Определение стрелы провеса проводов

ВВЕДЕНИЕ

 

Методические указания составлены в соответствии с Федеральным Государственным Образовательным Стандартом. К числу основных требований к уровню подготовки инженера обучающихся по направлению «Теплоэнергетика», относятся владение основными методами расчета нагрузок потребителей и методами расчета электрических сетей в нормальных и аварийных режимах.

   Учебным планом подготовки студентов направления 140100 "Теплоэнергетика и теплотехника" предусматривается самостоятельная работа.

Целью предлагаемого методического пособия является оказание помощи студентам в их самостоятельной работе при изучении дисциплины «Электроснабжение предприятий». К каждой теме практических занятий для закрепления теоретического материала даны необходимые пояснения и рекомендации по изучению основных теоретических положений.

Пособие может быть использовано при проведении групповых практических занятий по дисциплине «Электроснабжение предприятий» со студентами очного и заочного обучения.

Варианты задач к изучаемым темам могут быть использованы в качестве контрольных задач для студентов заочного обучения и при проведении текущего контроля успеваемости студентов очного обучения.

Процесс изучения общенаучных, общепрофессиональных дисциплин и дисциплин специальности направлен на формирование следующих компетенций:

- готовностью к самостоятельной, индивидуальной работе, принятию решений в рамках своей профессиональной компетенции (ОК-7);

- Способность формировать законченное представление о принятых решениях и полученных результатов в виде отчета с его публикацией (публичной защите) (ПК-7);

- способностью проводить расчеты по типовым методикам и проектировать отдельные детали и узлы с использованием стандартных средств автоматизации проектирования в соответствии с техническим заданием (ПК-9);

   Успешному усвоению материала рассматриваемых тем по дисциплине «Электроснабжение предприятий» способствуют конспектирование лекций, самостоятельная работа с учебной литературой и решение приведенных ниже задач.

Порядок изучения дисциплины: прослушивание лекций и самостоятельная работа над учебником, выполнение заданий на практических занятиях, выполнение лабораторных работ, сдача экзамена.

Варианты заданий студенты выбирают исходя из порядкового номера по списку.

 

1.МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

 

1.1 Расчет удельной нагрузки от гололеда на провод

воздушной линии электропередачи

 

Задача1

 

   Определить удельную нагрузку от гололеда на провод воздушной линии. Исходные данные приведены в таблице 1.1. Ответ округлить до тысячных долей МПа/м.

 

Таблица 1.1 – Исходные данные вариантов

№ зад.	Марка провода	Толщина слоя гололеда, мм
1	А16	3,0
2	А25	3,5
3	А35	4,0
4	А50	4,5
5	А70	5,0
6	А95	5,5
7	А120	6,0
8	А150	6,5
9	А240	7,0
10	А300	7,5
11	А16	8,0
12	А25	8,5
13	А35	9,0
14	А50	9,5
15	А70	10,0
16	А95	3,0
17	А120	3,5
18	А150	4,0
19	А240	4,5
20	А300	5,0
21	А16	5,5
24	А50	7,0
25	А70	7,5
Окончание таблицы 1.1
№ зад.	Марка провода	Толщина слоя гололеда, мм
26	А95	8,0
27	А120	8,5
28	А150	9,0
29	А240	9,5
30	А300	10,0

 

 

Определение стрелы провеса проводов

Задача 5

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 3.1

 

 

 

