2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

на подстанции

Мощность трансформаторов и цеховых ТП рекомендуется выбирать по средней нагрузке за наиболее загруженную смену с последующей проверкой и корректировкой ее по удельным расходам электроэнергии на единицу продукции, полученным в результате обследований электрических нагрузок предприятий. На промышленных предприятий для бесперебойного питания нагрузок первой и второй категорий рекомендуется устанавливать два трансформатора с коэффициентом загрузки в нормальном режиме 0,6 - 0,7. Число и мощность цеховых трансформаторов следует выбирать на основании технико-экономических расчетов. 1. Определяем расчетную мощность трансформатора на подстанции по формуле:

S_{тр.расч.} = ∑S_р / (n_тр* β_реком ) (12)

S_{тр.расч.} = ∑152,68 / (2* 0.7)= 109,05кВА

2. Предварительно выбирается стандартная мощность трансформатора и рекомендуется в зависимости от расчетной номинальной мощности трансформатора. Sтр.расч. 1,4*Sтр. ном. ≥ 0,75*∑Sр (13) 1,4*100 ≥ 0,75*152,68

140≥114,51 – условие выполняется

3. Выполняем проверку по фактическому коэффициенту загрузки в послеаварийном режиме.

(14)

где:

βфакт – фактический коэффициент загрузки трансформатора.

βфакт= 152,68/(2*100)= 0.76 – условие выполняется

Так как механического цеха относится ко 2 категории электроснабжения приемников, то выбираем значение βфакт= 0,6-0,8.

βфакт условие выполняется (βфакт=0,6-0,8)

Предварительно выбранная мощность трансформатора подходит по данному условию.

Выбранный трансформатор ТМ с Sном=100 кВА по фактическому коэффициенту загрузки подходит, так как не превышает допустимых значений (βфакт=0,6-0,8).

Таблица 4

Тип, марка	Мощность Sном , кВА	Напряжение на сторонах, U, Кв		Потери трансформатора, кВт		Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТМ-100/10	100	10	0,4	0,33	1,97	4,5	2,6

Вывод: Для ТП цеха выбираем трансформаторы с Sном= 100 кВА.

2.3 Выбор компенсирующих устройств

При выборе источников реактивной мощности необходимо учитывать их достоинства и недостатки.

Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств в основной и распределительной сети производятся исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.

В цепях снижения потерь мощности и электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств, главным образом, непосредственно у потребителей на напряжении 0,4-10 кВ.

Тангенс мощности энергосистемы- tgφ_эс=0,4

1. Определение реактивной мощности – Qэс в кВАр, которую, может выдать энергосистема при данной активной расчётной мощности определяется по формуле:

Qэс =Рр * tgφэс (15)

где:

Qэс-реактивной мощности энергосистемы, кВАр

Рр- активная расчётная мощность, кВт

Qэс=105.57*0,4= 42.30 кВАр

2. Определение пропускной мощности - Qпр в кВАр, которую может пропустить трансформаторы при нормальном режиме работы, когда трансформаторы работают раздельно с фактическим коэффициентом загрузки трансформатора по формуле:

Qпр= (16)

где:

Qпр- пропускная мощность, кВАр

Qпр= = 109.35 кВАр

3. Определение пропускной мощности - Q´пр в кВАр, которую может пропустить один трансформатор при работе в послеаварийном режиме работы, когда один из трансформаторов работает и несёт полную нагрузку, а другой выведен в ремонт или с ним произошла авария по формуле:

Q ´пр= √ (1,4* Sном )² - Рр² (17)

Q´пр= = 91.95 кВАр

4. Определение места установки компенсирующих устройств

4.1 Определяется возможность пропуска реактивной мощности через трансформаторы и место установки компенсирующих устройств путём сравнения:

Qпр≤Qр; и Q´пр≤Qр;

109,35≤110.13 и 91.95≤110.13

Условия выполняются, то установка компенсирующих устройств возможна только на низкой стороне.

4.2 Напряжения сторон силового трансформатора UВН /UНН в кВ:10/0,4

После предварительного определения места расположения установки компенсирующих устройств необходимо проверить возможность подключения компенсирующих устройств к данному классу напряжения.

