История развития хранилищ для нефти: Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м...
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...
Топ:
Марксистская теория происхождения государства: По мнению Маркса и Энгельса, в основе развития общества, происходящих в нем изменений лежит...
Выпускная квалификационная работа: Основная часть ВКР, как правило, состоит из двух-трех глав, каждая из которых, в свою очередь...
Оценка эффективности инструментов коммуникационной политики: Внешние коммуникации - обмен информацией между организацией и её внешней средой...
Интересное:
Берегоукрепление оползневых склонов: На прибрежных склонах основной причиной развития оползневых процессов является подмыв водами рек естественных склонов...
Распространение рака на другие отдаленные от желудка органы: Характерных симптомов рака желудка не существует. Выраженные симптомы появляются, когда опухоль...
Мероприятия для защиты от морозного пучения грунтов: Инженерная защита от морозного (криогенного) пучения грунтов необходима для легких малоэтажных зданий и других сооружений...
Дисциплины:
2019-05-27 | 250 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Для расчета экономически целесообразного сечения воспользуемся расчетной схемой распределительной сети 10 кВ (рис. 8.1).
Производим расчет сечения кабеля по экономической плотности тока в зависимости от металла проводника и числа часов использования максимума нагрузки
где: – расчетный максимальный ток, А;
– нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2.
Нормированное значение экономической плотности тока принимаем 1,2 А/мм2, т.к. число часов использования максимума нагрузки в год более 5000 ч.
Находим расчетный максимальный ток, А
где – расчетная максимальная мощность линии, кВА, принимается по табл. 10;
– номинальное напряжение линии, кВ.
Выполним расчет на примере линии №1 (табл. 10). Определим расчетный максимальный ток, А:
Согласно найденному максимальному расчетному току определим экономическое сечение кабеля:
Для остальных участков расчетный максимальный ток и экономическое сечение кабеля определяется аналогично и сводится в таблицу 11.
Таблица 11 - Результаты расчета сечений проводов ВЛ и жил кабелей распределительных сетей 10(6) кВ
№ участка | Расчетная максимальная мощность участка , кВА | Расчетный максимальный ток , А | Экономически целесообразное сечение , мм2 | Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме работы, шт | Стандартное сечение , мм2 | Длительно допустимый ток , А |
1 | 2038,88 | 58,9 | 49,08 | 2 | 3х120 | 190 |
2 | 1011,8 | 29,24 | 24,36 | 2 | 3х70 | 135 |
3 | 2309,98 | 66,76 | 55,63 | 2 | 3х120 | 190 |
4 | 1237,5 | 35,76 | 29,8 | 2 | 3х70 | 135 |
Таблица 12 – Результаты проверки сечений проводов ВЛ и жил кабелей распределительных сетей 10(6) кВ по допустимому длительному току в послеаварийном режиме
|
№ участка | Расчетная максимальная мощность участка , кВА | Расчетный максимальный ток , А | Экономически целесообразное сечение , мм2 | Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме работы, шт | Стандартное сечение , мм2 | Длительно допустимый ток , А |
1 | 2038,88 | 117,8 | 98,16 | 2 | 3х120 | 190 |
2 | 1011,8 | 58,48 | 48,7 | 2 | 3х70 | 135 |
3 | 2309,98 | 133,52 | 111,26 | 2 | 3х120 | 190 |
4 | 1237,5 | 71,52 | 59,6 | 2 | 3х70 | 135 |
9.2 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10(6) кВ по допустимому длительному току
Проверка кабельных линий по допустимому длительному току проводится по условию:
(9.3)
где: – пoпpaвoчный кoэффициeнт нa количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, принимаем равный 0,9;
– пoпpaвoчный кoэффициeнт на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме. Для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией принимаем равный 1,15;
– пoпpaвoчный кoэффициeнт на фактическую температуру среды принимаем равный 0,94;
– пoпpaвoчный кoэффициeнт на тепловое сопротивление грунта принимаем равный 1;
– пoпpaвoчный кoэффициeнт на отличие номинального напряжения кабеля от номинального напряжения сети, принимается 1;
Проведем проверку кабельной линии для 1 участка. Проверка в аварийном режиме не требуется, т.к. выбор проводника производился без учета схемы резервирования, резервирование будет осуществляться аналогичным кабелем.
