Загрузил John Smith

Электроснабжение (пр)

реклама
Министерство сельского хозяйства Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Ижевская государственная сельскохозяйственная академия»
УТВЕРЖДАЮ
Проректор по учебной работе
профессор
_____________ П.Б. Акмаров
«___» ___________ 2014 г.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
практикум для студентов бакалавриата, обучающихся
по направлению «Агроинженерия», «Теплоэнергетика и теплотехника»
ИЖЕВСК
ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
2014
УДК 621.311.1(078)
ББК 31.279я73
П 23
Практикум составлен в соответствии с утвержденным учебным планом подготовки бакалавров по направлению «Агроинженерия», «Теплоэнергетика и
теплотехника»
Рассмотрен и рекомендован к изданию редакционноиздательским советом ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, протокол № ___
от __________ 2014 г.
Рецензент:
Дресвянникова Е.В., к.т.н., доц. кафедры ЭЭ
ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
Составители:
Н.П. Кочетков, к.т.н., проф. кафедры ЭЭЭ ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
Т.А. Широбокова, к.т.н., доц. кафедры ЭЭЭ ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
Т.В. Цыркина, ст. преп. кафедры ЭЭЭ ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
Электроснабжение: расчет электрических сетей: практикум /
сост. Н.П.Кочетков, Т.А.Широбокова, Т.В.Цыркина. – Ижевск: ФГБОУ
ВО Ижевская ГСХА, 2014. – 65 с.
В практикуме приведены варианты заданий к расчету электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей, электрическому и механическому
расчету электрических сетей, расчету токов короткого замыкания и замыкания на землю. Даны необходимые формулы и рекомендации по использованию основных методов расчета. Практикум предназначен для практических занятий и самостоятельной работы студентов бакалавриата, обучающихся по направлению «Агроинженерия», «Теплоэнергетика и теплотехника
УДК 621.311.1(078)
ББК 31.279я73
© ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА, 2014
© Кочетков Н.П., Широбокова Т.А., Цыркина Т.В., составление, 2014
2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………… 5
1 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ …………………………………………………………… 6
1.1 Определение расчетных нагрузок на участках воздушной
линии электропередачи……………………………………………………… 6
1.2 Определение расчетной нагрузки для трансформаторной
подстанции……………………………………………………………………. 8
2 АКТИВНЫЕ И ИНДУКТИВНЫЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРОВОДОВ …... 11
2.1 Расчет полного удельного индуктивного сопротивления
проводов воздушной линии электропередачи……………………………… 11
3 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЕЙ …………………………………….. 12
3.1 Определение экономического сечения проводов
воздушной линии электропередачи…………………………………………. 12
3.2 Определение времени использования максимальной
нагрузки……………………………………………………………………….. 16
3.3 Определение времени максимальных потерь……………………... 18
3.4 Определение среднего квадратичного тока нагрузки…………….. 20
3.5 Определение годовых потерь энергии в трансформаторе ………... 22
3.6 Выбор плавких вставок предохранителей…………………………. .24
3.7 Определение потери напряжения в проводах воздушной
линии электропередачи…..………………………………………………….. 26
3.8 Расчет сечений проводов по допустимой потере
напряжения………………………………………………………..………… .. 32
3.9 Расчет сечений проводов по условию минимальной
затраты проводникового материала………………….……………………... 35
3.10 Определение потери напряжения в линии при
неравномерной нагрузке фаз……………………………………….………. 38
3.11 Определение допустимой потери напряжения для
линии напряжением 0,38 кВ………………………………………………… 40
3.12 Определение суммарных допустимых потерь
напряжения в линиях напряжением 10 кВ и 0,38 кВ……………..……….. 42
3.13 Определение оптимальной надбавки трансформатора
и построение таблицы отклонений напряжения…….…………………….. 43
3.14 Проверка сети на кратковременное понижение напряжения
при пуске асинхронного двигателя………………………………………… 50
4 МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ……………………52
4.1 Расчет удельной нагрузки от гололеда на провод воздушной
линии электропередачи…………………………………………..………… . 52
4.2 Определение стрелы провеса проводов воздушной линии
электропередачи……………………………………………………………… 53
5 ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ …… 54
3
5.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания…………………. 54
5.2 Определение однофазного тока короткого замыкания в конце
воздушной линии электропередачи напряжением 0,38 кВ………………. 56
5.3 Определение тока замыкания на землю для воздушных и
кабельных линий электропередачи………………………………………… 58
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ УЧЕБНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………. 59
ПРИЛОЖЕНИЕ: ……………………………………………………………… 60
4
ВВЕДЕНИЕ
Важным звеном в формировании у студентов системы компетенций
для решения профессиональных задач исследования, проектирования и эксплуатации установок сельского электроснабжения является освоение инженерных методов расчета электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей, рабочих и аварийных режимов сельских электрических сетей.
Успешному усвоению материала рассматриваемых расчетных заданий
по дисциплине «Электроснабжение» способствуют конспектирование лекций, самостоятельная работа с учебной литературой и решение приведенных
ниже задач на практических занятиях и самостоятельно.
Рекомендуемый перечень аудиторной и самостоятельной работы студентов по изучению дисциплины «Электроснабжение» включает:
- прослушивание лекций в аудитории и самостоятельную работу над
конспектом лекций и учебной литературой;
- выполнение студентом расчетных заданий на практических занятиях
и самостоятельно во внеучебное время;
- выполнение лабораторных работ по изучаемому курсу;
- сдачу тестовых заданий промежуточных и итоговой аттестаций;
- сдачу экзамена по дисциплине «Электроснабжение».
При выполнении заданий по расчету электрических сетей результат ответа округляется до требуемой в задании точности расчета лишь при завершении всех необходимых вычислений. При выполнении всех промежуточных расчетов необходимо оставлять дополнительно 1-2 значащие цифры
сверх требуемой точности результата расчета по заданию.
Задания по расчету электрических сетей рекомендуется выполнять с
использованием инженерного калькулятора или персонального компьютера.
Каждое задание по расчету содержит 30 различных вариантов, что
удобно при проведении практических занятий с академической группой студентов. При этом эффективность усвоения теоретических знаний и правильность выполнения технических расчетов определяется для каждого студента,
выполняющего свой вариант расчетного задания. Успешность выполнения
расчетных заданий по дисциплине «Электроснабжение» необходимо учитывать при промежуточной и ежемесячной аттестации студентов.
Предлагаемые задания рекомендуется использовать для самостоятельной работы студентов, а также при подготовке к промежуточной, итоговой
аттестации и при подготовке к экзамену по дисциплине «Электроснабжение».
5
1 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
1.1 Определение расчетных нагрузок
на участках воздушной линии электропередачи
Указанную тему необходимо проработать по рекомендуемой учебной
литературе и по конспекту лекций. Следует четко уяснить понятия «расчетная нагрузка», «однородные потребители», «неоднородные потребители»,
разобраться с порядком сложения активных нагрузок с помощью коэффициентов одновременности и с помощью табличных добавок, порядком определения коэффициента мощности и полной нагрузки. При определении области
применения того или иного метода расчета необходимо руководствоваться
следующими положениями:
1. Если нагрузки производственных потребителей или жилых домов
отличаются по значению не более чем в четыре раза, то для суммирования
нагрузок используют коэффициент одновременности (см. таблицу П1).
Например, для неразветвленной сети с тремя нагрузками:
P23
.
cos 
P
P12  k0   P2  P23  ; S12  12 .
cos 
P
P01  k0   P1  P12  ; S0 1  01 .
cos 
P23  P3 ;
S 2 3 
2. Если нагрузки производственных потребителей или жилых домов
отличаются по значению более чем в четыре раза, то для суммирования
нагрузок используют таблицу добавок (см. таблицу П2):
P23  P3 ;
S 23 
P23
.
cos 
 сравниваются Р2 и Р23 ;

P12
P12  PБ1  PДОБ .М 1 
;
S

.

12
если
Р

Р
,
то
Р

Р
,
Р

Р
cos

23
2
23
Б1
2
М1 

 сравниваются Р1 и Р12 ;

P01
P01  PБ 2  PДОБ .М 2 
;
S

.

01
если
Р

Р
,
то
Р

Р
,
Р

Р
cos


1 2
1
1 2
Б2
1
М2 
3.Для коммунально-бытовых потребителей нет коэффициентов одновременности, поэтому независимо от соотношения складываемых нагрузок
их суммирование производят с помощью табличных добавок аналогично п.2.
6
Задача 1
Определить суммарную расчетную мощность вечернего максимума
нагрузки на участках (S0-1; S1-2; S2-3; кВА) воздушной линии напряжением
0,38 кВ для однородных потребителей. Результаты ответов округлить до десятых долей. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 1.
0
1
2
3
Р1
Р2
Р3
Рисунок к задаче 1
Таблица 1 – Исходные данные для расчета нагрузок на участках электрической сети
Вечерний максимум
№
cosφ
нагрузки, кВт
Наименование потребителей
зад.
(вечер.)
Р1
Р2
Р3
Свинофермы откормочные на 4000, 6000 и 8000
1
105
45
75
0,75
голов
2
165
105
25
Молочные фермы на 200, 400 и 800 голов
0,77
3
110
55
180
Птицефермы на 10, 20 и 40 тыс.
кур-несушек
0,8
4
12
10
8
Телятники на 120, 230, 340 телят
0,83
5
50
20
10
Кормоцеха фермы КРС, свинофермы и птицефермы
0,75
6
20
36
10
Зернохранилища и овощехранилища
0,82
7
95
80
80
Семенохранилища на 1000 и 2500 т
0,8
8
21
35
8
Холодильники для хранения фруктов
на 50, 100, 250 т
0,8
9
100
100
80
Цеха по переработке с.-х. продукции
0,8
10
1
1
2
Кузница, столярный цех,
лесопильный цех
1
11
55
65
45
Приемные пункты молокозаводов
на 10, 20, 30 т/сут.
0,75
12
120
100
120
Установки вентиляционные
для досушки сена
0,8
13
5
6
4
Пункты технического обслуживания
машин и оборудования
0,78
14
12
15
15
Котельные для отопления с котлами "Универсал6"
0,83
7
Окончание таблицы 1
№
зад.
15
Вечерний максимум
нагрузки, кВт
Р1
Р2
Р3
4
10
6
Наименование потребителей
cosφ
(вечер.)
Начальная школа, детские ясли-сад, столовая
0,91
Дом культуры, больница, торговый центр
0,84
16
25
50
32
17
13
7
10
18
8
6
2
19
6
7,5
7,5
Жилые дома с электроплитами и
Водонагревателями
0,97
20
100
80
100
Цеха по переработке с.-х. продукции
0,8
21
36
10
20
Зернохранилища и овощехранилища
0,82
22
8
12
10
Телятники на 120, 230, 340 телят
0,83
23
25
165
105
Молочные фермы на 200, 400 и 800 голов
0,77
24
100
120
120
25
4
5
6
26
7
10
13
Баня, прачечная, продовольственный магазин
0,9
27
25
32
50
Дом культуры, больница, торговый центр
0,84
28
4
6
10
Начальная школа, детские ясли-сад, столовая
0,91
29
7,5
6
7,5
Жилые дома с электроплитами
и водонагревателями
0,97
30
20
50
10
Кормоцеха фермы КРС, свинофермы
и птицефермы
0,75
Продовольственный магазин, баня,
прачечная
Контора, промтоварный магазин,
комбинат бытового обслуживания
Установки вентиляционные для
досушки сена
Пункты технического обслуживания
машин и оборудования
0,9
1
0,8
0,78
1.2 Определение расчетной нагрузки
для трансформаторной подстанции
Расчетная нагрузка потребительской ТП 10/0,4 кВ определяется по методике, излагаемой в рекомендуемой литературе. При выполнении задания
рекомендуется следующий порядок определения расчетной нагрузки подстанции:
1. По наименованию потребителей определяется характер нагрузки потребительской подстанции для заданного варианта (производственная, смешанная или коммунально-бытовая) и соответствующий ему коэффициент
мощности дневного или вечернего максимума нагрузки подстанции.
8
2. Если нагрузки производственных потребителей отличаются по значению не более чем в четыре раза, то для суммирования нагрузок используется коэффициент одновременности (см. таблицу А1). При этом производится сложение сразу всех нагрузок.
3. Если нагрузки производственных потребителей отличаются по значению более чем в четыре раза, то для суммирования нагрузок используются
табличные добавки (см. таблицу А2). При этом к наибольшей из нагрузок
прибавляют добавки от меньших по величине нагрузок.
4. При смешанной и коммунально-бытовой нагрузке потребительской
подстанции суммирование нагрузок производится с помощью табличных добавок (см. таблицу А2).
Задача 2
Найти расчетную нагрузку потребительской ТП 10/0,4 кВ (SТП, кВА)
для дневного максимума нагрузки, если известны потребители и их дневной
максимум нагрузки (Р1, Р2, Р3). Результаты расчетов округлить до десятых
долей. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета нагрузки на шинах ТП 10/0,4 кВ
Нагрузки потреби№
телей, кВт
Наименование потребителей
вар
Р1
Р2
Р3
1
75
7
26
Свиноферма на 4 тыс. голов; телятник на 340
голов; кормоцех свинофермы
2
300
10
50
Ферма КРС на 5 тыс. голов; коровник на 100
голов; кормоцех фермы КРС
3
105
6
1
Молочная ферма на 400 коров; телятник на 230 голов; овчарня на 800 овцематок
4
1850
25
650
Птицефабрика на 400 тыс. кур-несушек;
кормоцех; комбикормовый завод
5
80
25
25
Инкубаторий; птичник на 9 тыс. цыплят; кормоцех
6
400
165
50
Птицефабрика на 500 тыс. бройлеров; молочная ферма на 800
коров; кормоцех
7
10
17
55
Овцеферма на 10 тыс. овец; коровник на 200
коров; свинарник на 100 свиноматок
8
36
12
15
Овощехранилище на 1000 тонн; склад
минеральных удобрений; столярный цех
9
5
5
16
Склад нефтепродуктов; кузница;
лесопильный цех
10
20
15
65
Кирпичный завод; котельная; кормоцех
9
Продолжение таблицы 2
№
вар
Нагрузки потребителей, кВт
Наименование потребителей
Р1
Р2
Р3
11
10
12
40
Зернохранилище на 500 тонн; детские ясли-сад; торговый
центр
12
15
15
13,3
Мельница; хлебопекарня; жилые дома
с электроплитами
13
5
10
230
Комбинат бытового обслуживания; дом культуры;
птицефабрика
14
7
20
7
Коровник беспривязного содержания; склад
гранулированных кормов; баня
15
11
10
17
Начальная школа; пункт технического
обслуживания; коровник привязного содержания
16
80
15
8,8
Семенохранилище; хлебопекарня; жилые дома
с нагрузкой до 2 кВт/дом
17
10
12
1
Продовольственный магазин; склад минеральных удобрений;
овчарня на 800 овцематок
18
100
15
50
Цех овощных консервов; контора; участковая больница
На 50 коек
19
6
5
50
Промтоварный магазин; кузница; кормоцех
фермы КРС
20
75
8
13
Откормочная свиноферма на 4 тыс. голов;
холодильник; прачечная
21
11
20
10
Начальная школа; столовая; сельская
амбулатория
22
20
12
40
Общеобразовательная школа; детские ясли-сад; торговый
центр
23
13
10
15
Прачечная; продовольственный магазин;
сельская поликлиника
24
15
7
5
25
14,7
7
15
26
50
14
35
27
10
40
17,1
28
5
10
9
Административное здание; баня; комбинат
бытового обслуживания
Жилые дома с нагрузкой свыше 2 кВт/дом;
начальная школа; контора
Сельская участковая больница;
общеобразовательная школа; столовая
Дом культуры; торговый центр; жилые дома
с электроплитами
Комбинат бытового обслуживания; сельская
амбулатория; детские ясли-сад
10
Окончание таблицы 2.
№
вар
Нагрузки потребителей, кВт
Р1
Р2
Р3
29
35
10
13
Столовая; дом культуры; прачечная
30
8,8
7
10
Жилые дома с нагрузкой до 2 кВт/дом; баня;
продовольственный магазин
Наименование потребителей
2 АКТИВНЫЕ И ИНДУКТИВНЫЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРОВОДОВ
2.1 Расчет полного удельного индуктивного сопротивления
проводов воздушной линии электропередачи
При работе над темой следует проработать теоретический материал.
Следует учесть, что удельное индуктивное сопротивление (х0, Ом/км) проводов воздушной линии определяется по формуле:
 2  Dср 
x0  0,145  lg 
  0,0157   ,
d


где Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами, мм;
d – диаметр провода, мм; μ – магнитная проницаемость материала провода,
о.е.
Задача 3
Рассчитать полное удельное индуктивное сопротивление (х0) проводов
воздушной линии электропередачи. Результаты расчета округлить до тысячных долей. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Исходные данные для расчета удельного индуктивного сопротивления
№
зад.
Марка
провода
Диаметр
провода,
мм
Среднее геометрическое
расстояние между проводами,
мм
Магнитная
проницаемость,
о.е.
1
А16
5,1
400
1
2
АС25
6,9
600
1
3
ПСТ4
4,0
400
500
4
А35
7,5
2000
1
5
АС50
9,6
3000
1
6
ПСТ5
5,0
400
400
7
АС70
11,4
3500
1
11
Окончание таблицы 3
№
зад.
Марка
провода
Диаметр
провода,
мм
Среднее геометрическое
расстояние между проводами,
мм
Магнитная
проницаемость,
о.е.
8
А120
14,0
4000
1
9
ПС25
6,8
1000
150
10
АС95
13,5
2000
1
11
А150
15,8
5000
1
12
ПС35
7,5
2000
100
13
А185
17,5
6000
1
14
АС240
21,6
5000
1
15
ПС50
9,2
2000
70
16
А25
6,4
400
1
17
АС35
8,4
1000
1
18
ПС70
11,5
3000
30
19
А50
9,0
2000
1
20
АС70
11,4
3000
1
21
ПС25
6,8
2000
120
22
А120
14,0
3000
1
23
АС300
24,5
5000
1
24
ПС35
7,5
3000
80
25
А185
17,5
4000
1
26
АС400
26,6
6000
1
27
ПС50
9,2
3000
50
28
АС16
5,6
600
1
29
А25
6,4
1000
1
30
ПС70
11,5
4000
25
12
3 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЕЙ
3.1 Определение экономического сечения проводов
воздушной линии электропередачи
Перед выполнением заданий необходимо изучить исходный теоретический материал. Обратить внимание на особенности расчета проводов линий
электропередачи по экономической плотности тока для случаев разного и
одинакового сечения проводов на участках линии. Нагрузку на участках линии определить аналогично предыдущим заданиям. При разных сечениях
проводов на участках ВЛ расчет рекомендуется выполнять в следующей последовательности (см. рисунок к задаче 4):
1. Определить значения токов нагрузки, подключенной в узлах 1, 2 и 3
(см. рисунок к задаче 4), по формуле:
I3 
P3
3  U  cos 
; I2 
P2
3  U  cos 
; I1 
P1
3  U  cos 
.
2. Суммированием определить токи нагрузки на участках линии:
I 23  I 3 ; I12  k0   I 2  I 23  ; I01  k0   I1  I12  .
3. Определить расчетное экономическое сечение проводов на каждом
участке линии по формуле:
F23 
I 23
I
I
; F12  12 ; F01  01 .
jэк
jэк
jэк
4. Полученное сечение проводов округлить до ближайшего стандартного:
Fст3  F23 ; Fст2  F12 ; Fст1  F0 1 .
В случае одинакового сечения проводов на участках линии (рисунок к
задаче 4) расчет рекомендуется выполнять следующим образом:
1. Определить значения токов нагрузки, подключенной в узлах 1, 2 и 3
аналогично предыдущему случаю.
2. Суммированием определить токи нагрузки на участках линии аналогично предыдущему случаю.
3. Определить эквивалентный ток нагрузки по формуле:
I экв 
I021  0 1  I122  12  I 223  23
.


0 1
12
2 3
13
4. Определить расчетное экономическое сечение проводов линии по
формуле:
Fр 
I экв
.
jэк
5. Полученное сечение проводов округлить до ближайшего стандартного:
да:
Fст  Fр .
Стандартные сечения проводов ВЛ можно выбрать из следующего ряFст = 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 400 мм2
Задача 4
Определить экономическое сечение проводов воздушной линии электропередачи, выполненной сталеалюминевыми проводами. Сечение проводов на участках линии разное. Коэффициент одновременности при суммировании нагрузок принять равным единице. Результаты расчетов округлить до
десятых долей. По результатам расчетов выбрать стандартные сечения проводов. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 4.
0
1
2
3
Р1
Р2
Р3
Рисунок к задаче 4
Таблица 4 - Исходные данные для расчета сечения проводов
Нагрузки, кВт
№ Uном
зад.
P1
P2
P3
кВ
1
35
2800
880
2080
2
110
4600
4500
12800
3
220
38000
21000
40000
4
35
4500
1600
1600
5
110
17500
14000
13000
6
220
55000
45000
40000
7
35
2000
3300
4500
8
110
16000
11000
17000
9
220
35000
10000
45000
10
35
3000
2580
2600
11
110
4700
4200
15000
14
cos φ
0,8
0,8
0,8
0,85
0,85
0,85
0,9
0,9
0,9
0,8
0,8
jэк
А/мм2
1,3
1,2
1,1
1,25
1,15
1,1
1,2
1,1
1,1
1,15
1,05
Окончание таблицы 4
Нагрузки, кВт
№
зад.
Uном
jэк
кВ
P1
P2
P3
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
50000
1100
10000
40000
1800
13000
55000
1290
16000
48000
3400
11000
50000
1600
10000
50000
1340
14000
45000
29000
855
4400
20000
1400
10000
35000
1500
5000
37000
2800
9000
30000
1500
12000
20000
1360
9000
20000
47000
1980
15000
40000
3500
14000
50000
1450
21000
35000
3000
12000
45000
4380
21000
60000
3700
15000
40000
cos φ
А/мм2
0,8
0,85
0,85
0,85
0,9
0,9
0,9
0,8
0,8
0,8
0,85
0,85
0,85
0,9
0,9
0,9
0,8
0,85
0,9
1,05
1,1
1
1,05
1,3
1,2
1,05
1,25
1,15
1
1,2
1,1
1
1,15
1,05
1
1,1
1
1,05
Задача 5
Определить экономическое сечение проводов ВЛ, выполненной сталеалюминевыми проводами. Сечение проводов на участках линии одинаковое.
Коэффициент одновременности при суммировании нагрузок принять равным
единице. Результаты расчетов округлить до десятых долей. По результатам
расчетов выбрать стандартное сечение проводов. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 5.
0
1
2
3
Р1
Р2
Р3
Рисунок к задаче 5
15
Таблица 5 - Исходные данные для расчета сечения проводов
Нагрузки, кВт
Длины , км
jэк,
№
U ,
cos φ
зад ном
Р1
Р2
Р3
L 0-1
L 1-2
L 2-3
кВ
А/мм2
1
35
2800
880
2080
0,8
1,3
20
25
10
2
110
4600
4500
12800
0,8
1,2
50
70
90
3
220
38000
21000
40000
0,8
1,1
120
120
60
4
35
4500
1600
1600
0,85
1,25
20
25
45
5
110
17500
14000
13000
0,85
1,15
80
60
40
6
220
55000
45000
40000
0,85
1,1
140
120
100
7
35
2000
3300
4500
0,9
1,2
30
30
30
8
110
16000
11000
17000
0,9
1,1
90
70
50
9
220
35000
10000
45000
0,9
1,1
170
140
110
10
35
3000
2580
2600
0,8
1,15
25
35
60
11
110
4700
4200
15000
0,8
1,05
60
80
100
12
220
50000
29000
47000
0,8
1,05
150
130
110
13
35
1100
855
1980
0,85
1,1
20
30
40
14
110
10000
4400
15000
0,85
1
90
70
50
15
220
40000
20000
40000
0,85
1,05
180
140
70
16
35
1800
1400
3500
0,9
1,3
20
30
40
17
110
13000
10000
14000
0,9
1,2
40
50
90
18
220
55000
35000
50000
0,9
1,05
150
125
100
19
35
1290
1500
1450
0,8
1,25
20
25
30
20
110
16000
5000
21000
0,8
1,15
50
70
30
21
220
48000
37000
35000
0,8
1
90
85
200
22
35
3400
2800
3000
0,85
1,2
25
25
55
23
110
11000
9000
12000
0,85
1,1
45
95
85
24
220
50000
30000
45000
0,85
1
70
100
160
25
35
1600
1500
4380
0,9
1,15
25
45
35
26
110
10000
12000
21000
0,9
1,05
55
75
65
27
220
50000
20000
60000
0,9
1
50
170
170
28
35
1340
1360
3700
0,8
1,1
20
20
35
29
110
14000
9000
15000
0,85
1
90
70
50
30
220
45000
20000
40000
0,9
1,05
80
150
160
16
3.2 Определение времени использования
максимальной нагрузки
Необходимая исходная информация по указанной теме изложена в рекомендуемой учебной литературе, при изучении которой необходимо, прежде всего, уяснить суть определения понятия «время использования максимальной нагрузки» и основные методы расчета этого параметра.
При выполнении задания (рисунок к задаче 6) рекомендуется придерживаться следующей последовательности:
1. Рассчитать годовой расход активной энергии для заданного варианта. Для этого необходимо определить площадь годового графика активной
нагрузки по продолжительности.
2. Вычислить время использования максимальной нагрузки. Для этого
полученное значение годового потребления активной энергии необходимо
разделить на максимальную активную нагрузку.
Задача 6
Задан годовой график активной нагрузки по продолжительности. По
данному графику определить время (Т) использования максимальной нагрузки. Варианты заданий приведены в таблице 6.
Р, кВт
Р1
Р2
Р3
0
t1
t2
Рисунок к задаче 6
17
t3
t, час
Таблица 6 - Исходные данные для расчета времени использования максимальной
нагрузки
Исходные данные
№ зад.
Р1, кВт
t1, час
Р2, кВт
t2, час
Р3, кВт
t3, час
1
500
2100
125
4500
50
8760
2
1000
2200
500
5000
100
8760
3
1500
2300
1125
5500
150
8760
4
2000
2400
500
6000
200
8760
5
2500
2500
1250
6500
250
8760
6
3000
2600
2250
4500
300
8760
7
3500
2700
875
5000
350
8760
8
4000
2800
2000
5500
400
8760
9
4500
2900
3375
6000
450
8760
10
5000
3000
1250
6500
500
8760
11
500
3100
250
4500
50
8760
12
1000
3200
750
5000
100
8760
13
1500
3300
375
5500
150
8760
14
2000
3400
1000
6000
200
8760
15
2500
3500
1875
6500
250
8760
16
3000
2100
750
4500
300
8760
17
3500
2200
1750
5000
350
8760
18
4000
2300
3000
5500
400
8760
19
4500
2400
1125
6000
450
8760
20
5000
2500
2500
6500
500
8760
21
500
2600
375
4500
50
8760
22
1000
2700
250
5000
100
8760
23
1500
2800
750
5500
150
8760
24
2000
2900
1500
6000
200
8760
25
2500
3000
625
6500
250
8760
26
3000
3100
1500
4500
300
8760
27
3500
3200
2625
5000
350
8760
28
4000
3300
1000
5500
400
8760
29
4500
3400
2250
6000
450
8760
30
5000
3500
3750
6500
500
8760
18
3.3 Определение времени максимальных потерь
Указанная тема изложена в рекомендуемой учебной литературе, при
изучении которой необходимо уяснить сущность определения «времени максимальных потерь» и основные методы расчета этого параметра.
При выполнении задания (рисунок к задаче 7) рекомендуется следующий порядок вычислений:
1. Определить площадь годового графика квадрата тока нагрузки, которая пропорциональна годовым потерям электроэнергии.
2. Рассчитать время потерь. Для этого необходимо значение площади
годового графика квадрата тока нагрузки разделить на квадрат максимального тока нагрузки.
Задача 7
Задан годовой график квадрата тока нагрузки по продолжительности.
По данному графику определить время () максимальных потерь с точностью
до десятых долей часа. Варианты заданий приведены в таблице 7.
I2, А2
I1 2
I2 2
I3 2
I4 2
0
2000
4000
6000
Рисунок к задаче 7
19
8760
t, час
Таблица 7 - Исходные данные для расчета времени максимальных потерь
Исходные данные
№
задания
I12, А2
I22, А2
I32, А2
I42, А2
1
10000
1500
400
70
2
20000
3000
600
90
3
30000
4500
800
110
4
40000
6000
1000
130
5
50000
7500
1200
150
6
60000
9000
400
170
7
70000
1500
600
190
8
80000
3000
800
210
9
90000
4500
1000
230
10
99000
6000
1200
250
11
10000
7500
400
70
12
20000
9000
600
90
13
30000
1500
800
110
14
40000
3000
1000
130
15
50000
4500
1200
150
16
60000
6000
400
170
17
70000
7500
600
190
18
80000
9000
800
210
19
90000
1500
1000
230
20
99000
3000
1200
250
21
10000
4500
400
70
22
20000
6000
600
90
23
30000
7500
800
110
24
40000
9000
1000
130
25
50000
1500
1200
150
26
60000
3000
400
170
27
70000
4500
600
190
28
80000
6000
800
210
29
90000
7500
1000
230
30
99000
9000
1200
250
20
3.4 Определение среднего квадратичного тока нагрузки
При изучении темы уяснить сущность понятия «средний квадратичный
ток» и его связь с временем потерь, а также – способы расчета этого параметра. Рекомендуется следующая последовательность расчетов:
1. Определить площадь годового графика квадрата тока нагрузки, которая пропорциональна годовым потерям электроэнергии.
2. Рассчитать средний квадратичный ток нагрузки. Для этого необходимо значение площади годового графика квадрата тока нагрузки разделить
на число часов в году и из полученного результата извлечь квадратный корень.
Задача 8
Задан годовой график квадрата тока нагрузки по продолжительности.
По данному графику определить средний квадратичный ток нагрузки с точностью до десятых долей ампера. Варианты заданий приведены в таблице 8.
I2, А2
I1 2
I2 2
I3 2
I4 2
0
2190
4380
6570
Рисунок к задаче 8
21
8760
t, час
Таблица 8 - Исходные данные для расчета среднего квадратичного тока
нагрузки
Исходные данные
№
задания
I12, А2
I22, А2
I32, А2
I42, А2
1
10000
1500
400
70
2
20000
3000
600
90
3
30000
4500
800
110
4
40000
6000
1000
130
5
50000
7500
1200
150
6
60000
9000
400
170
7
70000
1500
600
190
8
80000
3000
800
210
9
90000
4500
1000
230
10
99000
6000
1200
250
11
10000
7500
400
70
12
20000
9000
600
90
13
30000
1500
800
110
14
40000
3000
1000
130
15
50000
4500
1200
150
16
60000
6000
400
170
17
70000
7500
600
190
18
80000
9000
800
210
19
90000
1500
1000
230
20
99000
3000
1200
250
21
10000
4500
400
70
22
20000
6000
600
90
23
30000
7500
800
110
24
40000
9000
1000
130
25
50000
1500
1200
150
26
60000
3000
400
170
27
70000
4500
600
190
28
80000
6000
800
210
29
90000
7500
1000
230
30
99000
9000
1200
250
22
3.5 Определение годовых потерь энергии
в трансформаторе
Необходимые понятия и способы расчета потерь мощности и энергии в
трансформаторах необходимо изучить по рекомендуемой учебной литературе. При расчете потерь энергии (ΔWТ, кВт-ч) в трансформаторе используется
формула:
2
S 
WТ  PK   max    PX  8760,
 Sном 
где ΔРК, ΔРХ – потери короткого замыкания (потери в меди) и потери холостого хода (потери в стали) трансформатора, кВт; определяются из паспортных данных трансформатора;
Smax, Sном – максимальная мощность годового графика нагрузки трансформатора и номинальная мощность трансформатора, кВА;
τ – время потерь для данного графика нагрузки трансформатора, ч;
8760 – число часов в году.
Задача 9
Определить годовые потери электрической энергии в трансформаторе,
если известны: тип трансформатора и его номинальная мощность, потери холостого хода и короткого замыкания, максимальная мощность загрузки и
время потерь годового графика нагрузки трансформатора. Результаты расчета округлить до десятых долей киловатт-часа. Исходные данные вариантов
заданий представлены в таблице 9.
Таблица 9 - Исходные данные для расчета годовых потерь электроэнергии в
трансформаторе
№
зад.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Тип
трансформатора
ТМ-25/10
ТМ-40/10
ТМ-63/10
ТМ-100/10
ТМ-160/10
ТМ-250/10
ТМ-400/10
ТМ-630/10
ТМ-4000/10
ТМ-6300/10
ТМН-1000/35
ТМН-1600/35
ТМН-2500/35
Рх,
Рк,
кВт
0,13
0,175
0,24
0,33
0,51
0,74
0,95
1,31
5,2
7,4
2,1
2,75
3,9
кВт
0,6
0,88
1,28
1,97
2,65
4,2
5,9
8,5
33,5
46,5
11,6
16,5
23,5
23
Smax,
кВА
30
45
60
105
160
240
410
650
4000
6000
1100
1500
2600
,
час
1100
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2500
3500
2500
2500
3000
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
ТМН-4000/35
ТМН-6300/35
ТДНС-10000/35
ТДНС-16000/35
ТДНС-25000/35
ТДНС-32000/35
ТДНС-40000/35
ТДНС-63000/35
ТМН-2500/110
ТМН-6300/110
ТДН-10000/110
ТДН-16000/110
ТДН-25000/110
ТДН-40000/110
ТДН-63000/110
ТДН-80000/110
ТДЦ-125000/110
5,6
7,6
12
17
25
29
36
50
5,5
10
14
18
25
34
50
58
120
33,5
46,5
60
85
115
145
170
250
22
44
58
85
120
170
245
310
400
Окончание таблицы 9
3800
3000
6100
3500
10500
3500
15500
4000
26000
4500
30000
5000
41000
5500
60000
6000
2400
3500
6200
3500
11000
4000
15000
4000
26000
4500
39000
4500
60000
5000
75000
5500
120000
6000
3.6 Выбор плавких вставок предохранителей
Тема изучается по рекомендуемой учебной литературе. Необходимо
обратить внимание на особенности расчета уставок защитных аппаратов,
предполагающие выбор соответствующего сечения проводов электропроводки. При выполнении задания рекомендуется следующая последовательность
расчетов:
1. Определить рабочий и пусковой токи каждого из электродвигателей
по формулам:
I Рi 
К з  Pi
3  U ном   cos 
I п.i  K п.i  I ном.i ,
;
где Кз, Кп, η – коэффициент загрузки, кратность пускового тока и КПД электродвигателя, о.е.
2. Из четырех значений пускового тока двигателей выбрать наибольший пусковой ток - Iп.макс.
3. Рассчитать максимальный ток группы двигателей по формуле:
3
I макс  m   I р.i  I п.макс ,
i 1
где т – коэффициент одновременности для электродвигательной нагрузки,
о.е.
4. Определить ток плавкой вставки предохранителя по двум условиям:
4
I в1  m   I р.i ;
i 1
24
Iв2 
I макс

