,2
62-64
9,84
0,3
0,057
900
51,3
64-66
8,92
0,27
0,046
900
41,4
66-67
5,2
0,08
0,008
900
7,2
60-70
10,8
0,49
0,102
1200
122,4
70-71
10,3
0,15
0,029
1200
34,8
71-73
9,84
0,3
0,057
900
51,3
73-75
8,92
0,27
0,046
900
41,4
75-76
5,2
0,08
0,008
900
7,2
åDР Л3 = 0,912 кВт åDW Л3 = 1019,4 кВт год

КТП 1   ЛІНІЯ 4

КТП 1-79
13,4
0,61
0,157
1200
188,4
79-80
10,3
0,16
0,032
1200
38,4
80-82
9,84
0,3
0,057
900
51,3
Продовження таблиці 8
Номер
Ділянки
ij
Pmax ij
КВт
DU i на
розрахунковій ділянці,
%
Втрати
Потужності
DPi-j
кВт
Кількість годин
Використання максимального навантаження
Tmax ij, годину
Річні
Втрати
Електрична. Енергії,
DWi-j,
кВт год / рік
82-84
8,92
0,27
0,046
900
41,4
84-85
5,2
0,08
0,008
900
7,2
79-88
10,3
0,47
0,093
1200
111,6
88-90
9,84
0,3
0,057
900
51,3
90-92
8,92
0,27
0,046
900
41,4
92-93
5,2
0,08
0,008
900
7,2
åDР Л4 = 0,504 кВт åDW Л4 = 538,2 кВт год

КТП 2   ЛІНІЯ 1

КТП 2-95
18,36
0,51
0,179
1200
214,8
95-97
17,6
0,49
0,165
1200
198
97-100
16,1
0,61
0,188
1200
225,6
100-101
15,26
0,23
0,067
1200
80,4
101-102
14,4
0,18
0,049
1200
58,8
102-103
10,8
0,16
0,033
1200
39,6
103-104
10,3
0,15
0,029
1200
34,8
104-106
9,84
0,3
0,056
900
50,4
106-108
8,92
0,27
0,046
900
41,4
108-109
5,2
0,08
0,008
900
7,2

102-112

10,8

0,49
0,102
1200
122,4

112-113

10,3

0,15
0,029
1200
34,8
113-115
9,84
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Комунікації, зв'язок, цифрові прилади і радіоелектроніка | Диплом
930.4кб. | скачати


Схожі роботи:
Організація нормування та оплата праці на виробництві продукції садівництва
Електропостачання
Електропостачання на підприємстві
Дистанція електропостачання
Електропостачання аеропортів
Мережі електропостачання
Електропостачання ремонтного цеху
Електропостачання очисного забою
Електропостачання електромеханічного цеху
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru