Выбор площади сечения проводов по экономическим интер-валам нагрузок (метод приведенных затрат)

Марки и сечения проводов и кабелей линий электропередач следует выбирать исходя из условий наименьших потерь электроэнергии и напряжения в них и в то же время минимальной стоимости. Этим условиям способен удовлетворять расчет электросетей методом экономических интервалов (приведенных затрат).

Метод экономических интервалов разработан институтом «Сельэнергопроект». Он распространён на все вновь строящиеся ВЛ 10 и 0,38 кВ и все вновь строящиеся участки реконструируемых воздушных линий 10 и 0,38 кВ. Сущность этого метода заключается в том, что исходя из минимума приведённых затрат для каждой площади сечения провода установлены интервалы экономически целесообразной передаваемой полной мощности. При этом учтены климатические условия района и конструктивные особенности линии.

В частности должны быть выбраны:

- район климатических условий;

- оптимальный радиус сетей 10 кВ;

- оптимальное число и мощность ТП в населённых пунктах;

- оптимальное число отходящих линий 10 и 0,38 кВ и их конструкция.

Кроме того должны быть решены вопросы резервирования (местное или сетевое).

Площади сечения проводов, при которых приведенные затраты будут минимальными, рекомендуется выбирать по специально построенным графикам или таблицам, приведенным в Руководящих материалах по проектированию электроснабжения сельского хозяйства ( РУМ № 10, 1972 г.) или специальной литературе. В качестве примера в таблице 4. 1 приведены экономические интервалы эквивалентной мощности алюминиевых проводов ВЛ напряжением 0,38 кВ. В таблице для каждого интервала мощности указаны основное сечение про­вода и несколько дополнительных больших сечений. Основное сечение обеспе­чивает минимум приведенных затрат. При дополнительных сечениях снижаются потери напряжения в сети, однако несколько увеличиваются затраты.

Порядок расчета.

Определяется район климатических условий и разрабатывается оптимальная схема электрической сети.

Выбирается конструкция и тип опор. Принимается вариант с минимальными затратами.

Составляется таблица отклонений напряжения у потребителя и определяется допустимая потеря напряжения в рассматриваемой сети . Допустимые отклонения напряжения должны быть не более ±5 %.

Находится расчетная максимальная активная нагрузка Р_макс на каждом участке линии. Суммирование нагрузок производится с учетом коэффициента одновременности или по таблицам надбавок (табл. 4.11 – 4.12).

Пользуясь схемой линии, находятся значения полной мощности на участках:

где – коэффициент мощности участка. Определяется по таблице 4.13 в зависимости от вида потребителя.

На основе фактических материалов определяется динамика роста нагрузки и подсчитывается эквивалентная мощность на каждом участке:

где – коэффициент динамики роста нагрузок.

Коэффициент динамики роста нагрузок определяется по кривым, приведенным в РУМ – 10 за 1972 год, в зависимости от расчетного периода и закона роста нагрузок.

При отсутствии информации о росте нагрузок рекомендуются следующие значение

Для вновь сооруженных сетей, когда проектная нагрузка достигается на 5 – 7 год, 0,7.

Для вновь строящихся участков реконструируемой сети при ожидании увеличения нагрузки за расчетный срок менее чем в 1,5 раза = 0,8; при ожидании увеличения нагрузки в 1,5 – 2 раза = 0,7.

Подбирается соответствующая таблица и по ней для S_экв выбирается сечение основного провода и число проводов в линии на каждом участке.

Определяется потеря напряжения при выбранных сечениях на участках. Если потеря напряжения меньше допустимой то сначала на головном участке линии выбирают дополнительную марку провода, которую обычно берут на одну ступень больше основной. При необходимости увеличивают площади сечения проводов на других наиболее загруженных участках. При этом не рекомендуется принимать для одной линии более 3 различных сечений проводов.

Расчет заканчивается проверкой потери напряжения в линии при выбранных сечениях проводов, которая не должна превышать допустимую.

Таблица 4.10 – Экономические интервалы эквивалентной мощности для алюминиевых проводов воздушных линий напряжением 380/220 В

Район по гололеду	Интервал мощности, кВА	Основные провода	Дополнительные провода
I	до 3,1	А-16+А-16	2хА-16+А-16, 3хА-16+А-16, 3хА-25+А-25
3,1…5,6	2хА-16+А-16	3хА-16+А-16, 3хА-25+А-25,
5.6…8	3хА-16+А-16	3хА-35+А-35, 3хА-16+А-16,
8…20,5	3хА-25+А-25	3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35, 3хА-16+А-16,
20,5…26,4	3хА-35+А-35	3хА-35+А-35, 3хА-50+А-50, 3хА-16+А-16
более 26,4	3хА-50+А-50	3хА-50+А-50, 3хА-25+А-25,3хА-35+А-35
II	До 3,1	А-16+А-16	2хА-16+А-16, 3хА-16+А-16, 3хА-25+А-25
3,1…5,8	2хА-16+А-16	3хА-16+А-16, 3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35, А-16+А-16
5,8…13,5	3хА-16+А-16	3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35, 3хА-50+А-50, 2хА-16+А-16
13,5…25,4	3хА-25+А-25	3хА-35+А-35, 3хА-50+А-50, 3хА-16+А-16
более 25,4	3хА-50+А-50	3хА-35+А-35, 3хА-25+А-25,
III	до 6,6	А-25+А-25	2хА-25+А-25, 3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35
6,6…11,8	А-25+А-25	3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35 3хА-50+А-50, А-25+А-25
11,8…25,1	3хА-25+А-25	3хА-35+А-35, 3хА-50+А-50, 2хА-25+А-25,
25,1…28,4	3хА-35+А-35	3хА-50+А-50, 2хА-25+А-25,
более 28,4	3хА-50+А-50	3хА-35+А-35
IV	до 4,4	А-25+А-25	2хА-25+А-25, 3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35
4,4…13	2хА-25+А-25	3хА-25+А-25, 3хА-35+А-35 3хА-50+А-50, А-25+А-25
13…17,7	3хА-25+А-25	3хА-35+А-35, 3хА-50+А-50, 2хА-25+А-25,
17,7…26,4	3хА-35+А-35	3хА-50+А-50, 2хА-25+А-25,
более 26,4	3хА-50+А-50	3хА-35+А-35

Таблица 4.11 – Суммирование нагрузок в сетях напряжением 0,38 кВт

Рм	Рдоб	Рм	Рдоб	Рм	Рдоб	Рм	Рдоб
0,2	+0,2		+7,3		+34,0		+ 123
0,4	+0,3		+8,5		+37,5		+ 130
0,6	+0,4		+9,8		+41,0		+ 140
0,8	+0,5		+ 11,2		+44,5		+ 150
1,0	+0,6		+ 12,5		+48,0		+ 158
2,0	+ 1,2		+ 13,8		+55,0		+ 166
3,0	+ 1,8		+ 15,0		+62,0		+ 174
4,0	+2,4		+ 16,4		+69,0		+ 182
5,0	+3,0		+ 17,7		+76		+ 190
6,0	+3,6		+ 19,0		+84		+ 198
7,0	+4,2		+20,4		+92		+206
8,0	+4,8		+22,8		+ 100		+214
9,0	+5,4		+26,5		+ 108		+222
	+6,0		+30,2		+ 116		+230

Таблица 4.12 – Коэффициенты одновременности для суммирования элект-рических нагрузок в сетях 0,38 кВ

Наименование потребителя	Число потребителя
										500 и более
Жилые дома с удель-ной нагрузкой на воде:
до 2 кВт на дом	0,76	0,66	0,55	0,49	0,44	0,40	0,37	0,30	0,26	0,24	0,2
свыше 2 кВт на дом	0,75	0,64	0,53	0,44	0,42	0,37	0,34	0,27	0,24	0,20	0,18
Жилые дома с элект-роплитами и водонаг-ревателями	0,73	0,62	0,50	0,43	0,38	0,32	0,29	0,22	0,17	0,15	0,12
Производственные потребители	0,85	0,80	0,75	0,70	0,65	0,60	0,55	0,47	0,40	0,35	0,30

Таблица 4.13 – Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ

Сельскохозяйственные потребители, трансформаторные подстанции	Коэффициент мощности (cos φ) в максимум нагрузки
дневной	вечерний
Животноводческие и птицеводческие помещения:
без электрообогрева	0,75	0,85
с электрообогревом	0,92	0,96
Отопление и вентиляция животноводческих помещений	0,99	0,99
Кормоцеха	0,75	0,78
Зерноочистительные тока, зернохранилища	0,70	0,75
Установки орошения и дренажа почвы	0,80	0,80
Парники и теплицы на электрообогреве	0,92	0,96
Мастерские, тракторные станы, гаражи для машин	0,70	0,75
Мельницы, маслобойки	0,80	0,85

Продолжение таблицы 4.13

Сельскохозяйственные потребители, трансформаторные подстанции	Коэффициент мощности (cos φ) в максимум нагрузки
дневной	вечерний
Цеха по переработке сельскохозяйственной продукции	0,75	0,80
Общественные учреждения и коммунальные предприятия	0,85	0,90
Жилые дома без электроплит	0,90	0,93
Жилые дома с электроплитами и водонагревателями	0,92	0,96
Трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ:
с производственной нагрузкой	0,70	0,75
с коммунально-бытовой нагрузкой	0,90	0,92
со смешанной нагрузкой	0,80	0,83

Пример 4.3 Выбрать площади сечения и марки проводов воздушной линии напряжением 0,38 кВ для животноводческой фермы (рис. 4.1). Активные максимальные мощности (дневной максимум): Р₁ = 10 кВт, Р₂ = 12 кВт, Р₃ = 7 кВт, Р₄ = 24 кВт, Р₅ = 5 кВт, Р₆ = 14 кВт, Р₇ = 12 кВт, Р₈ = 5 кВт, Р₉ = 3 кВт.

Длины участков: l_0-1 = 200 м; l_1-2 = 150 м; l_0-3 = 80 м; l_3-4 = 100 м; l_0-5 = 120 м; l_5-6 = 40 м; l_6-7 = 50 м; l_7-8 = 80 м; l_6-9 = 80 м.

Линия расположена во втором климатическом районе.

Рисунок 4.1 – Расчетная схема линии напряжением 0,38 кВ.

Решение.

Находим расчетные значения активных мощностей на участках линии:

где – коэффициент одновременности.

Так как нагрузки не отличаются более чем в 4 раза, суммирование производим по . По таблице 4.12 принимаем для двух потребителей = 0,85.

где – добавка от меньшей нагрузки, кВт.

Р₃ и Р₅ отличаются более чем в 4 раза. Поэтому суммирование их производим по таблице 4.11.

Тогда

Для двух потребителей

где

Суммарная нагрузка на шинах подстанции будет равна сумме нагрузок головных участков линии с учетом коэффициента одновременности.

2. Определим значения полной мощности на участках по формуле (4.25). Так как электрифицируемый объект – животноводческая ферма, то по таблице 4.13 для дневного максимума нагрузки

Определяем эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузок принимаем k_д = 0,7

По таблице 4.10 экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололеда b = 5 мм (второй район климатических условий) по значениям S_экв находим число и марки проводов для всех участков линии:

участок 1-2 3х А 25+А25;

участок 0-1 3х А 25+А25;

участок 3-4 2х А 16+А16;

участок 0-3 3х А 25+А25;

участок 6-9 А 16+А16;

участок 7-8 2х А 16+А16;

участок 6-7 3х А 25+А25;

участок 5-6 3х А 25+А25;

участок 0-5 3х А 25+А25;

Результаты расчетов заносим в таблицу.

Пользуясь номограммой (рис.4.1) определяем потери напряжения на участках по формуле

где – удельное значение потерь, % (кВ·А·км),

– полная мощность на участке, кВ·А,

– длина участка, м.

Потери напряжения от начала линии равна сумме потерь на последовательно соединенных участках.

В конце линии Л1:

В конце линии Л2:

В конце линии Л3 (участок 0-8):

.

В конце ответвления линии Л3 (участок 0-9):

Рисунок 4.1 – Номограмма удельных потерь напряжения в ВЛ 380 В

с алюминиевыми проводами

Так как потеря напряжения в конце линии Л1 превышает допустимую величину (6,87%> 5%), сечение провода на головном участке 0-1 увеличим на одну ступень. Примем провод марки А-50. Тогда потеря напряжения на этом участке будет равна

а в конце линии Л1

Потеря напряжения в линии Л₁ так же превышает допустимую величину (5,09%>5%). Поэтому на участке 1-2 так же принимаем провод марки А-50. Потеря напряжения на этом участке будет равна.

Потеря напряжения в конце линии Л1:

Теперь потеря напряжения в конце линии Л1 не превышает допустимое значение (4,12%<5%).

На участках линий 3-4, 6-9 и 7-8 по нагрузке и потере напряжения проходят провода марки А-16, однако эту марку провода не рекомендуется применять по механической прочности. Кроме того, потеря напряжения в линии ЛЗ (участок 0-8) превышает допустимую величину (5,05%>5,0%). В связи с этим на данных участках примем провода марки А-25.

Произведем уточненный расчет потери напряжения и результаты занесем в таблицу.

Таким образом, марки проводов ВЛ 380 В для животноводческой фермы выбраны.

В настоящее время строительство новых и реконструкция старых воздушных линий осуществляется с использованием самонесущих изолированных проводов с полиэтиленовой изоляцией марки СИП(САСПт, САСПсш). Для таких линий приемлема методика расчета, как и для воздушных линий, и в то же время следует учитывать специфические условия их эксплуатации (воздействие на открытую изоляцию прямых солнечных лучей, атмосферных осадков, контрастных температур, механической нагрузки со стороны гололеда и ветра, меньшая теплопередача токоведущих жил).

В данную группу входят провода, предназначенные для передачи и распределения электрической энергии в силовых и осветительных сетях.

САПт ТУ 16.К71-120-91. Провод с алюминиевыми токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена

САПсш, то же с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена

САСПт то же провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена с несущей жилой.

САСПсш то же, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена с несущей жилой

СИП-1 ТУ 16. К7 1-272-98. Уплотненные алюминиевые жилы, изолированные светостабилизированным термопластичным полиэтиленом, скрученные вокруг несущего уплотненного сталеалюминиевого троса (неизолированного).

СИП-1А то же, с изолированным тросом

СИП-2 то же, уплотненные алюминиевые жилы, изолированные светостабилизированным сшитым полиэтиленом, скрученные вокруг несущего уплотненного сталеалюминиевого троса (неизолированного)

СИП-2А то же, с изолированным тросом

СИП-3 Ту16.К7 1-268-98. Уплотненный сталеалюминиевый провод, изолиро-ванный светостабилизированным сшитым полиэтиленом.

Провода марок САПт, САПсш, САСПт, САСПсш предназначены для сетей на переменное напряжение 380 В частотой 50 Гц, провода марок СИП-1, СИП-1А, СИП-2, СИП-2 А - на переменное напряжение до 0,66-1 кВ частотой 50 Гц, провода марки СИП-3 - до 20 кВ частотой 50 Гц.

Конструктивные параметры проводов марок САПт, САПсш, САСПт, САСПсш, СИП приведены в таблице 4.16.

По условиям эксплуатации воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ) схожи и с воздушными и с открытыми кабельными линиями, поэтому при выборе проводов для них следует руководствоваться методиками для расчета и воздушнх и кабельных линий.

Пример 4.4

Выбрать провода для проектируемой воздушной линии ВЛИ-0,38 населенного пункта, план которого изображен на рисунке 3.1. За исходные данные принять результаты расчета в примере 3.1. Допустимую потерю напряжения примем, согласно НПС 0,38-10кВ, 6,5%.

Воспользуемся данными таблицы 2 результатов расчета примера 3.1. За расчетные примем наибольшие, вечерние, нагрузки на расчетных участках, обозначенных на плане электросети населенного пункта, рисунок 2. Длина расчетного участка измеряется на рисунке 2 в см, умножается на масштаб, то есть на 50, и делится на 1000, для перевода в метры.

1.Определим полную расчетную мощность на каждом участке по формуле (4.25), например, на участке 0-1

2. Расчетный ток на участке

3. По расчётному току участка по таблице 4.19, определяется табличное значение сечения и тока проводника F_ТАБЛ = 25мм², I_табл = 95 А, марка провода СИП-1.

4. Значение допустимого тока для выбранного провода:

где – допустимая температура проводника, (таблица 4.20), = 70 ⁰С;

– расчётная фактическая температура окружающей среды, (таблица 4.21) = 31,0 °С;

– стандартная температура окружающей среды,t₀ = 25 °С;

Найденное допустимое значение тока сравнивается с током нагрузки. Если I_доп > I_{р max}, сечение провода считается выбранным. Если I_доп < I_{р max} сечение провода увеличивается и расчет по­вторяется. 88,44>70,7А

Условие соблюдается.

5. Допустимый ток I_доп согласовывается с током срабатывания теплового расцепителя автоматического выключателя (4.13).

где I_н.т – ток теплового расцепителя автоматического выключателя, который установлен на трансформаторной подстанции для защиты отходящей линии от токов перегрузок и коротких замыканий, А таблица 4.3.

Условие соблюдается

6. Расчетные потери напряжения на участке

где – активное сопротивление провода, Ом/км, таблица 4.19;

– индуктивное сопротивление провода Ом/км, Ом/км, таблица 4.19;

l_уч – длина участка, км.

Переводим полученное значение в проценты:

Для остальных участков определение расчётных потерь напряжения производим аналогично. Для упрощения расчетов можно составить алгоритм:

Таблица 4.14 – Выбор проводов

Расчет-ный участок	Расчетная мощность Smax, кВА	cos φ	Длина участка, км	kд	Эквивалентная мощность Sэкв, кВА	Основная марка провода	Потери напряжения, %	Дополнительная марка провода	Потери напряжения, %
на участке	От ТП	на участке	От ТП
5 – 6	11,3	0,92	0,1	0,7	7,9	СИП-25	0,9	7,8	СИП3×50+1×70	0,6	5,2
4 – 5	12,8	0,92	0,2	0,7		СИП-25	2,0	6,9	СИП3×50+1×70	0,3	4,6
2 – 4	14,1	0,92	0,07	0,7	9,9	СИП-25	0,8	4,9	СИП3×50+1×70	0,3	4,3
2 – 3		0,92	0,18	0,7	8,4	СИП-25	1,7	5,8	СИП3×50+1×70	0,6
9 – 10	9,8	0,92	0,1	0,7	6,9	СИП-25	0,8	10,1	СИП3×50+1×70	0,3	3,4
8 – 9	11,6	0,92	0,08	0,7	8,1	СИП-25	0,7	9,4	СИП3×50+1×70	1,0	4,1
11 – 12	17,9	0,92	0,15	0,7	12,5	СИП-25	2,1	12,2	СИП-3×70+1×95	0,4	3,1
8 – 11		0,92	0,06	0,7		СИП-25	1,4	10,1	СИП-3×70+1×95	0,9	2,7
7 – 8	30,9	0,92	0,18	0,7	21,6	СИП-25	4,3	8,7	СИП-3×70+1×95	0,4	1,8
1 – 7	36,6	0,92	0,05	0,7	25,6	СИП-50	0,8	4,3	СИП-3×70+1×95	0,9	5,6
1 – 2	25,4	0,92	0,03	0,7	17,8	СИП-25	0,6	4,1	СИП-3×70+1×95	0,8	4,7
0 – 1	46,5	0,92	0,18	0,7	32,6	СИП-50	3,5	3,5	СИП-3×70+1×95	3,9	3,9
18 – 19	10,9	0,92	0,15	0,7	7,6	СИП-25	1,3	22,4	СИП-3×25+1×35	1,3	5,9
17 – 18	15,3	0,92	0,19	0,7	10,7	СИП-25	2,3	20,7	СИП3×50+1×70	1,2	4,7
16 – 17	15,8	0,92	0,1	0,7	11,1	СИП-25	1,2	17,0	2 СИП3×50+1×70	0,7	3,4
15 – 16	16,6	0,92	0,06	0,7	11,6	СИП-25	0,8	10,7	2 СИП3×50+1×70	0,4	2,7
13 – 15	19,2	0,92	0,05	0,7	13,4	СИП-25	0,7	5,4	2 СИП3×50+1×70	0,4	2,3
13 – 14	5,8	0,92	0,1	0,7	4,1	СИП-25	0,5	7,13	СИП-3×25+1×35	0,4	2,3