.
5. Выбрать номинальный ток плавкой вставки из перечисленного ряда
стандартных значений: 4, 6, 10, 15, 20, 25, 35, 50, 60, 80, 100, 125, 160, 200,
225, 260, 300 А. Выбранное значение тока плавкой вставки предохранителя
должно удовлетворять двум условиям:
1 )I в  I в1 ;
2 )I в  I в 2 .
Задача 10
Выбрать номинальный ток плавкой вставки предохранителей для питания щита 0,38 кВ, к которому подключены двигатели мощностью Р1, Р2, Р3 и
Р4, имеющие кратность пускового тока Кп, коэффициент загрузки Кз=1. КПД
и cosφ всех двигателей одинаковы. Коэффициент одновременности m=0,9.
Условия пуска двигателей нормальные (α=2,5). Результаты расчета токов
округлить до десятых долей ампера.
Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 10.
Таблица 10 - Исходные данные для расчета номинального тока плавкой
вставки предохранителей
№
зад.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Параметры двигателей
Р1,
кВт
Р2,
кВт
Р3,
кВт
Р4,
кВт
Кп,
о.е.
cos φ,
о.е.
КПД,
о.е.
5
6
7
8
9
10
11
12
5
6
7
8
9
10
11
7
8
9
7
8
9
10
11
8
9
10
11
12
13
14
9
10
11
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
11
12
13
5
6
7
8
9
14
15
16
17
18
19
20
3
4
5
6
7
3
4
5
6
7
3
4
5
6
7
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,9
0,85
0,8
0,75
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
0,95
0,9
0,85
0,8
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
0,75
25
Окончание таблицы 10
№
зад.
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Р1,
кВт
5
10
15
20
30
40
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Р2,
кВт
10
6
7,5
10
15
20
6
9
2
2,5
18
20
4
4,5
28
Параметры двигателей
Р3,
Р4,
Кп,
кВт
кВт
о.е.
15
20
3
2
14
4
4
2
5
5
3
6
7,5
4
7
10
5
3
4
1
4
6
1,5
5
8
10
6
10
12
7
12
3
3
14
3,5
4
16
21
5
18
23
6
20
5
7
cos φ,
о.е.
0,8
0,85
0,9
0,7
0,75
0,85
0,9
0,7
0,75
0,8
0,9
0,7
0,75
0,8
0,85
КПД,
о.е.
0,85
0,9
0,95
0,75
0,8
0,9
0,95
0,75
0,8
0,85
0,95
0,75
0,8
0,85
0,9
3.7 Определение потери напряжения в проводах
воздушной линии электропередачи
Указанная тема изучается по рекомендуемой учебной литературе.
Необходимо уяснить понятия «падение напряжения» и «потеря напряжения»
в сетях переменного тока, основные расчетные формулы для определения
потери напряжения в случаях представления нагрузки в виде тока и мощности.
При выполнении заданий рекомендуется следующая последовательность расчетов:
1. По справочным таблицам [1] определить удельное активное сопротивление r0 для каждой марки провода.
2. Рассчитать активные и индуктивные сопротивления проводов на
участках линии (рисунки к задачам 11 и 12):
R 01  r0   01 ; X 01  x0   01 .
R 12  r0   12 ; X 12  x0   12 .
R 23  r0   23 ; X 23  x0   23 .
3. Определить величину нагрузки (в виде мощности или тока) на каждом из участков линии (рисунки к задачам 11 и 12):
26
P23  P3 ; Q23  Q3 .
P12  P2  P23  P2  P3 ; Q12  Q2  Q23  Q2  Q3 .
P01  P1  P12  P1  P2  P3 ; Q01  Q1  Q12  Q1  Q2  Q3 .
I A 23  I A 3 ; I P 23  I P 3.
I A12  I A 2  I A 23  I A 2  I A 3 ; I P 12  I P 2  I P 23  I P 2  I P 3 .
I A01  I A1  I A12  I A1  I A 2  I A 3 ; I P 01  I P 1  I P 12  I P 1  I P 2  I P 3 .
4. Рассчитать потерю напряжения в проводах воздушной линии в вольтах по формулам (при нагрузке в виде мощности или тока):
U 
P01  R01  Q01  X 01  P12  R12  Q12  X 12  P23  R23  Q23  X 23
.
U ном
U  3  I A01  R01  I P 01  X 01  I A12  R12  I P 12  X 12  I A 23  R23  I P 23  X 23 
5. Рассчитанную потерю напряжения в вольтах представить в процентах:
U % 
U
U ном
 100% 
U  100
U ном  1000