Проверка остальных участков КЛ проводится аналогично, результаты сводятся в таблицу 13.
Таблица 13 – Результаты проверки КЛ по длительно допустимому току
№ участка | Расчетный максимальный ток , А | Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме, шт | Стандартное сечение , мм2 | Длительно допустимый ток , А | Длительно допустимый ток с учетом коэффициентов , А | Результат проверки |
1 | 117,8 | 2 | 3х120 | 190 | 184,85 | проходит |
2 | 58,48 | 2 | 3х70 | 135 | 131,34 | проходит |
3 | 133,52 | 2 | 3х120 | 190 | 184,85 | проходит |
4 | 71,52 | 2 | 3х70 | 135 | 131,34 | проходит |
|
9.3 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей 10(6) кВ по допустимому отклонению напряжения
Потеря напряжения на участке в нормальном режиме, %, определяется по формуле:
где: – расчетный максимальный ток, А;
– длина участка, км;
, – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления, Ом/км.
Определим потери напряжения на участке 1 (рис. 8.1), в нормальном режиме:
Потери напряжения на остальных участках линии рассчитываются аналогично и сводятся в таблицу 14. Проверка в аварийном режиме проводится аналогично, результаты сводятся в таблицу 15. Допустимые потери напряжения в нормальном режиме составляют 5%, в аварийном режиме составляют 10 %.
Таблица 14 - Результаты проверки сечений, жил кабелей распределительных сетей 10 кВ, по допустимому отклонению напряжения нормальном режиме
№ участка | Расчетный максимальный ток , А | Длина участка , км | Кол-во кабелей в линии, в норм. режиме, шт | Стандартное сечение , мм2 | , Ом/км | , Ом/км | Потеря напряжения в нормальном режиме , % |
1 | 58,9 | 0,2 | 2 | 3х120 | 0,154 | 0,08 | 3,588 |
2 | 29,24 | 0,166 | 2 | 3х70 | 0,265 | 0,082 | 2,346 |
3 | 66,76 | 0,299 | 2 | 3х120 | 0,154 | 0,08 | 4,88 |
4 | 35,76 | 0,2 | 2 | 3х70 | 0,265 | 0,082 | 3,457 |
Таблица 15 - Результаты проверки сечений, жил кабелей распределительных сетей 10 кВ, по допустимому отклонению напряжения послеаварийном режиме
№ участка | Расчетный максимальный ток , А | Длина участка , км | Кол-во кабелей в линии, в авар. режиме, шт | Стандартное сечение , мм2 | , Ом/км | , Ом/км | Потеря напряжения в послеаварийном режиме , % |
1 | 117,8 | 0,2 | 1 | 3х120 | 0,154 | 0,08 | 7,177 |
2 | 58,48 | 0,166 | 1 | 3х70 | 0,265 | 0,082 | 4,687 |
3 | 133,52 | 0,299 | 1 | 3х120 | 0,154 | 0,08 | 9,161 |
4 | 71,52 | 0,2 | 1 | 3х70 | 0,265 | 0,082 | 6,9 |
9.4 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях 10(6) кВ
Для расчёта токов КЗ составляется расчётная схема системы электроснабжения и на её основе схема замещения.
Рисунок 3 - Pacчeтнaя cхeмa cиcтeмы элeктpоcнaбжeния
Рисунок 4 - Схема замещения системы электроснабжения
Пpeдвapитeльнo нeoбxoдимo пpивecти вce coпpoтивлeния элeмeнтoв cxeмы зaмeщeния к oдним и тeм жe бaзисным ycлoвиям. Зaбaзисноенaпpяжeниeyдoбнoпpинимaтьcooтвeтcтвyющeecpeднeeнaпpяжeниeвмecтoдeйcтвитeльнoгoнaпpяжeниянaшинax c цeлью упpoщeния pacчётoв (приближенное приведение). Шкала этих напряжений, принятая исходя из номинальных напряжений сетей, следующая: 515; 340; 230; 158; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,4; 0,23; 0,127 кВ.
|
За базисное напряжение рекомендуется принять напряжение на шинах ТП 10(6) кВ в точке КЗ,
За базисную мощность рекомендуется принять мощность трансформатора ТП 10(6) кВ в точке КЗ ,
Расчет токов короткого замыкания выполним для точки К2.
Тогда базисный ток, кА, определится по формуле
При расчетах систему можно считать бесконечной мощности, т. е. .
Сопротивление системы определяется по формуле:
. (9.6)
Индуктивное сопротивление кабельной линии определяется по формуле:
, (9.7)
где - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
- длина линии, км.
Определим индуктивное сопротивление КЛ-1 и КЛ-2:
Активное сопротивление кабельной линии определяется по формуле:
, (9.8)
где - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
Определим активное сопротивление КЛ-4 и КЛ-2:
Приведенное сопротивление двухобмоточного трансформатора
где: – напряжение КЗ трансформатора, %, принимается 10,5;
– номинальная мощность трансформатора, МВ·А, принимается 40;
Полное приведенное сопротивление в точке КЗ определяется по формуле:
Полное приведенное сопротивление в точке КЗ:
Ток в точке короткого замыкания определяется по формулам:
в относительных единицах
в именованных единицах
где: – результирующая ЭДС в токе КЗ, принимается 1;
– полное приведенное сопротивление в точке КЗ.
Определим токи в точке КЗ:
Наибольшее мгновенное значение полного тока КЗ называют ударным током. Он возникает при первом наибольшем значении апериодической составляющей, совпадающей по знаку с периодической составляющей тока КЗ. Этот момент наступает примерно через полпериода после появления КЗ ( с). При этом условии ударный ток
|
(9.13)
где: – начальное действующее значение периодической составляющей;
– ударный коэффициент характеризующий превышение ударного тока над амплитудой периодической составляющей тока КЗ.
Ударный коэффициент определяется по формуле:
, (9.14)
где - эквивалентная постоянная время затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.
Значение эквивалентной постоянной время затухания апериодической составляющей может быть определено по формуле:
, (9.15)
где - индуктивное результирующее сопротивление схемы замещения, о.е;
- активное результирующее сопротивление схемы замещения, о.е;
- циклическая частота, рад/с.
Определим значение постоянной время затухания и ударный коэффициент:
Расчет для остальных точек КЗ производится аналогично, результаты расчетов токов КЗ для каждой точки сводятся в таблицу 16.
Таблица 16 - Результаты расчета токов короткого замыкания в распределительных сетях 10(6) кВ
Точка КЗ | , кА | , кА | ||||||
1 | 0,00034 | 0,0018 | 0,0038 | 263,16 | 17,9 | 0,00125 | 1,0003 | 25,25 |
2 | 0,0005 | 0,0015 | 0,0052 | 192,3 | 13,07 | 0,0025 | 1,02 | 18,79 |
9.5 Расчет сечения жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ
Для расчета экономически целесообразного сечения составляется расчетная схема распределительных сетей до 1 кВ на которую наносятся значения мощностей трансформаторных подстанций, мощностей жилых и общественных зданий, длин и мощностей участков.
Находим расчетный максимальный ток для каждого участка
Производим расчет сечения кабеля по экономической плотности тока
Расчет производится аналогично пункту 9.1, результаты расчетов сводятся в таблицу 17.
Таблица 17 - Результаты расчета сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ
№ТП | № участка | Расчетная максимальная мощность участка , кВА | Расчетный максимальный ток , А | Экономически целесообразное сечение , мм2 | Стандартное сечение , мм2 | Длительно допустимый ток , А |
ТП1 | 3,2,1 | 499,317 | 721,556 | 601,297 | 625 | 1170 |
5,9,8 | 393,977 | 569,331 | 474,443 | 500 | 1080 | |
4,6,7,13 | 455,9 | 658,815 | 549,013 | 625 | 1170 | |
ТП2 | 35,36 | 332,87 | 481,026 | 400,855 | 400 | 940 |
39,40 | 332,87 | 481,026 | 400,855 | 400 | 940 | |
38,33,32 | 383,44 | 554,104 | 461,753 | 500 | 1080 | |
22,20 | 274,42 | 396,561 | 330,468 | 400 | 940 | |
21,34 | 275,46 | 398,064 | 331,72 | 400 | 940 | |
ТП3 | 14,10,11,12 | 398,5 | 575,867 | 479,889 | 500 | 1080 |
15,23,25 | 394,4 | 569,942 | 474,952 | 500 | 1080 | |
17,16,18 | 283,7 | 409,971 | 341,643 | 400 | 940 | |
19,24 | 274,45 | 396,604 | 330,503 | 400 | 940 | |
ТП4 | 42,43,41 | 336,57 | 486,373 | 405,311 | 400 | 940 |
44,45 | 330,8 | 478,035 | 398,363 | 400 | 940 | |
30,27,28 | 439,8 | 635,549 | 529,624 | 625 | 1170 | |
29,49,50,47,47а,47б,47с,48,48а,48б,48с | 374,04 | 540,52 | 450,433 | 500 | 1080 |
|
9.6 Проверка сечений жил кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току
Проверка кабельных линий по допустимому длительному току проводится аналогично пункту 9.2, без учета – поправочного коэффициента на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме. Результаты проверки сводятся в таблицу 9.6.
Проверка кабельных линий по допустимому длительному току проводится по условию:
(9.18)
В соответствии с расчетной схемой необходимо пересчитать поток распределение на участках распределительной сети и вычислить расчетный максимальный ток в послеаварийном режиме:
Таблица 18 - Результаты проверки сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому длительному току
№ТП | № участка | Расчетный максимальный ток , А | Расчетный максимальный ток , А | Стандартное сечение , мм2 | Длительно допустимый ток , А | Длительно допустимый ток с учетом коэффициентов , А | Результат проверки |
ТП1 | 3,2,1 | 721,556 | 1086,314 | 601,297 | 1170 | 1264,77 | проходит |
5,9,8 | 569,331 | 898,207 | 474,443 | 1080 | 1167,48 | проходит | |
4,6,7,13 | 658,815 | 1025,784 | 549,013 | 1170 | 1264,77 | проходит | |
ТП2 | 35,36 | 481,026 | 891,607 | 400,855 | 940 | 1016,14 | проходит |
39,4 | 481,026 | 889,821 | 400,855 | 940 | 1016,14 | проходит | |
38,33,32 | 554,104 | 879,393 | 461,753 | 1080 | 1167,48 | проходит | |
22,2 | 396,561 | 684,714 | 330,468 | 940 | 1016,14 | проходит | |
21,34 | 398,064 | 686,571 | 331,72 | 940 | 1016,14 | проходит | |
ТП3 | 14,10,11,12 | 575,867 | 839,107 | 479,889 | 1080 | 1167,48 | проходит |
15,23,25 | 569,942 | 831,821 | 474,952 | 1080 | 1167,48 | проходит | |
17,16,18 | 409,971 | 701,25 | 341,643 | 940 | 1016,14 | проходит | |
19,24 | 396,604 | 617,625 | 330,503 | 940 | 1016,14 | проходит |
Продолжение таблицы 18
ТП4 | 42,43,41 | 486,373 | 896,357 | 405,311 | 940 | 1016,14 | проходит |
44,45 | 478,035 | 785,357 | 398,363 | 940 | 1016,14 | проходит | |
30,27,28 | 635,549 | 842,411 | 529,624 | 1170 | 1264,77 | проходит | |
29,49,50,47,47а,47б,47с,48,48а,48б,48с | 540,52 | 862,607 | 450,433 | 1080 | 1167,48 | проходит |
9.7 Проверка сечений жиёл кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения
Потеря напряжения на участке, %, определяется аналогично пункту 9.3, результаты расчетов сводятся в таблицу 19 и 20. Потери напряжения в нормальном режиме не должны превышать 5%, а в аварийном 10%. Расчет производится для вводного кабеля наибольшей длины.
