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: P23 . cos P P12 k0 P2 P23 ; S12 12 . cos P P01 k0 P1 P12 ; S0 1 01 . cos P23 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): P23 P3 ; S 23 P23 . cos сравниваются Р2 и Р23 ; P12 P12 PБ1 PДОБ .М 1 ; S . 12 если Р Р , то Р Р , Р Р cos 23 2 23 Б1 2 М1 сравниваются Р1 и Р12 ; P01 P01 PБ 2 PДОБ .М 2 ; S . 01 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 23 I 3 ; I12 k0 I 2 I 23 ; I01 k0 I1 I12 . 3. Определить расчетное экономическое сечение проводов на каждом участке линии по формуле: F23 I 23 I I ; F12 12 ; F01 01 . jэк jэк jэк 4. Полученное сечение проводов округлить до ближайшего стандартного: Fст3 F23 ; Fст2 F12 ; 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 I021 0 1 I122 12 I 223 23 . 0 1 12 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