U
10 U ном
.
где ΔU – потеря напряжения, В; Uном – номинальное напряжение, кВ.
Задача 11
Определить потерю напряжения в проводах ВЛ. При суммировании
нагрузок коэффициент одновременности принять равным единице. Результаты расчетов округлить до десятых долей вольта и сотых долей процента. В
расчетах принять удельное индуктивное сопротивление проводов ВЛ равным
х0=0,4 Ом/км; удельное активное сопротивление проводов r0 брать по справочным таблицам [1]. Исходные данные вариантов заданий представлены в
таблице 11.
0
1
2
3
P1+jQ1
P2+jQ2
P3+jQ3
27
Рисунок к задаче 11
Задача 12
Определить потерю напряжения в проводах ВЛ. При суммировании
нагрузок коэффициент одновременности принять равным единице. Результаты расчетов округлить до десятых долей вольта и сотых долей процента. В
расчетах принять х0=0,4 Ом/км; r0 брать по таблице 1.3 приложения 1 [1,2].
Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 12.
0
1
2
3
IA1+jIP1
IA2+jIP2
IA3+jIP3
Рисунок к задаче 12
Таблица 11 - Исходные данные для расчета потери напряжения
№
зад.
Uном,
кВ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
Значения нагрузок в узлах линии
P 1,
кВт
300
900
5500
900
3500
8500
200
3200
5500
300
900
8000
220
2000
6000
300
2100
8500
130
3200
7500
500
2000
8000
160
3000
7500
150
2800
Q1,
квар
200
700
4000
500
2000
5000
100
1500
2500
250
750
5500
70
1500
4000
150
1200
4200
100
2400
5500
350
1000
4500
80
1500
4000
100
1600
P2,
кВт
100
1000
3000
300
2500
6500
350
2200
1600
250
800
4400
100
900
3000
250
1500
5500
150
1000
5500
450
1500
4500
150
2700
3000
150
1800
28
Q2,
квар
75
750
2400
200
1800
4200
150
1000
800
200
600
3300
75
500
1900
100
900
2700
100
750
4000
300
1100
2800
75
1200
1500
120
1000
P3,
кВт
200
2500
6000
200
2600
6500
450
3400
7000
260
3000
7000
200
3000
6100
600
2500
7500
150
4200
5000
500
2400
7000
450
4500
9000
350
3000
Q3,
квар
150
2000
4500
300
1600
4000
200
1700
3300
200
2300
5200
120
1800
3900
300
1300
3600
100
3000
4000
250
1500
4000
250
2500
4500
300
1800
30
220
7000
3500
3000
1500
6000
3000
Продолжение таблицы 11
№
зад.
Участок 0-1
Участок 1-2
Участок 2-3
Марка
провода
ℓ,
км
Марка
провода
ℓ,
км
Марка
провода
ℓ,
км
1
АС 95/15
20
АС 50/8
25
АС 35/6,2
10
2
АС 120/27
50
АС 95/15
70
АС 70/11
90
3
АС 300/66
120
АС 185/43
120
АС 120/27
60
4
АС 120/27
20
АС 50/8
25
АС 25/4,2
45
5
АС 240/56
80
АС 150/34
60
АС 70/11
40
6
АС 400/22
140
АС 240/56
120
АС 120/27
100
7
АС 150/34
30
АС 120/27
30
АС 70/11
30
8
АС 240/56
90
АС 150/34
70
АС 95/15
50
9
АС 240/56
170
АС 150/34
140
АС 120/27
110
10
АС 150/34
25
АС 95/15
35
АС 50/8
60
11
АС 150/34
60
АС 120/27
80
АС 95/15
100
12
АС 400/22
150
АС 240/56
130
АС 150/34
110
13
АС 70/11
20
АС 50/8
30
АС 35/6,2
40
14
АС 185/43
90
АС 120/27
70
АС 95/15
50
15
АС 300/66
180
АС 185/43
140
АС 120/27
70
16
АС 95/15
20
АС 70/11
30
АС 50/8
40
17
АС 185/43
40
АС 120/27
50
АС 70/11
90
18
АС 400/22
150
АС 240/56
125
АС 150/34
100
19
АС 70/11
20
АС 50/8
25
АС 25/4,2
30
20
АС 240/56
50
АС 150/34
70
АС 120/27
30
21
АС 400/22
90
АС 240/56
85
АС 120/27
200
22
АС 150/34
25
АС 95/15
25
АС 50/8
55
23
АС 185/43
45
АС 120/27
95
АС 70/11
85
24
АС 400/22
70
АС 240/56
100
АС 150/34
160
25
АС 120/27
25
АС 95/15
45
АС 70/11
35
26
АС 240/56
55
АС 185/43
75
АС 120/27
65
27
АС 400/22
50
АС 240/56
170
АС 185/43
170
28
АС 120/27
20
АС 95/15
20
АС 70/11
35
29
АС 240/56
90
АС 150/34
70
АС 95/15
50
30
АС 300/66
80
АС 185/43
150
АС 120/27
160
29
Таблица 12 - Исходные данные для расчета потери напряжения
Значения нагрузок в узлах линии
№
зад.
Uном,
кВ
1
IA1,
A
IP1,
A
IA2,
A
IP2,
A
IA3,
A
IP3,
A
110
7,5
6
7
5,5
21
16
2
220
30
20
15
10
25
20
3
35
15
10
9
7
10
8
4
110
17,5
11
14
9
13
8
5
220
33
20
27
17
24
15
6
35
20
14
8
5
8
4,5
7
110
16
7,5
11
5
17
8,5
8
220
21
10
6
3
27
13
9
35
10
4,8
16
8
22
12
10
110
5
3,5
4,5
3
15
11
11
220
35
26
20
15
33
24
12
35
15
11
12
9
13
8,5
13
110
10
6
4,5
3,5
14
10
14
220
26
16
13
8
25
15
15
35
6
3,5
4,3
2,5
9
6
16
110
13
7
10
5
16
7
17
220
28
13
18
8,5
25
12
18
35
9
4,4
7
3,4
17
8,5
19
110
17
15
7
5
21
16
20
220
26
20
21
15
19
14
21
35
6,5
4,7
7,5
5,5
7
5
22
110
11
7
10
6
12
7,5
23
220
30
19
18
11
27
17
24
35
10
7
9
6
10
6
25
110
12
5
14
6
21
11
26
220
35
17
14
7
42
20
27
35
5,5
2,5
5
2,3
14
7
28
110
19
12
15
9
20
10
29
220
23
11
10
4,5
20
9,5
30
30
35
4,5
3,3
4,5
3,5
12
9
Продолжение таблицы 12
Участок 0-1
№
зад.
Участок 1-2
Участок 2-3
Марка
провода
ℓ,
км
Марка
провода
ℓ,
км
Марка
провода
ℓ,
км
1
АС 120/27
50
АС 95/15
70
АС 70/11
90
2
АС 300/66
120
АС 185/43
120
АС 120/27
60
3
АС 95/15
20
АС 50/8
25
АС 35/6,2
10
4
АС 240/56
80
АС 150/34
60
АС 70/11
40
5
АС 400/22
140
АС 240/56
120
АС 120/27
100
6
АС 120/27
20
АС 50/8
25
АС 25/4,2
45
7
АС 240/56
90
АС 150/34
70
АС 95/15
50
8
АС 240/56
170
АС 150/34
140
АС 120/27
110
9
АС 150/34
30
АС 120/27
30
АС 70/11
30
10
АС 150/34
60
АС 120/27
80
АС 95/15
100
11
АС 400/22
150
АС 240/56
130
АС 150/34
110
12
АС 150/34
25
АС 95/15
35
АС 50/8
60
13
АС 185/43
90
АС 120/27
70
АС 95/15
50
14
АС 300/66
180
АС 185/43
140
АС 120/27
70
15
АС 70/11
20
АС 50/8
30
АС 35/6,2
40
16
АС 185/43
40
АС 120/27
50
АС 70/11
90
17
АС 400/22
150
АС 240/56
125
АС 150/34
100
18
АС 95/15
20
АС 70/11
30
АС 50/8
40
19
АС 240/56
50
АС 150/34
70
АС 120/27
30
20
АС 400/22
90
АС 240/56
85
АС 120/27
200
21
АС 70/11
20
АС 50/8
25
АС 25/4,2
30
22
АС 185/43
45
АС 120/27
95
АС 70/11
85
23
АС 400/22
70
АС 240/56
100
АС 150/34
160
24
АС 150/34
25
АС 95/15
25
АС 50/8
55
25
АС 240/56
55
АС 185/43
75
АС 120/27
65
26
АС 400/22
50
АС 240/56
170
АС 185/43
170
27
АС 120/27
25
АС 95/15
45
АС 70/11
35
28
АС 240/56
90
АС 150/34
70
АС 95/15
50
29
АС 300/66
80
АС 185/43
150
АС 120/27
160
31
30
АС 120/27
АС 95/15
20
20
АС 70/11
35
3.8 Расчет сечений проводов по допустимой
потере напряжения
Изучить особенности и порядок расчета магистралей трехфазного тока
при постоянном сечении проводов по литературе [1]. При выполнении задания рекомендуется придерживаться следующего порядка расчетов:
1. Рассчитать допустимую потерю напряжения в вольтах:
U доп  U н  1000 
U доп %
100
 U н  U доп %  10.
2. Определить величину нагрузки (в виде мощности или тока) на каждом из участков линии (рисунки к задачам 13 и 14):
P23  P3 ; Q23  Q3 .
P12  P2  P23  P2  P3 ; Q12  Q2  Q23  Q2  Q3 .
P01  P1  P12  P1  P2  P3 ; Q01  Q1  Q12  Q1  Q2  Q3 .
I A 23  I A 3 ; I P 23  I P 3.
I A12  I A 2  I A 23  I A 2  I A 3 ; I P 12  I P 2  I P 23  I P 2  I P 3 .
I A01  I A1  I A12  I A1  I A 2  I A 3 ; I P 01  I P 1  I P 12  I P 1  I P 2  I P 3 .
3. Определить реактивную составляющую потери напряжения в вольтах при заданном значении удельного индуктивного сопротивления (х0):
U р  3  x0  ( I р 01   01  I р 12   12  I р 23   23 ),
x
U р  0  ( Q01   01  Q12   12  Q23   23 ).
Uн
4. Определить активную составляющую потери напряжения в вольтах:
U А  U доп  U р .
5. Определить расчетное сечение проводов линии:
3
 ( I A01   01  I A12   12  I A 23   23 ),
  U A
1
F
 ( P01   01  P12   12  P23   23 ).
  U A  U н
F
Задача 13
Для приведенной линии определить сечение провода по допустимой
потере напряжения (при F=const вдоль линии) при задании нагрузки в виде
тока. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 13.При суммировании нагрузок на участках линии коэффициент одновременности при32
нять равным единице. В расчетах принять:
х0 = 0,4 Ом/км; γ = 0,032
2
км/Ом·мм . Результаты расчета сечения проводов округлить до десятых долей мм2 и выбрать стандартное сечение.
0
1
2
3
IA1+jIP1
IA2+jIP2
IA3+jIP3
Рисунок к задаче 13
№
зад.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Таблица 13 - Исходные данные для расчета сечения проводов
Нагрузка
Длина участков
Uн,
Iа1,
Iр1,
Iа2,
Iр2,
Iа3,
Iр3,
ℓ0-1,
ℓ1-2,
ℓ2-3,
кВ
А
А
А
А
А
А
км
км
км
35
15
10
30
20
20
15
7
10
8
110
30
25
60
50
40
30
15
17
19
220
60
30
75
50
70
40
20
25
30
35
15
9
20
17
18
12
9
8
10
110
35
30
50
45
40
33
18
20
22
220
50
45
60
55
70
65
28
25
23
35
25
10
30
20
21
15
9
9
9
110
33
30
47
44
38
32
20
20
20
220
60
40
55
35
50
30
39
37
35
35
30
25
40
35
35
20
10
10
10
110
40
35
50
45
60
55
17
18
19
220
70
50
65
45
60
40
40
40
55
35
30
25
40
35
35
20
8
9
9
110
40
35
50
45
60
55
20
20
20
220
60
55
55
50
50
45
40
40
40
35
25
10
30
20
23
15
12
13
13
110
30
25
45
40
40
35
27
25
24
220
50
45
55
50
60
55
50
40
30
35
15
9
20
17
18
12
15
18
24
110
50
45
40
35
30
25
30
25
25
220
50
45
45
40
40
35
50
60
65
35
12
10
18
15
14
11
20
18
15
110
50
45
60
55
40
35
25
25
25
220
60
55
55
50
50
45
50
40
35
35
16
13
21
18
12
10
15
15
15
110
60
55
40
35
50
45
24
25
26
220
50
45
55
50
60
55
55
50
45
35
15
12
19
17
14
13
19
20
21
110
60
55
70
65
80
75
21
23
25
33
ΔUдоп,
%
3
3
3
3,5
3,5
3,5
4
4
4
4,5
4,5
4,5
5
5
5
5,5
5,5
5,5
6
6
6
6,5
6,5
6,5
7
7
7
7,5
7,5
30
220
80
75
75
70
70
65
45
42
50
7,5
Задача 14
Для приведенной линии определить сечение провода по допустимой
потере напряжения (при F=const вдоль линии) при задании нагрузки в виде
мощности. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 14.
Остальные условия аналогичны условиям задачи 13.
0
1
2
3
P1+jQ1
P2+jQ2
P3+jQ3
Рисунок к задаче 14
№
зад.
Uн,
кВ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
Нагрузка
P1,
кВт
300
9000
25000
900
10000
23000
750
9600
17000
700
5500
24000
900
6000
18000
1200
6300
20000
400
6500
15000
500
8000
17000
800
8500
15000
450
7500
Q1 ,
квар
200
7000
20000
500
6000
18000
450
8000
15000
500
5000
19000
700
4500
12000
900
3600
15000
250
4500
10000
450
4000
12000
400
5500
8000
300
5500
P2,
кВт
250
7500
15000
450
7500
19000
950
6600
16000
750
8000
19000
1000
5500
16000
950
4500
18000
450
3000
12000
500
6000
15000
750
8000
11000
500
9000
Q2 ,
квар
180
6000
12000
300
5500
15000
750
5000
10000
550
7500
15000
750
3500
10000
700
3000
12000
260
2500
8000
400
4500
9000
375
6000
7500
360
7000
34
P3,
кВт
200
11000
30000
500
8500
27000
1100
11000
21000
800
6500
18000
600
9000
20000
850
6000
19000
300
7000
14000
700
9000
14000
450
7500
18000
350
7500
Q3 ,
квар
150
8000
25000
450
5000
16000
850
8500
15000
700
6000
16000
400
6500
15000
700
4000
12000
150
4500
7500
550
5000
8500
350
5000
9000
300
5500
Длина
участков
ℓ01, ℓ12, ℓ23,
км км км
7
8
9
15 17
19
30 35
40
9
8
10
19 20
22
28 25
23
9
9
9
20 20
20
39 37
35
10 10
10
17 18
19
40 40
55
8
9
9
20 20
20
40 40
40
12 13
13
27 25
24
50 40
30
15 18
24
30 25
25
50 60
65
20 18
15
25 25
25
50 40
35
15 15
15
24 25
26
55 50
45
19 20
21
21 23
25
ΔUдоп,%
Таблица 14 - Исходные данные для расчета сечения проводов
0,7
4,4
4,4
1,5
3,2
2,9
2,5
4,1
3,2
2,9
3,5
4,2
1,8
3,6
3,5
3,8
2,8
3,5
1,5
3,4
3,2
4,2
3,6
2,7
2,6
4,3
3,2
2,3
3,9
30
220
16000
9500
12000
8000
17000
9500
45
42
50
2,7
3.9 Расчет сечений проводов по условию минимальной
затраты проводникового материала
Изучить особенности и порядок расчета сетей трехфазного тока по условию
наименьшего расхода цветного металла. При выполнении задания рекомендуется придерживаться следующего порядка расчетов:
1. Рассчитать допустимую потерю напряжения в вольтах:
U доп  U н  1000 
U доп %
100
 U н  U доп %  10.
2. Определить нагрузки на участках линии в виде тока или мощности:
I A 2 3  I A 3 ; P2 3  P3 .
I P 2 3  I P 3 ; Q2 3  Q3 .
I A1 2  I A 2  I A 3 ; P1 2  P2  P3 .
I P 1 2  I P 2  I P 3 ; Q1 2  Q2  Q3 .
I A0 1  I A1  I A 2  I A 3 ; P0 1  P1  P2  P3 .