Таблица 4.15 – Характеристики алюминиевых проводов марок А и АКП

Номиналь-ное, сечение, мм2	Сечение провода, мм2	Диаметр провода, мм	Удельное электрическое сопротивление постоянному току при 200 С, Ом/км, не более	Разрывное усилие алюминиевого провода, кН, не менее	Масса провода, кг/м
из про-волоки, А	из прово-локи АКП
	15,9	5,1	1,800
	24,9	6,4	1,140
	34,3	7,5	0,830
	49,5	9,0	0,576
	69,2	10,7	0,412
	92,4	12,3	0,308
	117,0	14,0	0,246
	148,0	15,8	0,194
	183,0	17,5	0,157
	239,0	20,0	0,120
	288,0	22,1	0,100
	346,0	24,2	0,083

Таблица 4.16 – Характеристики алюминиевых проводов марок АН, АЖ, АНКП и АЖКП

Номинальное, сечение, мм2	Число проволок	Диаметр проволок, мм	Число проводов	Сечение провода, мм2	Диаметр провода, мм	Электрическое сопротивление постоянному току при 200 С, Ом/км, не более	Разрывное усилие провода, кН, не менее	Масса 1 км провода. (без смазки), кг	Масса смазки для проводов АНКП и АЖКП, кг/км	Строительная длина, м, не менее
АН, АНКП	АЖ, АЖКП	АН, АНКП	АЖ, АЖКП
		1,70		15,9	5,1	1,951	2,113	3,55	4,66		0,5
		2,13		24,9	6,4	1,287	1,340	5,11	6,97		0,5
		2,50		34,3	7,5	0,902	0,978	7,08	9,6		0,5
		3,00		49,5	9,0	0,624	0,676	10,14	18,83		0,5
		2,80		117,0	14,0	0,266	0,289	23,97	32,69
		3,15		148,0	15,8	0,211	0,229	30,33	41,36
		3,50		182,3	17,5	0,171	0,185	37,45	51,06

Таблица 4.17 – Характеристики сталеалюминиевых проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК

Номиналь-ное сечение (алюминий/ сталь), мм2	Сечение, мм2	Диаметр, мм	Сопротив-ление постоянному току при 200 С Ом/км. не более	Разрывное усилие провода, Н, не менее	Масса, кг/км
алюми-ния	стали	провода	стального сердечника	из про-волоки АТ	из про-волоки АТп	алюми-ния	стали	провода (без. 1 смазки)	смазки
провод АСКС	провод АСКП
10/1,8	10,6	1,77	4,5	1,5	2,695			28,9	13,8	42,7	1,0	1,0
16/2,7	16,1	2,69	5,6	1,9	1,772			44,0	20,9		1,0	1,0
25/4,2	24,9	4,15	6,9	2,3	1,146			67,9	32,4		1,5	1,5
35/6,2	36,9	6,15	8,4	2,8	0,773				48,0		2,5	2,5
50/8,0	48,2	8,04	9,6	3,2	0,592				63,0		3,0	3,0
70/11	68,0	11,3	11,4	3,8	0,420				88,0		4,5	4,5
70/72	68,4	72,2	15,4	11,0	0,420
95/16	95,4	15,9	13,5	4,5	0,299						6,0	6,0
95/15	91/7	15,0	13,5	5,0	0,314						8,5
95/141	91/2	141,0	19,8	15,4	0,316
120/19		18,8	15,2	5,6	0,245
120/27		26,6	15,5	6,6	0,249
150/19		18,8	16,8	5,5	0,195
150/24		24,2	17,1	6,3	0,194
150/34		34,3	17,5	7,5	0,196
185/24		24,2	18,9	6,3	0,154
185/29		29,0	18,8	6,9	0,159
185/43		43,1	19,6	8,4	0,156