Таблица 19 - Результаты проверки сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения в нормальном режиме
№ участка | Расчетная максимальная мощность участка , кВА | Длина участка , км | Стандартное сечение , мм2 | , мОм/м | , мОм/м | Отклонение напряжения в нормальном режиме , % |
3,2,1 | 499,317 | 0,07 | 625 | 0,029 | 0,15 | 0,784 |
5,9,8 | 393,977 | 0,166 | 500 | 0,037 | 0,16 | 1,655 |
4,6,7,13 | 455,9 | 0,217 | 625 | 0,029 | 0,15 | 2,218 |
35,36 | 332,87 | 0,05 | 400 | 0,046 | 0,17 | 0,473 |
39,40 | 332,87 | 0,067 | 400 | 0,046 | 0,17 | 0,634 |
38,33,32 | 383,44 | 0,2 | 500 | 0,037 | 0,16 | 1,941 |
22,20 | 274,42 | 0,067 | 400 | 0,046 | 0,17 | 0,523 |
21,34 | 275,46 | 0,133 | 400 | 0,046 | 0,17 | 1,042 |
14,10,11,12 | 398,5 | 0,266 | 500 | 0,037 | 0,16 | 2,683 |
15,23,25 | 394,4 | 0,166 | 500 | 0,037 | 0,16 | 1,657 |
17,16,18 | 283,7 | 0,116 | 400 | 0,046 | 0,17 | 0,936 |
19,24 | 274,45 | 0,071 | 400 | 0,046 | 0,17 | 0,554 |
Продолжение таблицы 19
42,43,41 | 336,57 | 0,11 | 400 | 0,046 | 0,17 | 1,053 |
44,45 | 330,8 | 0,133 | 400 | 0,046 | 0,17 | 1,251 |
30,27,28 | 439,8 | 0,17 | 625 | 0,029 | 0,15 | 1,676 |
29,49,50,47,47а,47б,47с,48,48а,48б,48с | 374,04 | 0,366 | 500 | 0,037 | 0,16 | 3,465 |
Таблица 20 - Результаты проверки сечений жил, кабелей распределительных сетей до 1 кВ по допустимому отклонению напряжения в аварийном режиме
№ участка | Расчетная максимальная мощность участка , кВА | Длина участка , км | Стандартное сечение , мм2 | , мОм/м | , мОм/м | Отклонение напряжения в аварийном режиме , % |
3,2,1,5 | 608,336 | 0,14 | 625 | 0,029 | 0,15 | 2,36 |
5,9,8,4 | 502,996 | 0,3 | 500 | 0,037 | 0,16 | 4,719 |
4,6,7,13,8 | 574,439 | 0,25 | 625 | 0,029 | 0,15 | 3,979 |
35,36,39 | 499,3 | 0,08 | 400 | 0,046 | 0,17 | 1,403 |
39,40,38 | 498,3 | 0,133 | 400 | 0,046 | 0,17 | 2,328 |
38,33,32,22 | 492,46 | 0,233 | 500 | 0,037 | 0,16 | 3,589 |
22,20,21 | 383,44 | 0,1 | 400 | 0,046 | 0,17 | 1,347 |
21,34,22 | 384,48 | 0,2 | 400 | 0,046 | 0,17 | 2,701 |
14,10,11,12,15 | 469,9 | 0,3 | 500 | 0,037 | 0,16 | 4,409 |
15,23,25,17 | 465,82 | 0,282 | 500 | 0,037 | 0,16 | 4,108 |
17,16,18,19 | 392,7 | 0,15 | 400 | 0,046 | 0,17 | 2,069 |
19,24,17 | 345,87 | 0,187 | 400 | 0,046 | 0,17 | 2,272 |
42,43,41,44 | 501,96 | 0,176 | 400 | 0,046 | 0,17 | 3,104 |
44,45,30 | 439,8 | 0,17 | 400 | 0,046 | 0,17 | 2,627 |
30,27,28,48с | 471,75 | 0,4 | 625 | 0,029 | 0,15 | 5,228 |
29,49,50,47,47а,47б,47с,48,48а,48б,48с,30 | 483,06 | 0,83 | 500 | 0,037 | 0,16 | 10,54 |
9.8 Расчет токов короткого замыкания в распределительных сетях до 1 кВ
Для расчета токов короткого замыкания для каждой линии составляется расчетная схема и схема замещения (рис. 5, 6), на которые наносятся необходимые данные и указываются точки короткого замыкания. Результаты расчетов токов короткого замыкания в указанных точках заносятся в таблицу 9.8.