I P 0 1  I P 1  I P 2  I P 3 ; Q0 1  Q1  Q2  Q3 .
3. Определить реактивную составляющую потери напряжения в вольтах:
U P  3  X 0 ( I P 0 1 0 1  I P 1 2  1 2  I P 2 3 2 3 ).
U P 
X0
( Q0 1 0 1  Q1 2  1 2  Q2 3 2 3 ).
UН
4. Определить общую активную составляющую потери напряжения в
вольтах:
U A  U ДОП  U P .
5. Распределить общую активную составляющую потери напряжения (в
вольтах) по участкам линии:
U A0 1  U A
U A0 1  U A
 0 1
 0 1 I A 0 1
.
I A 0  1   1 2 I A 1 2   2  3 I A 2  3
 0 1
 0 1 P0 1
.
P0 1   1 2 P1 2   2 3 P2  3
На других участках линии активная составляющая потери напряжения
определяется аналогично.
6. Определить расчетное сечение проводов на участках линии:
35
F0 1 
3  I A 0 1   0 1
3  I A 1 2   1 2
3  I A 2 3   2 3
; F1 2 
; F2 3 
.
  U A0 1
  U A1 2
  U A 2 3
F0 1 
P0 1   0 1
P1 2   1 2
P2 3   2 3
; F1 2 
; F2 3 
.
  U A0 1  U Н
  U A1 2  U Н
  U A 2 3  U Н
Задача 15
Определить сечение проводов на участках линии по допустимой потере
напряжения из условия минимальной затраты проводникового материала.
Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 15. При суммировании нагрузок на участках линии коэффициент одновременности принять
равным единице. В расчетах принять: х0 = 0,4 Ом/км; γ = 0,032 км/Ом·мм2.
Результаты расчета сечения проводов округлить до десятых долей мм2.
0
1
2
3
IA1+jIP1
IA2+jIP2
IA3+jIP3
Рисунок к задаче 15
Таблица 15 - Исходные данные для расчета сечения проводов
Нагрузка, А
Длина участков
№
Uн,
Iа1
Iр1
Iа2
Iр2
Iа3
Iр3
ℓ0-1
ℓ1-2
ℓ2-3
зад.
кВ
А
А
А
А
А
А
км
км
км
1
35
15
10
30
20
20
15
7
10
8
2
110
30
25
60
50
40
30
15
17
19
3
220
60
30
75
50
70
40
20
25
30
4
35
15
9
20
17
18
12
9
8
10
5
110
35
30
50
45
40
33
18
20
22
6
220
50
45
60
55
70
65
28
25
23
7
35
25
10
30
20
21
15
9
9
9
8
110
33
30
47
44
38
32
20
20
20
9
220
60
40
55
35
50
30
39
37
35
10
35
30
25
40
35
35
20
10
10
10
11
110
40
35
50
45
60
55
17
18
19
12
220
70
50
65
45
60
40
40
40
55
13
35
30
25
40
35
35
20
8
9
9
14
110
40
35
50
45
60
55
20
20
20
15
220
60
55
55
50
50
45
40
40
40
16
35
25
10
30
20
23
15
12
13
13
17
110
30
25
45
40
40
35
27
25
24
18
220
50
45
55
50
60
55
50
40
30
19
35
15
9
20
17
18
12
15
18
24
36
ΔUдоп,
%
3
3
3
3,5
3,5
3,5
4
4
4
4,5
4,5
4,5
5
5
5
5,5
5,5
5,5
6
№
зад.
Uн,
кВ
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
Iа1
А
50
50
12
50
60
16
60
50
15
60
80
Iр1
А
45
45
10
45
55
13
55
45
12
55
75
Нагрузка, А
Iа2
Iр2
А
А
40
35
45
40
18
15
60
55
55
50
21
18
40
35
55
50
19
17
70
65
75
70
Iа3
А
30
40
14
40
50
12
50
60
14
80
70
Iр3
А
25
35
11
35
45
10
45
55
13
75
65
Продолжение таблицы 15
Длина участков
ΔUдоп,
ℓ0-1
ℓ1-2
ℓ2-3
%
км
км
км
30
25
25
6
50
60
65
6
20
18
15
6,5
25
25
25
6,5
50
40
35
6,5
15
15
15
7
24
25
26
7
55
50
45
7
19
20
21
7,5
21
23
25
7,5
45
42
50
7,5
Задача 16
Определить сечение проводов на участках линии по допустимой потере
напряжения из условия минимальной затраты проводникового материала.
Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 16. При суммировании нагрузок на участках линии коэффициент одновременности принять
равным единице. В расчетах принять: х0 = 0,4 Ом/км; γ = 0,032 км/Ом·мм2.
Результаты расчета сечения проводов округлить до десятых долей мм2.
0
1
2
3
P1+jQ1
P2+jQ2
P3+jQ3
Рисунок к задаче 16
№
зад.
Uн,
кВ
1
2
3
4
5
6
7
8
35
110
220
35
110
220
35
110
Нагрузка
P1,
кВт
300
9000
25000
900
10000
23000
750
9600
Q1 ,
квар
200
7000
20000
500
6000
18000
450
8000
P2,
кВт
250
7500
15000
450
7500
19000
950
6600
Q2,
квар
180
6000
12000
300
5500
15000
750
5000
37
P3,
кВт
200
11000
30000
500
8500
27000
1100
11000
Q3,
квар
150
8000
25000
450
5000
16000
850
8500
Длина
участков
ℓ01 ℓ12 ℓ23
км км км
7
8
9
15 17 19
30 35 40
9
8
10
19 20 22
28 25 23
9
9
9
20 20 20
ΔUдоп %
Таблица 16 - Исходные данные для расчета сечения проводов
0,7
4,4
4,4
1,5
3,2
2,9
2,5
4,1
Uн,
кВ
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
35
110
220
Нагрузка
P1,
кВт
17000
700
5500
24000
900
6000
18000
1200
6300
20000
400
6500
15000
500
8000
17000
800
8500
15000
450
7500
16000
Q1,
квар
15000
500
5000
19000
700
4500
12000
900
3600
15000
250
4500
10000
450
4000
12000
400
5500
8000
300
5500
9500
P2,
кВт
16000
750
8000
19000
1000
5500
16000
950
4500
18000
450
3000
12000
500
6000
15000
750
8000
11000
500
9000
12000
Q2,
квар
10000
550
7500
15000
750
3500
10000
700
3000
12000
260
2500
8000
400
4500
9000
375
6000
7500
360
7000
8000
P3,
кВт
21000
800
6500
18000
600
9000
20000
850
6000
19000
300
7000
14000
700
9000
14000
450
7500
18000
350
7500
17000
ΔUдоп %
№
зад.
Продолжение таблицы 16
Длина
участков
Q3,
ℓ01 ℓ12 ℓ23
квар
км км км
15000 39 37 35
3,2
700
10 10 10
2,9
6000
17 18 19
3,5
16000 40 40 55
4,2
400
8
9
9
1,8
6500
20 20 20
3,6
15000 40 40 40
3,5
700
12 13 13
3,8
4000
27 25 24
2,8
12000 50 40 30
3,5
150
15 18 24
1,5
4500
30 25 25
3,4
7500
50 60 65
3,2
550
20 18 15
4,2
5000
25 25 25
3,6
8500
50 40 35
2,7
350
15 15 15
2,6
5000
24 25 26
4,3
9000
55 50 45
3,2
300
19 20 21
2,3
5500
21 23 25
3,9
9500
45 42 50
2,7
3.10 Определение потери напряжения в линии при
неравномерной нагрузке фаз
Изучить особенности расчета разомкнутых трехфазных сетей с неравномерной нагрузкой фаз по рекомендуемой учебной литературе. При выполнении задания рекомендуется придерживаться следующего порядка вычислений:
1. Определить активное и индуктивное сопротивления участка линии:
r  rН  r0  ;
x  xН  x0  .
2. Определить активные, реактивные и полные потери напряжения в
каждой из фаз линии:
38
'
U AO
 [ 2 I Aа  0 ,5( I Bа  I Cа )]  r ;
U "AO  [ 2 I Aр  0 ,5( I Bр  I Cр )]  x;
'
U AO  U AO
 U "AO .
'
U BO
 [ 2 I Bа  0 ,5( I Aа  I Cа )]  r ;
"
U BO
 [ 2 I Bр  0 ,5( I Aр  I Cр )]  x;
'
"
U BO  U BO
 U BO
.
'
U CO
 [ 2 I Cа  0 ,5( I Aа  I Bа )]  r ;
"
U CO
 [ 2 I Cр  0 ,5( I Aр  I Bр )]  x;
'
"
U CO  U CO
 U CO
.
Задача 17
Определить потери напряжения на участке четырехпроводной ВЛ 0,38
кВ с неравномерной нагрузкой фаз при соединении нагрузок в звезду. Варианты заданий для расчета приведены в таблице 17. В расчетах принять: х0=0,4
Ом/км; значения r0 взять из справочных таблиц [1]. Результаты расчетов потери напряжения округлить до сотых долей вольта.
Таблица 17 - Исходные данные для расчета потери напряжения
Нагрузки по фазам, А
Длина
№
Марка
фаза
А
фаза В
фаза С
линии
зад.
Провода
ℓ, м
Iа
Iр
Iа
Iр
Iа
Iр
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
50
110
170
230
290
60
120
180
240
300
70
130
190
250
310
50
35
25
30
45
45
40
50
40
60
40
50
30
55
45
39
30
30
20
20
40
35
35
45
40
50
30
40
30
45
45
40
50
35
45
25
55
35
45
55
50
35
40
40
25
55
25
45
30
35
20
40
30
35
35
40
25
30
35
20
45
30
40
45
25
30
25
50
35
30
40
60
30
50
40
70
20
35
40
15
25
20
45
25
25
30
55
20
50
30
55
Продолжение таблицы 17
Нагрузки по фазам, А
фаза А
фаза В
фаза С
№
зад.
Марка
Провода
Длина
линии
ℓ, м
Iа
Iр
Iа
Iр
Iа
Iр
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
АС25/4,2
АС35/6,2
АС50/8,0
АС70/11
АС95/15
80
140
200
260
320
90
150
210
270
330
100
160
220
280
340
20
25
35
45
30
30
25
35
55
35
35
50
40
30
50
15
25
30
40
25
25
25
30
45
35
30
45
35
30
50
25
30
30
35
50
20
35
55
45
40
50
40
30
40
30
10
30
25
30
40
15
30
55
40
35
45
35
25
40
30
15
35
40
25
40
25
40
45
35
50
40
30
50
55
40
10
30
35
20
35
20
35
40
35
45
35
25
45
50
35
3.11 Определение допустимой потери напряжения
для линии напряжением 0,38 кВ
Освоение необходимого материала по определению допустимой потери
напряжения следует начинать с изучения рекомендуемой учебной литературы. Необходимо уяснить, что допустимая потеря напряжения определяется в
процентах от номинального напряжения для режима 100% нагрузки сети.
При выполнении задания рекомендуется пользоваться формулой
100
100
U ДОП
 U Ш10010  U ВЛ
 UТР100  UТР  UУД100. ПОТР.
. ВЛ 0 ,38
10
где U Ш 10 - отклонения на шинах 10 кВ при 100% нагрузке сети, %;
100
100
U ВЛ
- потеря напряжения в линии 10 кВ при 100% нагрузке сети, %;
10
100
U ТР - потеря напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке сети, %;
U ТР - надбавка трансформатора потребительской подстанции, может при-
нимать следующие значения: 0; +2,5; +5; +7,5; +10%;
UУД100. ПОТР. - отклонение напряжения на зажимах удаленного потребителя при
100% нагрузке сети, %.
40
Задача 18
Определить допустимую потерю напряжения в линии 0,38 кВ при известных значениях отклонения напряжения на шинах 10 кВ, потери напряжения в линии 10 кВ, потери напряжения и надбавки трансформатора ТП
10/0,38 кВ, отклонения напряжения на зажимах удаленного потребителя.
Указанные данные соответствуют 100% нагрузке сети. Варианты заданий – в
таблице 18.
Таблица 18 - Исходные данные для расчета допустимой потери напряжения в
линии 0,38 кВ
Потеря напр.
Потеря напр. в
Надбавки
Удаленный
Шины 10кВ
в тр-ре
№
ВЛ 10кВ
тр-ра
потребитель
(нагр.100%)
10/0,38кВ
зад.
(нагр.100%),
10/0,38кВ,
(нагр.100%),
δU%
(нагр.100%),
ΔU%
δU%
δU%
ΔU%
1
0,0
-1,0
-4,0
+5,0
-5,0
2
+1,0
-1,5
-4,1
+7,5
-4,5
3
+2,0
-2,0
-4,2
+10,0
-4,0
4
+3,0
-2,5
-4,3
+5,0
-3,5
5
+4,0
-3,0
-4,4
+7,5
-3,0
6
+5,0
-3,5
-4,5
+5,0
-2,5
7
+6,0
-4,0
-4,6
+5,0
-2,0
8
+7,0
-4,5
-4,7
+7,5
-1,5
9
+8,0
-5,0
-4,8
+5,0
-1,0
10
+9,0
-5,5
-4,9
+10,0
-0,5
11
-0,5
-1,0
-5,0
+7,5
-5,0
12
+0,5
-1,5
-4,9
+10,0
-4,5
13
+1,5
-2,0
-4,8
+7,5
-4,0
14
+2,5
-2,5
-4,7
+5,0
-3,5
15
+3,5
-3,0
-4,6
+10,0
-3,0
16
+4,5
-3,5
-4,5
+5,0
-2,5
17
+5,5
-4,0
-4,4
+7,5
-2,0
18
+6,5
-4,5
-4,3
+5,0
-1,5
19
+7,5
-5,0
-4,2
+10,0
-1,0
20
+8,5
-5,5
-4,1
+7,5
-0,5
21
+1,0
-1,0
-4,0
+2,5
-5,0
22
+1,5
-1,5
-4,2
+5,0
-4,5
23
+2,0
-2,0
-4,4
+5,0
-4,0
24
+2,5
-2,5
-4,6
+7,5
-3,5
25
+3,0
-3,0
-4,8
+10,0
-3,0
26
+3,5
-3,5
-5,0
+7,5
-2,5
27
+4,0
-4,0
-4,8
+5,0
-2,0
28
+4,5
-4,5
-4,6
+7,5
-1,5
29
+5,0
-5,0
-4,4
+10,0
-1,0
30
+5,5
-5,5
-4,2
+5,0
-0,5
41
3.12 Определение суммарных допустимых
потерь напряжения в линиях напряжением 10 кВ и 0,38 кВ
Определение суммарных допустимых потерь напряжения в линиях
напряжением 10 и 0,38 кВ также изучается по рекомендуемой учебной литературе. Полученная суммарная допустимая потеря напряжения в процентах
от номинального напряжения для режима 100% нагрузки сети распределяется примерно поровну между линиями 10 и 0,38 кВ. При выполнении задания
рекомендуется пользоваться формулой
U 100. ДОП  U Ш10010  UТР100  UТР  UУД100. ПОТР.
где U Ш 10 - отклонения на шинах 10 кВ при 100% нагрузке сети, %;
100
U ТР100 - потеря напряжения в трансформаторе при 100% нагрузке сети, %;
U ТР - надбавка трансформатора потребительской подстанции, может при-
нимать следующие значения: 0; +2,5; +5; +7,5; +10%;
UУД100. ПОТР. - отклонение напряжения на зажимах удаленного потребителя при
100% нагрузке сети, %.
Задача 19
Определить суммарную допустимую потерю напряжения в линиях 10 и
0,38 кВ при известных значениях отклонения напряжения на шинах 10 кВ,
потери напряжения и надбавки трансформатора ТП 10/0,38 кВ, отклонения
напряжения на зажимах удаленного потребителя. Указанные данные соответствуют 100% нагрузке сети. Варианты заданий приведены в таблице 19.
Таблица 19 - Исходные данные для расчета допустимой потери напряжения в
линиях 10 и 0,38 кВ
Потеря напряжеНадбавки
Удаленный
Шины 10кВ
ния в трансформа№
трансформатора
потребитель
(нагр.100%)
торе 10/0,38кВ
зад.
10/0,38кВ,
(нагр.100%),
δU%
(нагр.100%),
δU%
δU%
ΔU%
1
0,0
-4,0
+7,5
-5,0
2
+1,0
-4,1
+7,5
-4,5
3
+2,0
-4,2
+10,0
-4,0
4
+3,0
-4,3
+5,0
-3,5
5
+4,0