Таблица 3.1 – Исходные данные

№ зад.	Uном	Нагрузки, кВт			cos φ	jэк
		P1	P2	P3
	кВ					А/мм2
1	35	2800	880	2080	0,8	1,3
2	110	4600	4500	12800	0,8	1,2
3	220	38000	21000	40000	0,8	1,1
4	35	4500	1600	1600	0,85	1,25
Окончание таблицы 3.1
№ зад.	Uном	Нагрузки, кВт			cos φ	jэк
		P1	P2	P3
	кВ					А/мм2
5	110	17500	14000	13000	0,85	1,15
6	220	55000	45000	40000	0,85	1,1
7	35	2000	3300	4500	0,9	1,2
8	110	16000	11000	17000	0,9	1,1
9	220	35000	10000	45000	0,9	1,1
10	35	3000	2580	2600	0,8	1,15
11	110	4700	4200	15000	0,8	1,05
12	220	50000	29000	47000	0,8	1,05
13	35	1100	855	1980	0,85	1,1
14	110	10000	4400	15000	0,85	1
15	220	40000	20000	40000	0,85	1,05
16	35	1800	1400	3500	0,9	1,3
17	110	13000	10000	14000	0,9	1,2
18	220	55000	35000	50000	0,9	1,05
19	35	1290	1500	1450	0,8	1,25
20	110	16000	5000	21000	0,8	1,15
21	220	48000	37000	35000	0,8	1
22	35	3400	2800	3000	0,85	1,2
23	110	11000	9000	12000	0,85	1,1
24	220	50000	30000	45000	0,85	1
25	35	1600	1500	4380	0,9	1,15
26	110	10000	12000	21000	0,9	1,05
27	220	50000	20000	60000	0,9	1
28	35	1340	1360	3700	0,8	1,1
29	110	14000	9000	15000	0,85	1
30	220	45000	20000	40000	0,9	1,05

 

Задача 6

   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 3.2.

Таблица 3.2 – Исходные данные

№ зад	Uном,   кВ	Нагрузки, кВт			Cos φ	jэк,     А/мм2	Длины, км
		Р1	Р2	Р3			L 0-1	L 1-2	L 2-3
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
Окончание таблицы 3.2
№ зад	Uном,   кВ	Нагрузки, кВт			Cos φ	jэк,     А/мм2	Длины, км
		Р1	Р2	Р3			L 0-1	L 1-2	L 2-3
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

 

 

В трансформаторе

 

   Потери энергии (Δ W _Т, кВт-ч) в трансформаторе определяются [1,2]:

 

              (3.8)

 

где ΔР_К, ΔР_Х – потери короткого замыкания (потери в меди) и потери холостого хода (потери в стали) трансформатора, кВт; определяются из паспортных данных трансформатора по приложению 19 [1,2];

   S_max, S _ном – 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 7

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 3.3.

 

 

Таблица 3.3– Исходные данные

№ зад.	Тип трансформатора	DРх, кВт	DРк, кВт	Smax, кВА	t, час
1	ТМ-25/10	0,13	0,6	30	1100
2	ТМ-40/10	0,175	0,88	45	1400
3	ТМ-63/10	0,24	1,28	60	1500
4	ТМ-100/10	0,33	1,97	105	1600
5	ТМ-160/10	0,51	2,65	160	1700
6	ТМ-250/10	0,74	4,2	240	1800
7	ТМ-400/10	0,95	5,9	410	1900
8	ТМ-630/10	1,31	8,5	650	2000
9	ТМ-4000/10	5,2	33,5	4000	2500
10	ТМ-6300/10	7,4	46,5	6000	3500
11	ТМН-1000/35	2,1	11,6	1100	2500
12	ТМН-1600/35	2,75	16,5	1500	2500
13	ТМН-2500/35	3,9	23,5	2600	3000
14	ТМН-4000/35	5,6	33,5	3800	3000
15	ТМН-6300/35	7,6	46,5	6100	3500
16	ТДНС-10000/35	12	60	10500	3500
17	ТДНС-16000/35	17	85	15500	4000
18	ТДНС-25000/35	25	115	26000	4500
19	ТДНС-32000/35	29	145	30000	5000
20	ТДНС-40000/35	36	170	41000	5500
21	ТДНС-63000/35	50	250	60000	6000
22	ТМН-2500/110	5,5	22	2400	3500
23	ТМН-6300/110	10	44	6200	3500
24	ТДН-10000/110	14	58	11000	4000
25	ТДН-16000/110	18	85	15000	4000
26	ТДН-25000/110	25	120	26000	4500
27	ТДН-40000/110	34	170	39000	4500
28	ТДН-63000/110	50	245	60000	5000
29	ТДН-80000/110	58	310	75000	5500
30	ТДЦ-125000/110	120	400	120000	6000

Расчет и выбор аппаратов защиты и линии электроснабжения

       

ВСТАВИТЬ

3.3 Выбор плавких вставок предохранителей

 

 

   При выполнении задания рекомендуется следующая последовательность расчетов:

   1.Определить рабочий и пусковой токи каждого из электродвигателей по формулам:

;

                    (3.9)

,

где К_з, К_п, η – коэффициент загрузки, кратность пускового тока и КПД электродвигателя, о.е.