Рисунок 5 – Расчетная схема распределительной сети 0,4 кВ
Рисунок 6 – Схема замещения распределительной сети 0,4 кВ
Расчет токов короткого замыкания производится в следующей последовательности. Для расчёта выберем жилой дом № 2. Остальные расчёты по жилым домам и общественным зданиям производим аналогично, результаты расчётов заносим в таблицу 21.
Активное и индуктивное сопротивления обмоток силовых трансформаторов принимается по таблице Г.1 [1]. Значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности принимают равными значениям сопротивлений прямой последовательности.
Активное и индуктивное сопротивления катушек выключателей допускается принимать по таблице Е.2 [1]. Значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности равными соответствующим сопротивлениям прямой последовательности
Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающих трансформаторов, мОм, приведенные к ступени низшего напряжения, определяются по формулам
(9.20) |
(9.21) |
где: – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВ·А;
– напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
– номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, мОм.
Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельных линий, мОм, определяются по формулам
(9.22) |
(9.23) |
где: – активное сопротивление фазы, мОм/м;
– индуктивное сопротивление фазы, мОм/м;
– длина линии, м.
Активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм, определяются по формулам
(9.24) | |
(9.25)
где: , – активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм
Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопровода, мОм/м, принимают ориентировочно по формулам
(9.26) |
(9.27)
где: – активное сопротивление нулевого проводника, мОм/м (табл. И.3).
Активное и индуктивное сопротивления обратной последовательности кабельных линий, мОм, определяются по формулам
(9.28) |
(9.29) |
где: – активное сопротивление фазы, мОм/м;
– индуктивное сопротивление фазы, мОм/м;
– длина линии, м.
Суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления нулевой последовательности, мОм, до точки короткого замыкания определяются по формулам
(9.30) |
(9.31) | ) |
где: , – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора, мОм;
, – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности шинопроводов, мОм;
, – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности кабельных линий, мОм;
Начальное значение периодической составляющей тока однофазного короткого замыкания, кА, рассчитывается по формуле
(9.32) | ( |
где: , – соответственно суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления прямой последовательности до точки короткого замыкания, мОм;
, – соответственно суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления нулевой последовательности до точки короткого замыкания, мОм
Наибольшее начальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания, кА, определяют по формуле
(9.33) | |
Начальное значение периодической составляющей тока двухфазного короткого замыкания, кА, рассчитывается по формуле:
(9.34) | |
Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания, кА, без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается по формуле:
(9.35) |
где: – линейное напряжение в точке короткого замыкания, кВ;
, – соответственно суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления прямой последовательности до точки короткого замыкания, мОм.
Таблица 21 – Результаты расчета КЗ 0,4 кВ.
Место КЗ | , мОм | , мОм | , кА | , кА | , кА | ||
1 | 8,83 | 8,89 | 24,81 | 0,52 | 18,23 | 0,968 | 21,491 |
2 | 8,81 | 8,88 | 24,82 | 0,52 | 18,27 | 0,97 | 21,543 |
3 | 8,86 | 8,93 | 24,75 | 0,52 | 18,17 | 0,96 | 21,414 | <
|
|
Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...
Индивидуальные очистные сооружения: К классу индивидуальных очистных сооружений относят сооружения, пропускная способность которых...
История создания датчика движения: Первый прибор для обнаружения движения был изобретен немецким физиком Генрихом Герцем...
Типы оградительных сооружений в морском порту: По расположению оградительных сооружений в плане различают волноломы, обе оконечности...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!