-4,4
+7,5
-3,0
6
+5,0
-4,5
+5,0
-2,5
7
+6,0
-4,6
+5,0
-2,0
8
+7,0
-4,7
+7,5
-1,5
9
+8,0
-4,8
+5,0
-1,0
42
Продолжение таблицы 19
№
зад.
Шины 10кВ
(нагр.100%)
δU%
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
+9,0
-0,5
+0,5
+1,5
+2,5
+3,5
+4,5
+5,5
+6,5
+7,5
+8,5
+1,0
+1,5
+2,0
+2,5
+3,0
+3,5
+4,0
+4,5
+5,0
+5,5
Потеря напряжения в трансформаторе 10/0,38кВ
(нагр.100%),
ΔU%
-4,9
-5,0
-4,9
-4,8
-4,7
-4,6
-4,5
-4,4
-4,3
-4,2
-4,1
-4,0
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-5,0
-4,8
-4,6
-4,4
-4,2
Надбавки
трансформатора
10/0,38кВ,
δU%
Удаленный
потребитель
(нагр.100%),
δU%
+2,5
+7,5
+10,0
+7,5
+5,0
+2,5
+5,0
+2,5
+5,0
0,0
0,0
+2,5
+5,0
+5,0
+7,5
+10,0
+2,5
+5,0
+7,5
+10,0
+5,0
-0,5
-5,0
-4,5
-4,0
-3,5
-3,0
-2,5
-2,0
-1,5
-1,0
-0,5
-5,0
-4,5
-4,0
-3,5
-3,0
-2,5
-2,0
-1,5
-1,0
-0,5
3.13 Определение оптимальной надбавки трансформатора
и построение таблицы отклонений напряжения
Исходный теоретический материал необходимо изучить по рекомендуемой литературе. Определение оптимальной надбавки трансформатора и построение таблицы отклонений напряжения рассмотрим для удаленной потребительской подстанции (ТП2) напряжением 10/0,38 кВ, являющейся частью
схемы питающей подстанции (ПС) напряжением 35/10 кВ.
При заполнении таблицы необходимо помнить, что:
1) отклонения напряжения на шинах 10 кВ ПС, шинах 0,4 кВ ТП1, ТП2
и на зажимах удаленных потребителей 2, 4 могут иметь знак плюс, минус или
быть равны нулю;
43
ПС
Ш10к В
ТП2 Ш0,4 к В
ВЛ10к В
10/ 0,38 к В
35/ 10к В
ТП1
3
ВЛ0,38 к В
4
10/ 0,38 к В
Ш0,4 к В
1
ВЛ0,38 к В
2
Рисунок к задачам 20, 21 и 22.
2) ближайшие потребители 1, 3 считаются подключенными к шинам
0,4 кВ ТП1, ТП2;
3) надбавка трансформатора ТП1, ТП2 может принимать пять фиксированных значений: +10; +7,5; +5; +2,5; 0%;
4) потеря напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ, а также в трансформаторах ТП1, ТП2 записывается в таблицу со знаком минус;
5) в режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети уменьшается в четыре раза;
6) потеря напряжения в трансформаторах ТП1, ТП2 при 100% нагрузке
составляет 4-5%. При составлении таблицы отклонений напряжения рекомендуется принимать указанную потерю напряжения равной 4% для режима
максимальных нагрузок (100%).
Рассмотрим порядок составления таблицы отклонений напряжения для
удаленной потребительской подстанции ТП2 при следующих исходных дан100
25
100
ных: U Ш 10  4%; U Ш 10  1%; U ВЛ 10  6% :
1. Вписываем исходные данные в таблицу (полужирный шрифт).
2. Потери напряжения в трансформаторе ТП2 при 100% нагрузке принимаем равными 4% и вносим это значение в таблицу.
3. Потери напряжения в линии 10 кВ и в трансформаторе ТП2 при 25%
нагрузке уменьшаем в четыре раза в сравнении с потерями при 100% нагрузке и вносим в таблицу.
4. В режиме максимальных нагрузок (100%) потеря напряжения в элементах сети наибольшая, поэтому на зажимах удаленного потребителя 4
напряжение будет минимальным. Принимаем для удаленного потребителя 4
допустимое по ГОСТ отклонение напряжения, равное «–5%», и вносим его в
соответствующую строку таблицы. При этом в линии 0,38 кВ будем иметь
максимально возможную потерю напряжения.
5. В режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети наименьшая, поэтому на зажимах ближайшего потребителя 3,
44
подключенного к шинам 0,4 кВ ТП2, напряжение будет максимальным. При
отклонении напряжения у ближайшего потребителя, равном допустимому по
ГОСТ «+5%», будет обеспечена максимально возможная потеря напряжения
в линии 0,38 кВ.
Таблица отклонений напряжения
Обозначение
потери и
отклонения
напряжения,%
Элемент сети
ТП2
Нагрузка, %
100
25
Шины 10 кВ
δUШ10
+4
-1
ВЛ 10 кВ
UВЛ10
-6
-1,5
Потери
UТ
-4
-1
Надбавка
δUТ
+7,5
+7,5
Шины 0,4 кВ
δUШ0,4
+1,5
+4
ВЛ 0,38 кВ
UВЛ0,38
-6,5
-1,6
Удаленный потребитель
δUУД.П
-5
+2,4
ГОСТ 13109-97
δUном.доп
5
5
Тр-р
10/0,38 кВ
6. Величина отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП2 определяется как алгебраическая сумма значений величин всех вышерасположенных
строк таблицы. Выбираем надбавку напряжения трансформатора ТП2 таким
образом, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ в режиме максимальных (100%) и минимальных (25%) нагрузок было как можно ближе к
«+5%», но не превышало этой величины. Для исходных данных такой оптимальной надбавкой трансформатора ТП2 будет «+7,5%». Эту надбавку вносим в соответствующую строку таблицы для нагрузки 100% и 25%.
7. Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке
(100%) связана с отклонениями напряжения в начале линии (на шинах 0,4 кВ
– у ближайшего потребителя 3) и в конце линии (у удаленного потребителя
4) следующим соотношением:
100
U ВЛ
 U Ш100.0 ,4  UУД100. П ,
.0 ,38
поэтому:
(3.1)
UВЛ0,38 = (+1,5) – (-5) = 6,5%.
Полученное значение потери напряжения в линии 0,38 кВ при 100%
нагрузке вносим в таблицу.
8. В режиме минимальной нагрузки (25%) потерю напряжения в линии
уменьшаем в четыре раза и вносим в соответствующую строку таблицы.
45
9. Соотношение (3.1) справедливо и для 25% нагрузки, откуда определяем отклонение напряжения у удаленного потребителя 4 в режиме минимальных нагрузок:
δUУД.П = +4 –1,6 = +2,4%.
Это значение вносим в соответствующую строку таблицы.
Искомая допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ при максимальной нагрузке будет равна:
UДОП ВЛ0,38 = UВЛ0,38 = 6,5%.
Таким образом, при выбранной оптимальной надбавке (+7,5%) трансформатора ТП2:
1) отклонения напряжения у ближайшего потребителя 3 (на шинах 0,4
кВ ТП2) и у удаленного потребителя 4 находятся в пределах допустимых по
ГОСТ (  5%);
2) для ВЛ 0,38 кВ имеем максимально возможное значение допустимой
потери напряжения (6,5%).
Порядок составления таблицы отклонений напряжения для ближайшей
ТП1 аналогичен приведенному выше для удаленной ТП2 и будет отличаться
лишь значениями потерь напряжения в линии 10 кВ.
Задача 20
Определить оптимальную надбавку трансформатора, допустимую потерю напряжения для ВЛ 0,38 кВ и построить таблицу отклонений напряжения для ближайшей подстанции ТП1 (см. рисунок к задачам 20, 21 и 22).
Варианты заданий приведены в таблице 20.
Таблица 20 - Исходные данные для выбора оптимальной надбавки трансформатора для ближайшей ТП
№
п/п
U100
Ш10
25
UШ
10
U100
ВЛ10
U100
ТР
U100
УД .ПОТР .
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
+5
+4,5
+4
+3,5
+3
+2,5
+2
+1,5
+1
+0,5
+5
+1,5
+1
+0,5
0
-0,5
-1
-1,5
-2
-2,5
-3
+1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-4
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-4
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-4
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
46
Продолжение таблицы 20
№
п/п
U100
Ш10
25
UШ
10
U100
ВЛ10
U100
ТР
U100
УД .ПОТР .
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
+4,5
+4
+3,5
+3
+2,5
+2
+1,5
+1
+0,5
+5
+4,5
+4
+3,5
+3
+2,5
+2
+1,5
+1
+0,5
+0,5
0
-0,5
-1
-1,5
-2
-2,5
-3
-3,5
+0,5
0
-0,5
-1
-1,5
-2
-2,5
-3
-3,5
-4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-4
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-4
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-4
-4,2
-4,4
-4,6
-4,8
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
-5
Задача 21
Определить оптимальную надбавку трансформатора, допустимую потерю напряжения для ВЛ 0,38 кВ и построить таблицу отклонений напряжения для удаленной подстанции ТП2. Варианты заданий приведены в таблице
21.
Таблица 21- Исходные данные для выбора оптимальной надбавки трансформатора для удаленной ТП
№
п/п
U100
Ш10
1
+5
2
25
UШ
10
U100
ВЛ10
U100
ТР
U100
УД .ПОТР .
+1,5
-6
-4
-5
+4,5
+1
-5,6
-4,2
-5
3
+4
+0,5
-5,2
-4,4
-5
4
+3,5
0
-4,8
-4,6
-5
5
+3
-0,5
-4,4
-4,8
-5
6
+2,5
-1
-6
-4
-5
7
+2
-1,5
-5,6
-4,2
-5
8
+1,5
-2
-5,2
-4,4
-5
9
+1
-2,5
-4,8
-4,6
-5
47
Продолжение таблицы 21
№
п/п
U100
Ш10
10
+0,5
11
25
UШ
10
U100
ВЛ10
U100
ТР
U100
УД .ПОТР .
-3
-4,4
-4,8
-5
+5
1
-6
-4
-5
12
+4,5
+0,5
-5,6
-4,2
-5
13
+4
0
-5,2
-4,4
-5
14
+3,5
-0,5
-4,8
-4,6
-5
15
+3
-1
-4,4
-4,8
-5
16
+2,5
-1,5
-6
-4
-5
17
+2
-2
-5,6
-4,2
-5
18
+1,5
-2,5
-5,2
-4,4
-5
19
+1
-3
-4,8
-4,6
-5
20
+0,5
-3,5
-4,4
-4,8
-5
21
+5
+0,5
-6
-4
-5
22
+4,5
0
-5,6
-4,2
-5
23
+4
-0,5
-5,2
-4,4
-5
24
+3,5
-1
-4,8
-4,6
-5
25
+3
-1,5
-4,4
-4,8
-5
26
+2,5
-2
-6
-4
-5
27
+2
-2,5
-5,6
-4,2
-5
28
+1,5
-3
-5,2
-4,4
-5
29
+1
-3,5
-4,8
-4,6
-5
30
+0,5
-4
-4,4
-4,8
-5
Задача 22
Определить оптимальную надбавку трансформатора, допустимую потерю напряжения для ВЛ 0,38 кВ и построить таблицу отклонений напряжения для ближайшей подстанции ТП1 и удаленной подстанции ТП2. Варианты заданий приведены в таблице 22.
48
Таблица 22 - Исходные данные для выбора оптимальной надбавки трансформатора для ближайшей и удаленной ТП
№
п/п
Шины 10 кВ
ТП1
ТП2
Тр-р
ТП1,ТП2
U100
Ш10
25
UШ
10
U100
ВЛ10
U100
ВЛ10
U100
ТР
U100
УД .ПОТР .
1
+4,5
+1,5
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
2
+4,0
+1,0
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
3
+3,5
+0,5
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
4
+3,0
0,0
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
5
+2,5
-0,5
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
6
+2,0
-1,0
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
7
+1,5
-1,5
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
8
+1,0
-2,0
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
9
+0,5
-2,5
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
10
0,0
-3,0
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
11
+4,5
+1,0
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
12
+4,0
+0,5
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
13
+3,5
0,0
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
14
+3,0
-0,5
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
15
+2,5
-1,0
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
16
+2,0
-1,5
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
17
+1,5
-2,0
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
18
+1,0
-2,5
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
19
+0,5
-3,0
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
20
0,0
-3,5
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
21
+4,5
+0,5
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
22
+4,0
0,0
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
23
+3,5
-0,5
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
24
+3,0
-1,0
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
25
+2,5
-1,5
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
26
+2,0
-2,0
-2,0
-6,0
-4,8
-5,0
27
+1,5
-2,5
-1,6
-5,5
-4,6
-5,0
28
+1,0
-3,0
-1,2
-5,0
-4,4
-5,0
29
+0,5
-3,5
-0,8
-4,5
-4,2
-5,0
30
0,0
-4,0
-0,4
-4,0
-4,0
-5,0
49
3.14 Проверка сети на кратковременное понижение
напряжения при пуске асинхронного двигателя
Задача 23
Тр-р 10/0,4 кВ
ВЛ 0,38 кВ
Эл.двигатель
ℓ
Рисунок к задаче 23
Определить кратковременное понижение напряжения (глубину провала
напряжения) в сети при пуске асинхронного электродвигателя. В расчетах
принять х0=0,4 Ом/км для ВЛ 0,38 кВ. Результат расчета округлить до десятых долей процента. Исходные данные для расчетов приведены в табл. 23
Таблица 23 - Исходные данные для расчета глубины провала напряжения при
пуске двигателя
ВЛ 0,38 кВ
Двигатель
№
Тип тр-ра
Марка
длина,
Рном,
КПД,
cos φ,
Кпуск,
зад.