   2.Из четырех значений пускового тока двигателей выбрать наибольший пусковой ток -   I _{п.макс .}

   3.Рассчитать максимальный ток группы двигателей по формуле [1,2]:

                         (3.10)

где т – коэффициент одновременности для электродвигательной нагрузки, о.е.

   4.Определить ток плавкой вставки предохранителя по двум условиям:

;                          (3.11)

.                              (3.12)

   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:

 

 

 

Задача 8

 

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 К_п, коэффициент загрузки К_з=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.

       

Таблица 3.4 - Исходные данные вариантов заданий

№ зад.	Параметры двигателей
	Р1, кВт	Р2, кВт	Р3, кВт	Р4, кВт	Кп, о.е.	cos φ, о.е.	КПД, о.е.
1	5	7	9	11	3	0,7	0,75
2	6	8	10	12	4	0,75	0,8
3	7	9	11	13	5	0,8	0,85
4	8	7	6	5	6	0,85	0,9
5	9	8	7	6	7	0,9	0,95
6	10	9	8	7	3	0,9	0,95
7	11	10	9	8	4	0,85	0,9
8	12	11	10	9	5	0,8	0,85
9	5	8	11	14	6	0,75	0,8
10	6	9	12	15	7	0,7	0,75
11	7	10	13	16	3	0,75	0,8
12	8	11	14	17	4	0,8	0,85
13	9	12	15	18	5	0,85	0,9
14	10	13	16	19	6	0,9	0,95
15	11	14	17	20	7	0,7	0,75
16	5	10	15	20	3	0,8	0,85
17	10	6	2	14	4	0,85	0,9
18	15	7,5	4	2	5	0,9	0,95
19	20	10	5	3	6	0,7	0,75
20	30	15	7,5	4	7	0,75	0,8
21	40	20	10	5	3	0,85	0,9
22	2	6	4	1	4	0,9	0,95
23	3	9	6	1,5	5	0,7	0,75
24	4	2	8	10	6	0,75	0,8
25	5	2,5	10	12	7	0,8	0,85
26	6	18	12	3	3	0,9	0,95
27	7	20	14	3,5	4	0,7	0,75
28	8	4	16	21	5	0,75	0,8
29	9	4,5	18	23	6	0,8	0,85
30	10	28	20	5	7	0,85	0,9

 

3.4 Определение потери напряжения в проводах

воздушной линии электропередачи

 

   При выполнении заданий рекомендуется следующая последовательность расчетов:

   1.По приложению 1 [1,2] определить удельное активное сопротивление r₀ для каждой марки провода.

   2.Рассчитать активные и индуктивные сопротивления проводов на участках линии:

 

              (3.13)

 

   3.Определить величину нагрузки (в виде тока или мощности) на каждом из участков линии:

 

   (3.14)

 

(3.15)

 

   4.Рассчитать потерю напряжения в проводах линии в вольтах по формулам [1,2]:

 

. (3.16)

 

(3.17)

   5.Рассчитанную потерю напряжения в вольтах представить в процентах:

       (3.18)

 

где Δ U – потеря напряжения, В; U _ном – номинальное напряжение, кВ.

 

Задача 9

 

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 приложения 1 [1,2]. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.5.

 

 

 

Рисунок к задаче 9

 

 

Задача 10

 

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 приложению 1 [1,2]. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.6.