Таблицы 4.18 – Приближенные значения внешних индуктивных сопротивлений для воздушных линий с проводами из меди, алюминия и стали

Среднее геометрическое расстояние между проводами, мм	Индуктивное сопротивление (Ом/км) провода при диаметре или сечении, мм или мм2
Ø4	Ø5
	0,330	0,318	0,385	0,371	0,355	0,333	0,319	0,308	0,297	0,283	0,274	-	-	-	-	-
	0,359	0,345	0,411	0,397	0,381	0,358	0,345	0,336	0,325	0,309	0,300	0,292	0,287	0,280	-	-
	0,375	0,361	0,429	0,415	0,399	0,377	0,363	0,352	0,341	0,327	0,318	0,310	0,305	0,298	-	-
	0,389	0,375	-	0,429	0,413	0,391	0,377	0,366	0,355	0,341	0,332	0,324	0,319	0,313	0,305	0,298
	0,403	0,389	-	0,443	0,427	0,405	0,391	0,380	0,309	0,355	0,346	0,338	0,333	0,327	0,319	0,312
	0,414	0,400	-	-	0,438	0,416	0,402	0,391	0,380	0,366	0,357	0,349	0,344	0,338	0,330	0,323
	-	-	-	-	0,457	0,435	0,421	0,410	0,398	0,385	0,376	0,368	0,363	0,357	0,349	0,342
	-	-	-	-	-	0,444	0,435	0,424	0,413	0,399	0,390	0,382	0,377	0,371	0,363	0,356
	-	-	-	-	-	0,460	0,446	0,435	0,423	0,410	0,401	0,393	0,388	0,382	0,374	0,367
	-	-	-	-	-	0,470	0,456	0,445	0,433	0,420	0,411	0,403	0,398	0,392	0,384	0,377
	-	-	-	-	-	0,478	0,464	0,453	0,441	0,428	0,419	0,411	0,406	0,400	0,392	0,385
	-	-	-	-	-	-	0,471	0,460	0,448	0,435	0,426	0,418	0,413	0,407	0,399	0,392
	-	-	-	-	-	-	-	0,467	0,456	0,442	0,433	0,425	0,420	0,414	0,406	0,399
	-	-	-	-	-	-	-	-	0,462	0,443	0,439	0,434	0,426	0,420	0,412	0,405
	-	-	-	-	-	-	-	-	0,468	0,454	0,445	0,437	0,432	0,426	0,418	0,411

Продолжение таблицы 4.18 – Приближенные значения внешних индуктивных сопротивлений воздушных линий со сталеалюминевыми проводами

Среднее геометрическое расстояние между проводами, мм	Внешние индуктивные сопротивления (Ом/км) для линии с проводами сечением, мм2
	0,403	0,382	0,392	0,371	0,365	0,358
	0,417	0,406	0,396	0,385	0,379	0,372	0,365	0,357
	0,429	0,418	0,408	0,397	0,391	0,384	0,377	0,369
	0,438	0,427	0,417	0,406	0,400	0,398	0,386	0,378
	0,446	0,435	0,425	0,414	0,408	0,401	0,394	0,386
	-	-	0,433	0,422	0,416	0,409	0,402	0,394
	-	-	0,440	0,429	0,423	0,416	0,409	0,401
	-	-	0,446	0,435	0,429	0,442	Наши рекомендации Расчет площади сечения медных жил проводов и кабелей 4 страница Расчет площади сечения медных жил проводов и кабелей 1 страница Расчет площади сечения медных жил проводов и кабелей 3 страница Расчет площади сечения медных жил проводов и кабелей 2 страница Выбор сечения проводов ЛЭП Прием 1. Замена площади сечения проводов участка сети эквивалентной Выбор сечения проводов и кабелей Расчет (выбор) сечения проводов Выбор сечения проводов по экономическим токовым интервалам Прием 1. Замена площади сечения проводов участка сети эквивалентной ← Предыдущая страница | Следующая страница →