ТП10/0,4
провода
м
кВт
о.е.
о.е.
о.е.
1
ТМ 16/10
4 А25
30
11,0
0,880
0,90
7,5
2
ТМ 16/10
4 А25
40
15,0
0,88
0,91
7,5
3
ТМ 25/10
4 А35
50
18,5
0,885
0,92
7,0
4
ТМ 25/10
4 А35
60
22,0
0,885
0,91
7,0
5
ТМ 40/10
4 А50
70
30,0
0,9
0,92
6,5
6
ТМ 40/10
4 А50
30
37,0
0,900
0,89
6,5
7
ТМ 63/10
4 А25
40
45,0
0,910
0,90
6,5
8
ТМ 63/10
4 А25
50
55,0
0,910
0,92
6,0
9
ТМ 100/10
4 А35
60
75,0
0,910
0,89
7,0
10
ТМ 100/10
4 А35
70
90,0
0,920
0,90
7,0
11
ТМ 16/10
4 А50
40
11,0
0,880
0,90
7,5
12
ТМ 16/10
4 А50
50
15,0
0,88
0,91
7,5
13
ТМ 25/10
4 А25
60
18,5
0,885
0,92
7,0
14
ТМ 25/10
4 А25
70
22,0
0,885
0,91
7,0
15
ТМ 40/10
4 А35
80
30,0
0,9
0,92
6,5
16
ТМ 40/10
4 А35
40
37,0
0,900
0,89
6,5
17
ТМ 63/10
4 А50
50
45,0
0,910
0,90
6,5
18
ТМ 63/10
4 А50
60
55,0
0,910
0,92
6,0
19
ТМ 100/10
4 А25
70
75,0
0,910
0,89
7,0
20
ТМ 100/10
4 А25
80
90,0
0,920
0,90
7,0
21
ТМ 16/10
4 А35
50
11,0
0,880
0,90
7,5
22
ТМ 16/10
4 А35
60
15,0
0,88
0,91
7,5
23
ТМ 25/10
4 А50
70
18,5
0,885
0,92
7,0
50
№
зад.
Тип тр-ра
ТП10/0,4
24
25
26
27
28
29
30
ТМ 25/10
ТМ 40/10
ТМ 40/10
ТМ 63/10
ТМ 63/10
ТМ 100/10
ТМ 100/10
ВЛ 0,38 кВ
Марка
длина,
провода
м
4 А50
80
4 А25
90
4 А25
50
4 А35
60
4 А35
70
4 А50
80
4 А50
90
Рном,
кВт
22,0
30,0
37,0
45,0
55,0
75,0
90,0
Двигатель
КПД,
cos φ,
о.е.
о.е.
0,885
0,91
0,9
0,92
0,900
0,89
0,910
0,90
0,910
0,92
0,910
0,89
0,920
0,90
Кпуск,
о.е.
7,0
6,5
6,5
6,5
6,0
7,0
7,0
Рекомендуемый порядок расчетов:
1. Определить полное сопротивление короткого замыкания трансформатора Zт, приведенное к напряжению 380 В, из справочной таблицы [1].
2. Рассчитать полное сопротивление линии по формуле:
z л    r02  x02
3. Определить полное сопротивление сети:
zс  zт  z л
4. Рассчитать номинальный ток двигателя:
I ном 
Pном
3 U ном   cos 
5. Рассчитать полное сопротивление двигателя в момент его пуска
z э .п 
U ном
3  I ном  k пуск
6. Рассчитать глубину провала напряжения при пуске двигателя:
U % 
zс
 100
zс  z э .п
51
4 МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
4.1 Расчет удельной нагрузки от гололеда на провод
воздушной линии электропередачи
Определяется по эмпирической формуле: g  0 ,0283 
b  d  b 
,
F
где: b – толщина слоя гололеда, мм; d – диаметр провода, мм;
F – площадь поперечного сечения провода, мм2.
Задача 24
Определить удельную нагрузку от гололеда на провод ВЛ. Исходные
данные приведены в таблице 24. Ответ округлить до тысячных долей Па/м.
Таблица 24 - Исходные данные для расчета удельной нагрузки от гололеда
№
зад.
Марка провода
Толщина слоя гололеда,
мм
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
А16
А25
А35
А50
А70
А95
А120
А150
А240
А300
А16
А25
А35
А50
А70
А95
А120
А150
А240
А300
А16
А25
А35
А50
А70
А95
А120
А150
А240
А300
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
10,0
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
10,0
52
4.2 Определение стрелы провеса проводов
воздушной линии электропередачи
Определяется по эмпирической формуле: f 
3  l  L  l 
,
8
где: f – стрела провеса проводов ВЛ, м; l – длина пролета, м;
L – длина провода в пролете, м.
Задача 25
Определить стрелу провеса проводов воздушной линии по известной
длине пролета и длине провода в пролете. Исходные данные приведены в
таблице 25. Ответ округлить до сотых долей метра.
Таблица 25 - Исходные данные для расчета стрелы провеса проводов
№
зад.
Длина пролета линии
ℓ, м
Длина провода в пролете
L, м
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
110
115
120
125
130
135
140
145
150
155
160
165
170
175
30,0750
35,0875
40,1000
45,1125
50,1250
55,1375
60,1500
65,1625
70,1750
75,1875
80,2000
85,2125
90,2250
95,2375
100,2500
105,2625
110,2750
115,2875
120,3000
125,3125
130,3250
135,3375
140,3500
145,3625
150,3750
155,3875
160,4000
165,4125
170,4250
175,4375
53
5 ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
И ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ
5.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
Указанная тема изучается по рекомендуемой учебной литературе.
Необходимо ознакомиться с расчетом токов трехфазного короткого замыкания методом относительных единиц.
При выполнении заданий рекомендуется следующая последовательность расчетов:
1. Составляется схема замещения для исходной расчетной схемы электропередачи (см. рисунок к задаче 26), на которой показываются индуктивные и активные сопротивления элементов схемы замещения: системы, проводов ВЛ W1 и W2, трансформатора Т.
2. Определяются значения базисных токов по известным значениям базисной мощности и базисных напряжений:
Iб1 
Sб
Sб
; Iб2 
.
3 U б 1
3 U б 2
3. По справочным данным рекомендуемой учебной литературы для заданных марок проводов линий W1 и W2 определяются значения удельных
активных сопротивлений проводов линий r01 и r02.
4. Приводятся к системе базисных величин индуктивные и активные
сопротивления элементов схемы замещения:
X с* 
Sб
S
S
; R1*  r01  l1  б2 ; X 1*  x01  l1  б2 ;
Sс
U б1
U б1
R2*  r02  l2 
Sб
S
u % S
; X 2*  x02  l2  б2 ; X T *  K  б .
2
U б2
U б2
100 ST
5. Определяются в относительной форме полные сопротивления от источника до точек короткого замыкания К1, К2 и К3:
Z 1*  R12*   X c*  X 1*  ;
2
Z 2*  R12*   X c*  X 1*  X T *  ;
2
Z 3* 
R  R    X  X  X  X  .
2
1*
2
2*
c*
1*
T*
2*
6. Рассчитываются значения токов трехфазного короткого замыкания
для точек К1, К2 и К3:
I K 31 
Iб1
I
I
; I K 32  б 2 ; I K 33  б 2 .
Z 1*
Z 2*
Z 3*
54
Задача 26
Р
Т
С
W1 (220 кВ)
~
ℓ1
W2 (10 кВ)
К1
К2
К3
ℓ2
Рисунок к задаче 26
Для точек К1, К2 и К3 рассчитать методом относительных единиц значения
токов при трехфазном коротком замыкании. Принять: Uном1 = 220 кВ; Uном2
= 10 кВ; Sб = 100 МВА; Uб1 = 230 кВ; Uб2 = 10,5 кВ; х0 = 0,4 Ом/км. Трансформатор ТРДЦН: 220/11 кВ; uк = 12%.
Рассчитанные значения токов трехфазного короткого замыкания
(3)
I K 1 , I K( 32) , I K( 33 ) округлить до сотых долей килоампера (кА). Исходные данные
для расчета приведены в табл. 26.
Таблица 26 - Исходные данные для расчета токов трехфазного короткого замыкания
№
зад.
S с,
МВА
F (W1)
ℓ1 (W1),
км
SТ,
МВА
F (W2)
ℓ2 (W2),
км
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
100
200
400
800
1000
2000
4000
100
200
400
800
1000
2000
4000
100
200
400
800
1000
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС150/34
АС150/34
АС150/34
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС150/34
АС150/34
АС150/34
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС150/34
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
40
63
100
160
100
63
40
63
100
160
40
63
100
160
40
63
100
160
100
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
АС70/11
АС50/8,0
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
АС70/11
1
2
1
1
2
3
4
5
3
2
6
7
4
3
8
9
5
4
6
55
Продолжение таблицы 26
№
зад.
Sc,
МВА
F (W1)
ℓ (W1),
км
Sтр,
МВА
F (W2)
ℓ (W2),
км
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
2000
4000
100
200
400
800
1000
2000
4000
100
200
АС150/34
АС150/34
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС120/27
АС150/34
АС150/34
АС150/34
АС120/27
АС120/27
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
63
40
63
100
160
100
63
40
63
100
160
АС50/8,0
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
АС70/11
АС50/8,0
АС50/8,0
АС50/8,0
АС70/11
АС95/16
10
11
12
7
5
8
13
14
6
4
9
5.2 Определение однофазного тока короткого замыкания
в конце воздушной линии электропередачи напряжением 0,38 кВ
Указанная тема изучается по рекомендуемой учебной литературе.
Необходимо уяснить особенности расчета минимального тока короткого замыкания для воздушной линии электропередачи напряжением 0,38 кВ.
При выполнении заданий рекомендуется следующая последовательность расчетов:
1. По справочным данным рекомендуемой учебной литературы для заданного типоразмера силового трансформатора подстанции определяется его
полное сопротивление (ZT) току замыкания на корпус, приведенное к напряжению 0,4 кВ, Ом.
2. По справочным данным для заданной марки проводов воздушной
линии электропередачи напряжением 0,38 кВ определяется их удельное активное сопротивление r0.
3. Рассчитывается полное сопротивление петли «фазный – нулевой
провод» по формуле:
ZП   
r  r   x
2
0Ф
0Н
2
0П
,
где  – длина линии, км;
r0ф = r0н = r0 – удельное активное сопротивление фазного и нулевого
проводов линии, Ом/км;
х0п – удельное индуктивное сопротивление петли «фазный – нулевой
провод линии», Ом/км; для проводов из цветных металлов рекомендуется
брать х0п=0,6 Ом/км.
4. Рассчитывается величина тока однофазного короткого замыкания в
конце воздушной линии электропередачи напряжением 0,38 кВ по формуле:
56
I К( 1 ) 
UФ
ZТ
 ZП
3
.
Задача 27
Тр-р 10/0,4 кВ
ВЛ 0,38 кВ
ℓ
I К( 1 )
Рисунок к задаче 27
Определить величину однофазного тока короткого замыкания I К в
конце ВЛ 0,38 кВ. Принять Х0п = 0,6 Ом/км. Результаты расчета тока короткого замыкания округлить до десятых долей ампера. Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 27.
(1)
Таблица 27 - Исходные данные для расчета токов однофазного короткого замыкания
№
зад.
Тип трансформатора
ТП 10/0,4 кВ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
ТМ 16/10
ТМ 25/10
ТМ 40/10
ТМ 63/10
ТМА 100/10
ТМ 100/10
ТМ 160/10
ТМ 250/10
ТМ 400/10
ТМ 630/10
ТМ 16/10
ТМ 25/10
ТМ 40/10
ТМ 63/10
ТМА 100/10
ТМ 100/10
ТМ 160/10
ТМ 250/10
ТМ 400/10
ТМ 630/10
ТМ 16/10
ВЛ 0,38 кВ
Марка провода
Длина линии, м
4 А25
4 А25
4 А35
4 А35
4 А50
4 А50
4 А70
4 А70
4 А95
4 А95
4 А25
4 А25
4 А35
4 А35
4 А50
4 А50
4 А70
4 А70
4 А95
4 А95
4 А25
57
30
40
50
60
70
30
40
50
60
70
40
50
60
70
80
40
50
60
70
80
50
22
23
24
25
26
27
28
29
30
ТМ 25/10
ТМ 40/10
ТМ 63/10
ТМА 100/10
ТМ 100/10
ТМ 160/10
ТМ 250/10
ТМ 400/10
ТМ 630/10
4 А25
4 А35
4 А35
4 А50
4 А50
4 А70
4 А70
4 А95
4 А95
Продолжение таблицы 27
60
70
80
90
50
60
70
80
90
5.3 Определение тока замыкания на землю для воздушных
и кабельных линий электропередачи
Задача 28
Определить ток замыкания на землю для воздушной и кабельной линии. Исходные данные приведены в таблице 28. Результаты расчета округлить до сотых долей ампера для ВЛ и до десятых долей ампера для КЛ.
Таблица 28 - Исходные данные для расчета токов замыкания на землю
№
зад.
U (возд.)
кВ
U (каб.)
кВ
ℓ (возд.)
км
ℓ (каб.)
км
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
6
10
35
6
10
35
6
10
35
6
10
35
6
10
35
6
10
35
6
10
35
6
10
35
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10
6
10,5
15,0
25,0
10,0
16,0
26,0
10,8
17,0
27,0
14,5
18,0
28,0
11,5
19,0
29,0
12,0
20,0
30,0
12,5
21,0
31,0
13,0
22,0
32,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
10,0
10,5
11,0
11,5
12,0
58
25
26
27
28
29
30
6
10
35
6
10
35
10
6
10
6
10
6
13,5
23,0
33,0
14,0
24,0
34,0
Продолжение таблицы 28
12,5
13,0
13,5
14,0
14,5
15,0
Методические указания: при определении однофазного тока замыкания
на землю воздушной и кабельной линии воспользоваться формулами:
I З  ВЛ  
U 
U 
; I З  КЛ  
.
350
10
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ УЧЕБНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лещинская, Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов. – М. : КолосС, 2008. – 655 с.
2. Нелюбов, В.М. Электроэнергетические системы и сети / В. М. Нелюбов, О.И. Пилипенко. – Оренбург: Изд. ОГУ, 2014. –42 с. ЭБС «Руконт»
http: //rucont.ru/
59
ПРИЛОЖЕНИЕ А
СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ
Таблица А1 - Коэффициенты одновременности в сетях напряжением 0,38 кВ
Коэффициенты одновременности для
жилых домов
Число
потребителей
с нагрузкой на вводе
до 2 кВт на 1 дом
с нагрузкой на вводе
свыше 2 кВт на 1
дом
с электроплитами и
водонагревателями
2
0,76
0,75
0,73
0,85
3
0,66
0,64
0,62
0,80
5
0,55
0,53
0,50
0,75
10
0,44
0,42
0,38
0,65
20
0,37
0,34
0,29
0,55
50
0,30
0,27
0,22
0,47
100
0,26
0,24
0,17
0,40
200
0,24
0,20
0,15
0,35
500 и более
0,22
0,18
0,12
0,30
60
производственных потребителей
Таблица А2 - Суммирование нагрузок в сетях напряжением 0,38 кВ
РМ
РДОБ
РМ
РДОБ
РМ
РДОБ
РМ
РДОБ
0,2
+0,2
12
+7,3
50
+34,0
170
+123
0,4
+0,3
14
+8,5
55
+37,5
180
+130
0,6
+0,4
16
+9,8
60
+41,0
190
+140
0,8
+0,5
18
+11,2
65
+44,5
200
+150
1,0
+0,6
20
+12,5
70
+48,0
210
+158
2,0
+1,2
22
+13,8
80
+55,0
220
+166
3,0
+1,8
24
+15,0
90
+62,0
230
+174
4,0
+2,4
26
+16,4
100
+69,0
240
+182
5,0
+3,0
28
+17,7
110
+76
250
+190
6,0
+3,6
30
+19,0
120
+84
260
+198
7,0
+4,2
32
+20,4
130
+92
270
+206
8,0
+4,8
35
+22,8
140
+100
280
+214
9,0
+5,4
40
+26,5
150
+108
290
+222
10
+6,0
45
+30,2
160
+116
300
+230
61
Ответы к задачам
№
вар.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1
234,6; 136,0; 100,0
315,3; 156,7; 32,5
329,1; 249,7; 225,0
28,0; 18,4; 9,6
85,6; 34,0; 13,3
61,3; 47,7;12,2
245,4; 170,0; 100,0
64,6; 49,8; 10,0
268,8; 191,3; 100,0
3,0; 2,6; 2,0
168,3; 124,7; 60,0
326,2; 233,8; 150,0
14,7; 10,9; 5,1
38,4; 30,7; 18,1
17,6; 14,9; 6,6
102,5; 83,8; 38,1
24,6; 15,8; 11,1
12,3; 7,2; 2,0
12,8; 11,3; 7,7
268,8; 191,3; 125,0
63,8; 31,1; 24,4
27,3; 22,5; 12,0
318,4; 298,1; 136,4
323,0; 255,0; 150,0
14,5; 12,0; 7,7
25,8; 21,1; 14,4
102,5; 83,8; 59,5
17,6; 14,9; 11,0
13,1; 10,2; 7,7
86,1; 74,7; 13,3
2
3
4
136,6
485,7
156,0
3371
148,6
790,7
102,1
72,0
29,7
123,8
66,6
40,3
298,8
35,5
37,1
118,0
23,3
178,9
70,8
109,6
36,3
66,4
32,1
24,7
31,3
90,3
62,9
20,4
54,3
21,6
0,334
0,341
8,184
0,411
0,421
6,600
0,420
0,415
2,713
0,374
0,422
1,965
0,427
0,402
1,482
0,320
0,360
0,865
0,400
0,410
2,286
0,397
0,394
1,677
0,401
0,401
1,193
0,354
0,377
0,805
91,4; 46,9; 33,0
119,7; 94,6; 70,0
295,2; 181,9; 119,3
119,5; 49,7; 24,8
238,9; 145,0; 69,8
392,9; 238,6; 112,3
149,7; 119,1; 68,7
233,3; 148,4; 90,1
238,6; 145,8; 119,3
146,7; 92,9; 46,6
149,3; 120,0; 93,7
393,6; 237,4; 146,8
69,4; 50,0; 34,9
181,5; 119,8; 92,6
294,0; 176,4; 117,6
94,5; 69,1; 49,3
179,8; 116,6; 68,0
388,8; 236,0; 138,9
69,9; 48,7; 23,9
239,6; 148,3; 119,8
393,6; 236,2; 114,8
148,8; 93,8; 48,5
179,6; 117,9; 67,4
385,9; 231,6; 138,9
119,2; 93,7;69,8
238,8; 183,3; 116,6
379,1; 233,3; 175,0
120,0; 94,9; 69,4
234,6; 148,2; 92,6
291,6; 166,6; 111,1
№ задачи
5
6
65,1; 70
92,2; 95
225,7; 240
64,6; 70
182,9; 185
287,3; 300
117,4; 120
180,6; 185
184,0; 185
89,9; 95
118,5; 120
290,6; 300
49,5; 50
144,7; 150
231,4; 240
68,2; 70
115,2; 120
290,1; 300
48,2; 50
179,7; 185
238,5; 240
92,7; 95
118,5; 120
239,2; 240
93,7; 95
183,1; 185
235,6; 240
92,1; 95
181,5; 185
182,2; 185
62
3126
3976
5026
3576
4726
4451
3651
4476
5501
4101
4226
4926
4176
4976
5976
3126
3976
5026
3576
4726
4451
3651
4476
5501
4101
4226
4926
4176
4976
5976
7
8
9
10
11
2399,3
2372,4
2363,5
2359,0
2356,3
2321,2
2067,5
2102,2
2129,3
2152,4
3599,3
2972,4
2163,5
2209,0
2236,3
2221,2
2238,9
2252,2
2062,6
2091,8
2999,3
2672,4
2563,5
2509,0
2116,3
2121,2
2153,2
2177,2
2195,9
2213,0
54,7
77,0
94,1
108,5
121,3
131,9
134,4
144,9
154,7
163,1
67,0
86,2
90,0
105,0
118,2
129,0
139,9
150,0
152,3
160,8
61,2
81,7
98,0
111,9
114,9
126,1
137,2
147,5
157,1
165,4
2089,2
3092,3
3843,9
6365,9
8972,6
13449,7
20099,5
29572,1
129302,0
212443,0
53486,0
60344,9
110416,8
139757,3
219156,7
336645,0
468002,0
778728,0
891247,0
1297694,4
1798544,2
119143,2
236749,9
403360,0
456508,1
803064,0
1025068,1
1549111,1
2006615,2
3263040,0
83,3; 60,1; 100
82,0; 70,5; 100
80,4; 79,8; 80
46,5; 51,0; 60
48,0; 58,2; 60
54,4; 36,7; 60
67,9; 54,3; 80
84,5; 77,8; 100
86,6; 107,0; 125
109,4; 149,7; 160
104,8; 76,0; 125
100,5; 87,3; 100
96,5; 97,2; 100
92,8; 106,0; 125
161,5; 205,8; 225
100,5; 77,8; 100
57,2; 57,4; 60
45,6; 61,9; 80
99,0; 157,7; 160
128,8; 236,9; 260
134,1; 120,4; 160
20,8; 21,5; 25
50,8; 63,0; 80
54,7; 73,5; 80
59,3; 89,1; 100
62,4; 51,8; 80
115,9; 118,1; 125
111,7; 131,9; 160
109,6; 148,7; 160
112,6; 180,7; 200
457,3; 1,31
4038,3; 3,67
6338,7; 2,88
1231,0; 3,52
4238,3; 3,85
8461,7; 3,85
843,6; 2,41
4418,7; 4,02
6995,2; 3,18
1020,3; 2,92
4523,3; 4,11
9327,2; 4,24
636,0; 1,82
3955,6; 3,60
7802,1; 3,55
1318,3; 3,77
2977,9; 2,71
7574,7; 3,44
537,4; 1,54
3792,0; 3,45
7056,2; 3,21
1452,6; 4,15
3945,0; 3,59
5916,2; 2,69
949,3; 2,71
4679,9; 4,25
6675,7; 3,03
664,1; 1,90
4253,1; 3,87
5889,3; 2,68
№
вар.
12
13
14
15
№ задачи
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
6199,4; 5,64
10881,3; 4,95
1652,4; 4,72
4148,5; 3,77
12537,4; 5,70
2065,7; 5,90
4209,3; 3,83
10362,3; 4,71
2641,2; 7,55
4253,2; 3,87
16430,0; 7,47
2886,5; 8,25
3849,3; 3,50
12009,5; 5,46
1681,1; 4,80
3408,4; 3,10
9400,6; 4,27
2288,7; 6,54
4002,8; 3,64
9799,6; 4,45
1590,5; 4,54
4014,0; 3,65
9169,4; 4,17
1834,0; 5,24
4052,3; 3,68
11543,1; 5,25
1749,7; 5,00
5586,6; 5,08
7224,0; 3,28
1276,5; 3,65
119,2; 120
273,8; 300
208,8; 240
69,9; 70
290,2; 300
386,9; 400
89,3; 95
181,8; 185
183,0; 185
232,2; 240
221,0; 240
382,4; 400
118,1; 120
233,8; 240
233,8; 240
94,6; 95
145,8; 150
278,1; 300
90,4; 95
112,1; 120
179,8; 185
67,4; 70
148,3; 150
142,9; 150
46,8; 50
118,7; 120
219,0; 240
68,8; 70
283,4; 300
282,8; 300
60,6; 70
116,8; 120
288,7; 300
94,5; 95
233,8; 240
291,0; 300
116,0; 120
235,5; 240
381,6; 400
69,4; 70
146,2; 150
398,7; 400
117,9; 120
146,6; 150
297,6; 300
89,5; 95
231,9; 240
396,7; 400
118,3; 120
181,5; 185
299,4; 300
68,6; 70
236,0; 240
388,4; 400
91,7; 95
181,1; 185
282,4; 300
117,2; 120
222,1; 240
379,8; 400
140,5; 123,2; 77,9
326,5; 286,4; 181,1
255,1; 214,5; 149,1
83,3; 70,5; 48,5
348,9; 296,1; 197,4
447,3; 380,2; 279,0
107,5; 88,1; 56,5
215,1; 182,6; 122,1
219,7; 175,2; 120,9
274,7; 232,2; 158,6
259,7; 222,4; 164,3
474,9; 380,2; 263,4
140,9; 119,1; 81,4
272,8; 233,6; 172,5
283,1; 225,8; 155,8
114,2; 94,2; 62,0
169,7; 145,9; 100,1
317,9; 265,4; 191,7
110,9; 93,9; 64,6
135,8; 103,7; 67,9
223,4; 177,3; 121,6
78,0; 66,5; 44,0
178,9; 146,1; 92,4
168,0; 134,0; 92,5
56,5; 46,4; 28,0
145,4; 112,6; 84,0
255,4; 213,2; 154,0
83,1; 68,9; 44,9
337,3; 285,0;208,2
344,1; 276,2; 191,9
63
140,5; 123,2; 77,9
326,5; 286,4; 181,1
255,1; 214,5; 149,1
83,3; 70,5; 48,5
348,9; 296,1;197,4
447,3; 380,2; 279,0
107,5; 88,1; 56,5
215,1; 182,6; 122,1
219,7; 175,2; 120,9
274,7; 232,2; 158,6
259,7; 222,4; 164,3
474,9; 380,2; 263,4
140,9; 119,1; 81,4
272,8; 233,6; 172,5
283,1; 225,8; 155,8
114,2; 94,2; 62,0
169,7; 145,9; 100,1
317,9; 265,4; 191,7
110,9; 93,9; 64,6
135,8; 103,7; 67,9
223,4; 177,3; 121,6
78,0; 66,5; 44,0
178,9; 146,1;92,4
168,0; 134,0; 92,5
56,5; 46,4; 28,0
145,4; 112,6; 84,0
255,4; 213,2; 154,0
83,1; 68,9; 44,9
337,3; 285,0; 208,2
344,1; 276,2; 191,9
17
18
19
20
21
4,47; 2,79; 1,11
3,01; 7,84; 4,62
1,35; 5,56; 9,78
3,80; 10,87; 1,44
12,36; 2,01; 4,60
4,40; 6,42; 0,06
5,04; 3,28; 8,56
10,71; 7,58; 3,12
8,58; 11,16; 2,46
14,87; 9,51; 4,16
3,17; 1,81; 8,93
9,39; 5,58; 1,77
3,02; 6,78; 12,44
14,64; 0,51; 6,95
7,64; 10,07; 16,82
2,47; 3,22; 0,93
3,01; 5,07; 6,42
6,54; 4,06; 9,02
12,27; 6,94; 1,61
3,11; 12,93; 8,82
5,04; 1,56; 3,30
2,50; 6,15; 8,35
3,54; 15,00; 8,74
13,61; 9,42; 5,24
6,55; 7,85; 13,74
3,67; 9,46; 5,60
11,88; 7,19; 2,50
8,29; 2,83; 13,75
3,15; 8,89; 16,10
16,12; 3,98; 8,35
5,0
7,4
9,8
4,7
7,1
4,5
4,4
6,8
4,2
9,1
6,0
8,6
6,2
3,8
8,9
4,0
6,6
4,2
9,3
6,9
3,5
5,3
4,6
6,4
8,2
5,0
2,2
4,4
6,6
1,3
8,5
8,9
11,8
7,2
10,1
8,0
8,4
11,3
9,2
7,1
7,0
10,1
8,2
6,3
4,4
7,5
5,6
8,7
4,3
4,9
4,5
6,8
6,6
8,9
11,2
3,5
6,2
8,9
11,6
6,8
+2,5; -8,5
+2,5; -7,8
+5; -9,6
+5; -8,9
+5; -8,2
+5; -8,5
+5; -7,8
+7,5; -9,6
+7,5; -8,9
+7,5; -8,2
+2,5; -8,5
+2,5; -7,8
+5; -9,6
+5; -8,9
+5; -8,2
+5; -8,5
+5; -7,8
+7,5; -9,6
+7,5; -8,9
+7,5; -8,2
+2,5; -8,5
+2,5; -7,8
+5; -9,6
+5; -8,9
+5; -8,2
+5; -8,5
+5; -7,8
+7,5; -9,6
+7,5; -8,9
+7,5; -8,2
+5; -5
+5; -4,7
+5; -4,4
+5; -4,1
+7,5; -6,3
+7,5; -5
+7,5; -4,7
+7,5; -4,4
+7,5; -4,1
+10; -6,3
+5; -5
+5; -4,7
+5; -4,4
+7,5; -6,6
+7,5;-6,3
+7,5; -5
+7,5; -4,7
+7,5; -4,4
+10; -6,6
+10; -6,3
+5; -5
+5; -4,7
+7,5; -6,9
+7,5; -6,6
+7,5; -6,3
+7,5; -5
+7,5; -4,7
+10; -6,9
+10; -6,6
+10; -6,3
вар.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
№ задачи
24
22
23
+5; -7,7; +5; -3,7
+5; -7,8; +5; -3,9
+5; -7,9; +5; -4,1
+5; -8,0; +5; -4,3
+5; -8,1; +7,5; -7,0
+7,5; -7,7; +7,5; -3,7
+7,5; -7,8; +7,5; -3,9
+7,5; -7,9; +7,5; -4,1
+7,5; -8,0; +7,5; -4,3
+7,5; -8,1; +10; -7,0
+5; -7,7; +5; -3,7
+5; -7,8; +5; -3,9
+5; -7,9; +5; -4,1
+5; -8,0; +7,5; -6,8
+5; -8,1; +7,5; -7,0
+7,5; -7,7; +7,5; -3,7
+7,5; -7,8; +7,5; -3,9
+7,5; -7,9; +7,5; -4,1
+7,5; -8,0; +10; -6,8
+7,5; -8,1; +10; -7,0
+5; -7,7; +5; -3,7
+5; -7,8; +7,5; -6,4
+5; -7,9; +7,5; -6,6
+5; -8,0; +7,5; -6,8
+5; -8,1; +7,5; -7,0
+7,5; -7,7; +7,5; -3,7
+7,5; -7,8; +10; -6,4
+7,5; -7,9; +10; -6,6
+7,5; -8,0; +10; -6,8
+7,5; -8,1; +10; -7,0
0,25; 4,21; 3,13
0,49; 7,79; 3,06
0,92; 13,98; 6,45
1,61; 23,68; 8,33
1,81; 21,10; 4,38
2,56; 19,00; 2,58
3,06; 14,41; 1,94
0,24; 4,39; 1,34
0,44; 7,95; 2,57
0,76; 13,49; 4,33
1,17; 10,68; 1,30
1,28; 14,03; 1,15
1,61; 19,24; 2,36
1,78; 23,75; 3,53
0,22; 3,88; 0,90
0,40; 6,70; 0,86
0,65; 10,68; 1,80
0,91; 15,16; 2,57
0,99; 14,06; 1,59
1,17; 13,10; 0,81
1,26; 10,80; 0,74
0,21; 4,02; 0,63
0,37; 6,77; 1,27
0,56; 10,22; 2,00
0,75; 11,61; 1,20
0,80; 10,47; 0,63
0,92; 9,31; 0,58
0,97; 11,53; 1,30
0,20; 4,05; 1,69
0,34; 6,60; 1,14
136,6
170,0
232,0
338,9
339,7
556,1
802,6
1132,3
1396,0
1547,2
134,6
166,9
227,8
329,9
333,0
538,4
773,8
1075,8
1323,8
1459,0
132,7
164,0
223,7
321,4
326,6
521,8
747,1
1024,8
1258,6
1380,2
25
26
27
28
24,4
30,8
28,7
33,2
25,7
27,7
27,2
30,8
35,1
40,6
24,0
30,2
30,2
34,9
27,9
29,4
25,5
28,4
40,2
46,0
24,8
31,2
28,9
33,2
30,7
31,7
28,1
31,4
35,2
40,3
0,043
0,039
0,037
0,034
0,032
0,029
0,028
0,027
0,022
0,021
0,185
0,143
0,120
0,099
0,084
0,014
0,014
0,015
0,013
0,013
0,103
0,084
0,074
0,063
0,055
0,048
0,045
0,042
0,033
0,030
0,92
1,07
1,22
1,38
1,53
1,68
1,84
1,99
2,14
2,30
2,45
2,60
2,76
2,91
3,06
3,21
3,37
3,52
3,67
3,83
3,98
4,13
4,29
4,44
4,59
4,75
4,90
5,05
5,21
5,36
0,18; 0,5
0,43; 0,6
2,50; 1,5
0,17; 1,2
0,46; 2,5
2,60; 1,8
0,19; 3,5
0,49; 2,4
2,70; 4,5
0,25; 3,0
0,51; 5,5
2,80; 3,6
0,20; 6,5
0,54; 4,2
2,90; 7,5
0,21; 4,8
0,57; 8,5
3,00; 5,4
0,21; 9,5
0,60; 6,0
3,10; 10,5
0,22; 6,6
0,63; 11,5
3,20; 7,2
0,23; 12,5
0,66; 7,8
3,30; 13,5
0,24; 8,4
0,69; 14,5
3,40; 9,0
64
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Учебно-методическое пособие к практическим занятиям
и самостоятельной работе по дисциплине
«Электроснабжение» для студентов бакалавриата,
обучающихся по направлению «Агроинженерия»
Составители:
Кочетков Николай Петрович
Широбокова Татьяна Александровна
Цыркина Татьяна Владимировна
Техн. редактор Е.Ф. Николаева
Комп. набор Н.П. Кочетков
Подписано в печать ________ 2014 г.
Формат 60х841/16.
Усл. печ. л. _____. Уч.-изд. л. ____.
Тираж 50 экз. Заказ № ____
ФГБОУ ВО Ижевская ГСХА
426069, г. Ижевск, ул. Студенческая, 11
Скачать