 

 

 

Рисунок к задаче 10

Таблица 3.5 – Исходные данные вариантов

№ зад.	Uном, кВ	Значения нагрузок в узлах линии						Участок 0-1		Участок 1-2		Участок 2-3
		P1, кВт	Q1, квар	P2, кВт	Q2, квар	P3, кВт	Q3, квар	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, Км
1	35	300	200	100	75	200	150	АС 95/15	20	АС 50/8	25	АС 35/6,2	10
2	110	900	700	1000	750	2500	2000	АС 120/27	50	АС 95/15	70	АС 70/11	90
3	220	5500	4000	3000	2400	6000	4500	АС 300/66	120	АС 185/43	120	АС 120/27	60
4	35	900	500	300	200	200	300	АС 120/27	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	45
5	110	3500	2000	2500	1800	2600	1600	АС 240/56	80	АС 150/34	60	АС 70/11	40
6	220	8500	5000	6500	4200	6500	4000	АС 400/22	140	АС 240/56	120	АС 120/27	100
7	35	200	100	350	150	450	200	АС 150/34	30	АС 120/27	30	АС 70/11	30
8	110	3200	1500	2200	1000	3400	1700	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
9	220	5500	2500	1600	800	7000	3300	АС 240/56	170	АС 150/34	140	АС 120/27	110
10	35	300	250	250	200	260	200	АС 150/34	25	АС 95/15	35	АС 50/8	60
11	110	900	750	800	600	3000	2300	АС 150/34	60	АС 120/27	80	АС 95/15	100
12	220	8000	5500	4400	3300	7000	5200	АС 400/22	150	АС 240/56	130	АС 150/34	110
13	35	220	70	100	75	200	120	АС 70/11	20	АС 50/8	30	АС 35/6,2	40
14	110	2000	1500	900	500	3000	1800	АС 185/43	90	АС 120/27	70	АС 95/15	50
15	220	6000	4000	3000	1900	6100	3900	АС 300/66	180	АС 185/43	140	АС 120/27	70
16	35	300	150	250	100	600	300	АС 95/15	20	АС 70/11	30	АС 50/8	40
17	110	2100	1200	1500	900	2500	1300	АС 185/43	40	АС 120/27	50	АС 70/11	90
18	220	8500	4200	5500	2700	7500	3600	АС 400/22	150	АС 240/56	125	АС 150/34	100
19	35	130	100	150	100	150	100	АС 70/11	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	30
20	110	3200	2400	1000	750	4200	3000	АС 240/56	50	АС 150/34	70	АС 120/27	30
21	220	7500	5500	5500	4000	5000	4000	АС 400/22	90	АС 240/56	85	АС 120/27	200
22	35	500	350	450	300	500	250	АС 150/34	25	АС 95/15	25	АС 50/8	55
23	110	2000	1000	1500	1100	2400	1500	АС 185/43	45	АС 120/27	95	АС 70/11	85
24	220	8000	4500	4500	2800	7000	4000	АС 400/22	70	АС 240/56	100	АС 150/34	160
25	35	160	80	150	75	450	250	АС 120/27	25	АС 95/15	45	АС 70/11	35
26	110	3000	1500	2700	1200	4500	2500	АС 240/56	55	АС 185/43	75	АС 120/27	65
27	220	7500	4000	3000	1500	9000	4500	АС 400/22	50	АС 240/56	170	АС 185/43	170
28	35	150	100	150	120	350	300	АС 120/27	20	АС 95/15	20	АС 70/11	35
29	110	2800	1600	1800	1000	3000	1800	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
30	220	7000	3500	3000	1500	6000	3000	АС 300/66	80	АС 185/43	150	АС 120/27	160