5. Определение потерь реактивной мощности в силовых трансформаторах-

ΔQтр= ((Uкз* βфакт² /100) + (іхх\ 100)) * Sном (18)

где:

ΔQтр- потери реактивной мощности в силовых трансформаторах

Uкз- напряжение КЗ

іхх- ток холостого хода

ΔQтр=(( + *100= 5.1 кВАр

6. Определение необходимой расчетной мощности КУ.

QКУ расч = Qр -Qэс – (nтр*ΔQтр) (19)

QКУ расч =110,13-42.30 - (2*5.1)= 57,63 кВАр

7. Определение реактивной мощности компенсирующих устройств, подключённых к каждой секции шин двухтрансформаторной подстанции:

Q´КУрасч=QКУрасч/2 (20)

где:

Q´КУрасч - расчётная мощность компенсирующих устройств

Q´КУ расч =57,63/2= 28,81 кВАр

8. Выбор компенсирующих устройств по напряжению и мощности по справочной литературе.

Q´КУ уст ≈ Q´КУ расч (21)

30,0≈28,81 кВАр

9. Определяется общая установленная реактивная мощность компенсирующих устройств (22)

Q_КУуст = Q´_КУуст *2

Q_КУуст = 30,0*2= 60 кВАр

10. Определяется погрешность, обусловленная неточностью выбора мощности компенсирующих устройств с расчётной мощностью компенсирующих устройств, которая не должна превышать

ΔQ_КУ ≤ ± 5% (23)

ΔQ_КУ = ((Q_КУрасч - Q_{КУ уст})/ Q_КУрасч)*100

ΔQ_КУ = ((57,63-60))/57,63*100= -4.11 ±5%

11. Определяется полная расчётная мощность объекта, завода или цеха с учётом установки компенсирующих устройств

(24)

S´_р=

S´_р = = 116.86 кВА

12. Проверяется возможность установки трансформатора меньшей стандартной мощности:

12.1. При работе трансформатора в послеаварийном режиме

1.4*S´_{тр. ном}. ≥ 0.75*S´_р (25)

1.4*100≥0.75*116.86

140≥87.64

12.2. При работе в нормальном режиме:

β_факт = S´_р /(n_тр* S´_{тр. ном}) (26)

где:

β_факт -Фактический коэффициент загрузки трансформатора

n_тр -Количество трансформаторов на подстанции

β_факт = 116.86 /(2* 100)=116.82/200= 0.58

Таблица 5

Тип установки	Мощность, кВАр	количество, шт.	Суммарная мощность компенсирующих устройств, кВАр
УКМ58-0,4-30-10У3	30	2	60
Вывод: Произвел выбор компенсирующих устройств.

2.4 Конструктивное выполнение электрических сетей

В сетях и установках напряжением до 1000В возможны ненормальные режимы работы электроустановок, связанные с незначительным или чрезмерным увеличением тока в цепи: перегрузка, короткое замыкание.

Предохранители рекомендуется применять для электроприёмников, имеющие незначительные пусковые токи или малые кратности пускового тока (печи сопротивления, освещение), а также для защиты питающих линий жилых, административных и гражданских зданий.

Автоматические выключатели рекомендуется применять для электроприёмников со значительными пусковыми токами или с большой кратностью пускового тока (кран-балки, лифты, конвейеры и т.д.), а также для защиты питающих линий производственных цехов и зданий.

1. Расчёт номинальных токов электроприёмников

I_{ном ЭП}= Р_ном /( *U_ном*соs φ*η) (27)

I_{ном узла} = S_р /( *U_ном)

где:

Р_ном,S_р – номинальная активная или полная мощность электроприёмника определяется из исходных данных расчета нагрузок, кВт или кВА;

U_ном – номинальное напряжение сети, кВ;

cоsφ – коэффициент мощности электроприёмника, определяется из расчёта электрических нагрузок;

η – коэффициент полезного действия электроприёмника, принимается равным 0,9;

I_{р узл} – расчётный ток узла, определяется из из расчёта электрических нагрузок, А

Производим расчёт номинального для ШР 1

Iном2-3 = = 9,6 А

Iном4-5 = = 92,10 А

Iном7-8 = = 4,5 А

Iном9-10 = = 26,28 А

Iном11-14 = = 31,42 А

Iном15-20 = = 5,71 А

Iном1 = = 31,91 А

I_{ном.узла 1}= = 79,75 А

2. Расчёт пусковых токов электроприёмников

Iпуск ЭП = Кпуск* Iном ЭП (28)

где:

Кпуск - кратность пускового тока электроприёмника

Iном ЭП- номинальный ток электроприёмника, А

Iпуск 2-3=2*9,6= 19,2 А

Iпуск 4-5=5*92,10= 460,5 А

Iпуск 7-8=5*4,5= 22,5 А

Iпуск 9-10=5*26,28= 131,4 А

Iпуск 11-14=5*31,42= 157,1 А

Iпуск 15-20=5*5,71= 28,55 А

Iпуск 1=7,5*31,91= 239,32 А

3. Расчёт пикового тока узла

Iпик узл=Iр узл+ Iпуск макс – Ки* Iном ЭП (29)

где:

I_{р узл} – расчётный ток узла, определяемый из расчёта электрических нагрузок. А

I_{пуск макс} – максимальный пусковой ток электроприёмника в узле, А;

К_и – коэффициент использования электроприёмника, имеющего максимальный пусковой ток в узле;

I_{ном ЭП} – номинальный ток электроприёмника, имеющего максимальный пусковой ток в узле, А;

Iпик узл1=79,75+460,5-0,25*92,10= 517,23 А

4. Производим выбор автоматических выключателей в соответствии с условиями выбора.

По напряжению: Uном ≥Uсети

Для ЭП- 0,4≥0,38

Для ШР1- 0,4≥0,4

5. По номинальному току автоматического выключателя:

Iном АВ ≥Iном ЭП и Iном АВ ≥ Iр узл (30)

где: Iном АВ – номинальный ток автоматического выключателя, А

I_{ном ЭП}- номинальный ток электроприёмника(А), определяемый по формуле аналогично как для предохранителей.

Iр узл– расчетный ток узла определяемый из расчёта электрических нагрузок, А;

ЭП1 100≥31,91

ЭП2-3 25≥9,6

ЭП4-5 160≥92,10

ЭП7-8 25≥4,5

ЭП9-10 100≥26,28

ЭП11-14 100≥31,42

ЭП15-20 25≥5,71

ШР1 100≥79,75

Таблица 6

№ ЭП на плане	Рном (кВт)	Uном кВ	cos Φ	η	√3	Iном ( А)	Кпуск	Iпуск, (А)	Кт	Кт * Iном	Кэ	Кэ * Iпуск	Автоматический выключатель
													Тип, марка	Iном ( А)	Iуст	Iуэ
ШР-1	-	-	-	-	1,73	79,75	-	517,23	1,1	87,72	1,25	646,53	ВА 52-35	250	160	1920
2-3	2,8	0,38	0,5	0,9	1,73	9,6	2	19,2	1,15	11,04	1,2	23,04	ВА 51-25	25	12,5	87,5
4-5	35	0,38	0,65	0,9	1,73	92,10	5	460,5	1,15	105,91	1,2	552,6	ВА 52-33	160	125	1250
7-8	1,5	0,38	0,6	0,9	1,73	4,5	5	22,5	1,15	5,17	1,2	27	ВА 51-25	25	8	56
9-10	9,2	0,38	0,6	0,9	1,73	26,28	5	131,4	1,15	30,22	1,2	157,68	ВА 51Г-31	100	31,5	220,5
11-14	11	0,38	0,6	0,9	1,73	31,42	5	157,1	1,15	35,78	1,2	188,52	ВА 52-31	100	40	280
15-20	2	0,38	0,6	0,9	1,73	5,71	5	28,55	1,15	6,56	1,2	34,52	ВА 51-25	25	8	56
1	30кВА 15	0,38	0,8	0,9	1,73	31,91	7,5	239,32	1,15	36,69	1,2	287,18	ВА 51Г-31	100	40	400
ШР-2	-	­-	-	-	1,73	126,79	-	881,51	1,1	139,79	1,25	1101,88	ВА 51-35	250	250	3000
22-23	2,8	0,38	0,5	0,9	1,73	9,6	2	19,2	1,15	11,04	1,2	23,04	ВА 51-25	25	12,5	87,5
24-25	5,5	0,38	0,6	0,9	1,73	15,71	5	78,55	1,15	18,06	1,2	94,26	ВА 51-25	25	20	140
26-27	1,5	0,38	0,6	0,9	1,73	4,28	5	21,4	1,15	4,9	1,2	25,68	ВА 51-25	25	5	70
28,6	2,2	0,38	0,6	0,9	1,73	6,28	5	31,4	1,15	7,22	1,2	37,68	ВА 51-25	25	8	56
29-30	9,2	0,38	0,6	0,9	1,73	26,28	5	131,4	1,15	30,22	1,2	157,68	ВА 52-31	100	40	280
31-32	7,8	0,38	0,6	0,9	1,73	22,28	5	111,4	1,15	25,62	1,2	133,68	ВА 52-31	100	40	280
33-37	2	0,38	0,6	0,9	1,73	5,71	5	22,55	1,15	6,56	1,2	27,06	ВА 51-25	25	8	56
38-40	60	0,38	0,65	0,9	1,73	157,89	5	789,45	1,15	181,57	1,2	947,34	ВА 51-35	250	200	2400
41	5	0,38	0,5	0,9	1,73	17,24	5	86,2	1,15	19,81	1,2	103,44	ВА 51-25	25	20	140
21	30кВА 15	0,38	0,8	0,9	1,73	31,91	7,5	239,32	1,15	36,69	1,2	287,18	ВА 51Г-31	100	40	400
СП	-	-	-	-	1,73	14,09	-	69,6	1,1	15,50	1,25	87	ВА 51-25	25	20	140
42-43	6	0,38	0,8	0,9	1,73	12,76	5	63,8	1,15	14,67	1,2	75,56	ВА 51-25	25	16	112

Вывод: По расчетам выбран Автоматический выключатель.

2.5 Расчет и выбор электрических сетей

Для выбора сечения по условиям нагрева сравниваем расчётные токи узла или электроприёмника с допустимым током для принятой марки и условия прокладки.

1. Выбираем марку кабеля и провода и количество жил

Для электрических сетей до 1000В выбираем марку кабеля АНРГ.

Расшифровка марки кабеля

АНРГ – А – алюминиевая Н - Из наирита ( негорючая резина), Р - Из резины, Г - Без наружного покрова.

Определяем условие прокладки кабеля:

температура окружающей среды +20°С.

2. Определяется коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды К_т -0,93

4. Условия прокладки: в трубе

5. Коэффициент учитывающий количество рядом лежащих кабелей К_п=1

Для ЭП и узлов в системе цеха сеть является распределительной поэтому выбираем четырёхжильных кабель с U=380В.

4. Выбираем сечение кабеля по допустимому току по условиям:

Iдоп · Кт · Кп = I'доп ≥ Iр. узл. (31)

Iдоп · Кт · Кп = I'доп ≥ Iном ЭП (32)

где:

I_доп - длительно допустимый ток кабеля или провода при нормальных условиях прокладки;

I'_доп– длительно допустимый ток кабеля или провода при условиях прокладки, отличных от нормальных.

К_т - коэффициент, который учитывает фактическую температуру окружающей среды

К_п - коэффициент, который учитывает количество кабелей лежащих рядом в одной траншее и расстояние между ними.

I_р.узл- расчётный ток узла, определяется из расчета нагрузок,(А)

I_{ном ЭП} - номинальный ток электроприёмника, (А)

Узел 1 90*0,93=83,7≥79,75

ЭП 1 38*0,93=35,34≥31,91

ЭП 2-3 29*0,93=26,97≥9,6

ЭП 4-5 115*0,93=106,95≥92,10

ЭП 7-8 29*0,93=26,97≥4,5

ЭП 9-10 29*0,93=26,97≥26,28

ЭП 11-14 38*0,93=35,34≥31,42

ЭП 15-20 29*0,93=26,97≥5,71

Остальные расчёты заносим в таблицу 7

Таблица 7

№ ЭП, узла	Iном ЭП , Iр узл , А	Кт	Кп	Iдоп, А	Iдоп´, А	Fn, мм²	Ориентировочное сечение кабеля или провода F´
							марка	n* Fn, мм²	n*Fn, мм²
ШР-1	79,75	0,93	1	90	83,7	16	АНРГ	3*16	1*10
2-3	9,6	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
4-5	92,10	0,93	1	115	106,95	25	АНРГ	3*25	1*16
7-8	4,5	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
9-10	26,28	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
11-14	31,42	0,93	1	38	35,34	4	АНРГ	4*4	-
15-20	5,71	0,93	1	29	29,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
1	31,91	0,93	1	38	35,34	4	АНРГ	4*4	-
ШР-2	126,79	0,93	1	140	130,2	35	АНРГ	3*35	1*25
22-23	9,6	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
24-25	15,71	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
26-27	4,28	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
28,6	6,28	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
29-30	26,28	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
31-32	22,28	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
33-37	5,71	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
38-40	157,89	0,93	1	175	162,75	50	АНРГ	3*50	1*35
41	17,24	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
21	31,91	0,93	1	38	35,34	4	АНРГ	4*4	-
СП	14,09	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-
42-43	12,76	0,93	1	29	26,97	2,5	АНРГ	4*2,5	-

Вывод: По данным расчетам определили кабель по нагреву электрическим током и условия прокладки.

Проверка сечения жил кабелей и проводов на соответствие с токами срабатывания защитных аппаратов напряжением до 1000 В

предельное допустимое соотношение между током срабатывания защитного аппарата Iз и длительно допустимым током по нагреву I_доп для проводников силовых и осветительных сетей до 1000В равно:

I_доп · К_т · К_п = I′_доп ≥ К_з· I_з (33)

где:

I'_доп – длительно допустимый ток кабеля или провода при условиях прокладки, отличных от нормальных.

К_т – поправочный коэффициент на температуру среды в зависимости от вида изоляции кабеля и температуры окружающей среды;

К_п – поправочный коэффициент на число рядом лежащих кабелей в земле в зависимости от количества кабелей и расстояния между ними;

I_доп – длительно допустимый ток кабеля или провода при нормальных условиях прокладки, определяемый по справочной литературе;

I_з – ток срабатывания защитного аппарата напряжением до 1000 В (ток теплового и комбинированного расцепителя для автоматического выключателя или плавкой вставки предохранителя для сетей с защитой от перегрузки или ток электромагнитного расцепителя для сетей с защитой только от КЗ)

К_з – коэффициент защиты, определяемый по таблице «Минимально допустимые значения коэффициента защиты».