Таблица 3.6 – Исходные данные вариантов

№ зад.	Uном, кВ	Значения нагрузок в узлах линии						Участок 0-1		Участок 1-2		Участок 2-3
		IA1, A	IP1, A	IA2, A	IP2, A	IA3, A	IP3, A	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, Км
1	110	7,5	6	7	5,5	21	16	АС 120/27	50	АС 95/15	70	АС 70/11	90
2	220	30	20	15	10	25	20	АС 300/66	120	АС 185/43	120	АС 120/27	60
3	35	15	10	9	7	10	8	АС  95/15	20	АС 50/8	25	АС 35/6,2	10
4	110	17,5	11	14	9	13	8	АС 240/56	80	АС 150/34	60	АС 70/11	40
5	220	33	20	27	17	24	15	АС 400/22	140	АС 240/56	120	АС 120/27	100
6	35	20	14	8	5	8	4,5	АС 120/27	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	45
7	110	16	7,5	11	5	17	8,5	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
8	220	21	10	6	3	27	13	АС 240/56	170	АС 150/34	140	АС 120/27	110
9	35	10	4,8	16	8	22	12	АС 150/34	30	АС 120/27	30	АС 70/11	30
10	110	5	3,5	4,5	3	15	11	АС 150/34	60	АС 120/27	80	АС 95/15	100
11	220	35	26	20	15	33	24	АС 400/22	150	АС 240/56	130	АС 150/34	110
12	35	15	11	12	9	13	8,5	АС 150/34	25	АС 95/15	35	АС 50/8	60
13	110	10	6	4,5	3,5	14	10	АС 185/43	90	АС 120/27	70	АС 95/15	50
14	220	26	16	13	8	25	15	АС 300/66	180	АС 185/43	140	АС 120/27	70
15	35	6	3,5	4,3	2,5	9	6	АС 70/11	20	АС 50/8	30	АС 35/6,2	40
16	110	13	7	10	5	16	7	АС 185/43	40	АС 120/27	50	АС 70/11	90
17	220	28	13	18	8,5	25	12	АС 400/22	150	АС 240/56	125	АС 150/34	100
18	35	9	4,4	7	3,4	17	8,5	АС 95/15	20	АС 70/11	30	АС 50/8	40
19	110	17	15	7	5	21	16	АС 240/56	50	АС 150/34	70	АС 120/27	30
20	220	26	20	21	15	19	14	АС 400/22	90	АС 240/56	85	АС 120/27	200
21	35	6,5	4,7	7,5	5,5	7	5	АС 70/11	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	30
22	110	11	7	10	6	12	7,5	АС 185/43	45	АС 120/27	95	АС 70/11	85
23	220	30	19	18	11	27	17	АС 400/22	70	АС 240/56	100	АС 150/34	160
24	35	10	7	9	6	10	6	АС 150/34	25	АС 95/15	25	АС 50/8	55
25	110	12	5	14	6	21	11	АС 240/56	55	АС 185/43	75	АС 120/27	65
26	220	35	17	14	7	42	20	АС 400/22	50	АС 240/56	170	АС 185/43	170
27	35	5,5	2,5	5	2,3	14	7	АС 120/27	25	АС 95/15	45	АС 70/11	35
28	110	19	12	15	9	20	10	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
29	220	23	11	10	4,5	20	9,5	АС 300/66	80	АС 185/43	150	АС 120/27	160
30	35	4,5	3,3	4,5	3,5	12	9	АС 120/27	20	АС 95/15	20	АС 70/11	35

3.5 Расчет сечений проводов по допустимой

потере напряжения

 

   При выполнении задания рекомендуется придерживаться следующего порядка расчетов [6, 7]:

   1 Рассчитать допустимую потерю напряжения в вольтах:

 

         (3.19)

 

   2 Определить величину нагрузки (в виде тока или мощности) на каждом из участков линии (рисунки к задачам 13 и 14):

 

(3.20)

 

(3.21)

 

   3 Определить реактивную составляющую потери напряжения в вольтах при заданном значении удельного индуктивного сопротивления (х₀):

    (3.22)

   (3.23)

 

   4 Определить активную составляющую потери напряжения в вольтах:

                   (3.24)

 

   5 Определить расчетное сечение проводов линии:

 

       (3.25)

      (3.26)

Задача 11

 

   Для приведенной линии определить сечение провода по допустимой потере напряжения (при F=const вдоль линии). Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 3.7. 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 и выбрать стандартное сечение.

 

Рисунок к задаче 11

 

 

Таблица 3.7 – Исходные данные вариантов

 

№ зад.	Uн,        кВ	Нагрузка													Длина  участков				ΔUдоп,%
		Iа1,   А		Iр1,   А			Iа2,   А		Iр2,   А		Iа3,   А		Iр3,   А		ℓ0-1,    км	ℓ1-2,    км		ℓ2-3, км
1	35	15		10			30		20		20		15		7	10		8	3
2	110	30		25			60		50		40		30		15	17		19	3
3	220	60		30			75		50		70		40		20	25		30	3
4	35	15		9			20		17		18		12		9	8		10	3,5
5	110	35		30			50		45		40		33		18	20		22	3,5
6	220	50		45			60		55		70		65		28	25		23	3,5
7	35	25		10			30		20		21		15		9	9		9	4
8	110	33		30