Узел 1 115*0,93*1=106,95≥1*100

ЭП 1 46*0,93=42,78≥1*40

ЭП 2-3 29*0,93=26,97≥1*12,5

ЭП 4-5 140*0,93=130,2≥1*125

ЭП 7-8 29*0,93=26,97≥1*8

ЭП 9-10 38*0,93=35,34≥21*31,5

ЭП 11-14 46*0,93=42,78≥1*40

ЭП 15-20 29*0,93=26,97≥1*8

Остальные расчёты выполняем аналогично, данные заносим в таблицу

Таблица 8

№ на плане	Рном Sp,кВт кВА	Iном Ip, А	ориентиров.			Кз		Iз		Кз*Iз		Предварительное, F´´
			Fn, мм²	I´доп, А
					Iдоп´, А							марка	n* Fn, мм²	Fn, мм²
ШР-1	168	79,75	16	115	1		100		100		106,95		АНРГ	3*25	1*16
2-3	2,8	9,6	2,5	29	1		12,5		12,5		26,97		АНРГ	4*2,5	-
4-5	35	92,10	25	140	1		125		125		130,2		АНРГ	3*35	1*25
7-8	1,5	4,5	2,5	29	1		8		8		26,97		АНРГ	4*2,5	-
9-10	9,2	26,28	2,5	38	1		31,5		31,5		35,34		АНРГ	3*4	1*2,5
11-14	11	31,42	4	46	1		40		40		42,78		АНРГ	3*6	1*4
15-20	2	5,71	2,5	29	1		8		8		26,97		АНРГ	4*2,5	-
1	30кВА 15	31,91	4	46	1		40		40		42,78		АНРГ	3*6	1*4
ШР-2	268	126,79	35	170	1		160		160		162,75		АНРГ	3*50	1*35
22-23	2,8	9,6	2,5	29	1		12,5		12,5		26,97		АНРГ	4*2,5	-
24-25	5,5	15,71	2,5	29	1		20		20		26,97		АНРГ	4*2,5	-
26-27	1,5	4,28	2,5	29	1		5		5		26,97		АНРГ	4*2,5	-
28,6	2,2	6,28	2,5	29	1		8		8		26,97		АНРГ	4*2,5	-
29-30	9,2	26,28	2,5	29	1		40		40		42,78		АНРГ	3*6	1*4
31-32	7,8	22,28	2,5	29	1		31,5		31,5		35,34		АНРГ	3*4	1*2,5
33-37	2	5,71	2,5	29	1		8		8		26,97		АНРГ	4*2,5	-
38-40	60	157,89	50	255	1		200		200		237,15		АНРГ	3*95	1*75
41	5	17,24	2,5	29	1		20		20		26,97		АНРГ	4*2,5	-
21	30кВА 15	31,91	4	38	1		40		40		35,34		АНРГ	3*4	1*2,5
СП	12	14,09	2,5	29	1		12,5		12,5		26,97		АНРГ	4*2,5	-
42-43	6	12,76	2,5	29	1		16		16		26,97		АНРГ	4*2,5	-

Вывод: По данным расчетам определили сечение жил кабеля и провода с током срабатывания защитных аппаратов.

Проверка сечения жил кабелей и проводов по допустимой потере напряжения.

1. Определяем длину каждой линии электропередачи в (мм) и переводим в (км)

Измерил расстояние между ТП и краном мостовым получил 6 мм.

М=6000/30=200 мм (34)

ЭП1 L=6*200=1200/1000000=0,0012 км

Остальные расчёты выполняем аналогично, данные заносим в таблицу 8

2. Определение потери напряжения в сетях переменного тока

ΔU% = √3*100*I*l*(ro*cosφ + xo *sinφ)/ Uном сети (35)

где:

ΔU% - потеря напряжения в %;

U_{ном сети} – номинальное напряжение электрической сети, В;

I – ток, протекающий по рассматриваемой линии, А;

l – длина рассматриваемой линии, км или м

r_o, x_o – удельные активные и индуктивные сопротивления рассматриваемой линии, определяемые в зависимости от предварительно выбранного сечения жилы провода и кабеля по справочной литературе, Ом/ км

cos φ, sin φ – параметры, характеризующие нагрузку, протекающую по рассматриваемой линии, определяются из пункта расчета электрических нагрузок;

ЭП 1ΔU = =0,07%

Остальные расчёты выполняем аналогично, данные заносим в таблицу

Таблица 9

№ на плане	Uном	Iном Iрасч А	Fn´´ мм²	Ro Ом км	Хо Ом км	L,км	cos φ	sin φ	ΔU%	Окончательное сечение Fокон, мм²
										марка	n* Fn, мм²	Fn, мм²
ШР-1	400	79,75	25	1,25	0,091	0,0104	0,63	0,77	0,308	АНРГ	3*25	1*16
2	380	9,6	2,5	12,5	0,116	0,002	0,5	0,86	0,05	АНРГ	3*25	1*16
3	380	9,6	2,5	12,5	0,116	0,002	0,5	0,86	0,05	АНРГ	4*2,5	-
4	380	92,10	35	0,894	0,088	0,001	0,65	0,75	0,02	АНРГ	3*35	1*16
5	380	92,10	35	0,894	0,088	0,001	0,65	0,75	0,02	АНРГ	3*35	1*16
7	380	4,5	2,5	12,5	0,116	0,0018	0,6	0,8	0,02	АНРГ	4*2,5	-
8	380	4,5	2,5	12,5	0,116	0,0018	0,6	0,8	0,02	АНРГ	4*2,5	-
9	380	26,28	4	7,81	0,107	0,0018	0,6	0,8	0,008	АНРГ	3*4	1*2,5
10	380	26,28	4	7,81	0,107	0,0018	0,6	0,8	0,008	АНРГ	3*4	1*2,5
11	380	31,42	6	5,21	0,1	0,002	0,6	0,8	0,09	АНРГ	3*6	1*4
12	380	31,42	6	5,21	0,1	0,002	0,6	0,8	0,09	АНРГ	3*6	1*4
13	380	31,42	6	5,21	0,1	0,002	0,6	0,8	0,09	АНРГ	3*6	1*4
14	380	31,42	6	5,21	0,1	0,002	0,6	0,8	0,09	АНРГ	3*6	1*4
15	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
16	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
17	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
18	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
19	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
20	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
1	380	31,91	6	5,21	0,1	0,0012	0,8	0,6	0,07	АНРГ	3*6	1*4
ШР-2	400	126,79	50	0,625	0,085	0,0104	0,64	0,76	0,262	АНРГ	3*50	1*35
22	380	9,6	2,5	12,5	0,116	0,0022	0,5	0,86	0,06	АНРГ	4*2,5	-
23	380	9,6	2,5	12,5	0,116	0,0022	0,5	0,86	0,06	АНРГ	4*2,5	-
24	380	15,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,10	АНРГ	4*2,5	-
25	380	15,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,10	АНРГ	4*2,5	-
26	380	4,28	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,02	АНРГ	4*2,5	-
27	380	4,28	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,02	АНРГ	4*2,5	-
28	380	6,28	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,04	АНРГ	4*2,5	-
6	380	6,28	2,5	12,5	0,116	0,0186	0,6	0,8	0,40	АНРГ	3*6	1*4
29	380	26,28	6	5,21	0,1	0,002	0,6	0,8	0,07	АНРГ	3*6	1*4
30	380	26,28	6	5,21	0,1	0,003	0,6	0,8	0,11	АНРГ	3*4	1*2,5
31	380	22,28	4	7,81	0,107	0,0016	0,6	0,8	0,07	АНРГ	3*4	1*2,5
32	380	22,28	4	7,81	0,107	0,0026	0,6	0,8	0,12	АНРГ	4*2,5	-
33	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,0018	0,6	0,8	0,03	АНРГ	4*2,5	-
34	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,0018	0,6	0,8	0,03	АНРГ	4*2,5	-
35	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,0046	0,6	0,8	0,09	АНРГ	4*2,5	-
36	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,002	0,6	0,8	0,03	АНРГ	4*2,5	-
37	380	5,71	2,5	12,5	0,116	0,0018	0,6	0,8	0,03	АНРГ	4*2,5	-
38	380	157,89	95	0,329	0,081	0,0018	0,65	0,75	0,03	АНРГ	3*95	1*70
39	380	157,89	95	0,329	0,081	0,002	0,65	0,75	0,03	АНРГ	3*95	1*70
40	380	157,89	95	0,329	0,081	0,0014	0,65	0,75	0,03	АНРГ	3*95	1*70
41	380	17,24	2,5	12,5	0,116	0,0038	0,5	0,86	0,18	АНРГ	4*2,5	-
21	380	31,91	6	5,21	0,1	0,0012	0,8	0,6	0,07	АНРГ	3*6	1*4
СП	400	14,09	2,5	12,5	0,116	0,0001	0,80	0,6	0,047	АНРГ	4*2,5	-
42	380	12,76	2,5	12,5	0,116	0,0004	0,8	0,6	0,02	АНРГ	4*2,5	-
43	380	12,76	2,5	12,5	0,116	0,0004	0,8	0,6	0,02	АНРГ	4*2,5	-

Вывод: Произвел расчет для каждого электроприёмника и узла цеха, а затем все расчеты занес в таблицу, определил потери напряжения в сетях переменного тока.