Выбор и расчет схем электроснабжения

ВВЕДЕНИЕ

 

Электроэнергетика России является важнейшей жизнеобеспечивающей  отраслью страны. В ее состав входят более 700 электростанций общей мощностью 215,6 млн. кВт; в отрасли работают более 1 млн. человек

Стратегия развития отечественной энергетики предусматривает дальнейший рост производства электроэнергии всеми электростанциями России. К 2015 г. намечается достичь годовой  выработки электроэнергии 1460 млрд. кВт-ч.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия и гражданские  здания. Они расходуют более 78 % всей электроэнергии, вырабатываемой в нашей стране.

Ввод  в действие новых предприятий, расширение существующих, рост их энерговооруженности, широкое внедрение различных  видов электротехнологий во всех отраслях производств, огромное жилищное строительство выдвигают проблему рационального электроснабжения потребителей.

Системой  электроснабжения называют совокупность установок для выработки, распределения и потребления электроэнергии.

Система распределения большого количества электроэнергии должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях  современной техники. Поэтому электроснабжение промышленных предприятий и гражданских  зданий должно основываться на использовании  современного конкурентоспособного электротехнического  оборудования и прогрессивных схем питания, широком применении автоматизации.

Современное электрооборудование требует качественное и надежное электропитание. Получение  электроэнергии требует больших  материальных затрат от государства  и приводит к нарушению экологии. Поэтому перед энергетикой ставится проблема экономии электроэнергии.

Одним из испробованных путей минимизации  потерь электроэнергии является компенсация  реактивной мощности потребителей при  помощи местных источников реактивной мощности, причем важное значение имеет  правильный выбор их типа, мощности, местоположения и способа автоматизации. Также более экономичны сети и  установки трёхфазного тока с  частотой 50 Гц по сравнению с сетями и установками однофазного применения, т.к. от трехфазных сетей могут питаться как однофазные, так и трехфазные потребители.

Наряду  с трехфазным током в некоторых  отраслях применяют постоянный ток, который получают путем выпрямления  переменного тока. В большинстве  случаев это электролизные установки  химической промышленности и цветной  металлургии, а так же железнодорожный  и городской электротранспорт.

В современных  условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование, монтаж и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий  и гражданских зданий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение  электроэнергии, обеспечение необходимой  степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах  электроприёмников, электромагнитной совместимости приемников электрической  энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

 Выбор и расчёт схем электроснабжения отделения агитационного выщелачивания, важный этап получения глинозёма. Для того чтобы стадия выщелачивания работала в номинальном режиме необходимо произвести расчёты выбора оборудования. Точные расчеты помогут снизить энергетические и экономические потери.

 

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор тока и напряжения

 

Для питания завода выбираем переменный ток т.к. с экономической точки  зрения его использование дешевле  постоянного, потому что для получения  постоянного тока нужны дополнительные затраты на оборудование, затраты  на обслуживание и ещё происходят потери тока.

Для питания  завода от ГПП можно применять  стандартные напряжения 6 и 10 кВ. Но я буду использовать напряжение 10 кВ т.к. с экономической точки зрения использование большего напряжения ведёт к уменьшению потерь. И мне не будет нужно ставить дополнительную трансформаторную подстанцию между ГПП и заводом т.к. ГПП уже выдаёт нам 10кВ

Для работы высоковольтных двигателей можно применять  стандартные напряжения 6 и 10 кВ. Но я буду использовать 6 кВ т.к. для использования 10 кВ у моего высоковольтного двигателя должна быть номинальная мощность больше 800 кВт, а на самом деле она составляет 480 кВт, отсюда следует, что нужно использовать 6 кВ.

Для работы низковольтных двигателей можно  применять стандартные напряжения 380 и 660 В. Но использование напряжения 660 В недопустимо т.к. тогда номинальная мощность используемых двигателей должна быть больше 200 кВт, а у меня самая большая мощность используемых двигателей составляет 70 кВт. Значит я буду использовать напряжение 380 В или 0,4 кВ

Такое же самое напряжение используем для  осветительной и прочей маломощной нагрузки. Просто берём одну фазу и  ноль и получаем 220 В.

 

1.2 Выбор схем внешнего и внутреннего электроснабжения

 

Если длина  линии от источника питания до потребителя не превышает 5-10 км, а длина линии составляет 2,6 км, то нужно использовать кабельные линии которые прокладываются в земле. Т.к. на заводе есть потребитель первой категории, то он должен напитываться двумя кабельными линиями, которые подключаются к двум секциям распределительного устройства. И каждый трансформатор на ГПП напитывается своей отдельной линией.

Внутреннее электроснабжение завода производится тоже кабельными линиями, но они не закапываются в землю, а  протягиваются по стенам зданий и  по столбам на территории завода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Определение расчётных  электрических нагрузок

 

Таблица 1 – Установленная мощность в отделении

в/в двигатели	н/в двигатели			Осветительная и пр. нагрузка
1 подгруппа	2 подгруппа	3 подгруппа	4 подгруппа	5 подгруппа
Pном=500 кВт	Pном=10 кВт	Pном=12,5 кВт	Pном=40 кВт	Рном = 40 кВт
Uном=6 кВ	Uном=0,4 кВ	Uном=0,4 кВ	Uном=0,4 кВ	Uном = 0, 4 кВ
Kи=0,54	Kи=0,61	Kи=0,57	Kи=0,54
cosφ =0,83	cosφ =0,81	cosφ =0,83	cosφ =0,81	cosφ = 0,73
ηдв=0,81	ηдв=0,90	ηдв=0,91	ηдв=0,90
n=2 шт.	n=45 шт.	n=30 шт.	n=15 шт.

 

 Объект электроснабжения – отделение проточного выщелачивания цеха ГХП – потребитель 1-й категории.

Отделение питается от ГПП, на которой  установлены два трансформатора напряжением 110\10 кВ, мощностью 40 МВА. Расстояние от ГПП до центра электрических нагрузок 2,6 км. Размеры промышленной площадки: 100×400 м².

Для расчета электрических нагрузок используем метод упорядоченных диаграмм, предложенный профессором Каяловым Г. М. Сущность данного метода заключается в следующем:

- для упрощения расчетов необходимо  все приемники и потребители  разбить на подгруппы, чтобы  в каждой подгруппе находились  приемники одинаковой мощности  и для каждой из этих подгрупп  определить средний или средневзвешенный  коэффициент использования К_и;

- определяется средняя мощность  каждой подгруппы по формуле:

P_ср = P_номΣ · K_и = P_ном · n · K,  кВт                                        (1)

где P_ном – мощность одного приемника, кВт;

n – число приемников в группе, шт.

- по полученному значению  средней мощности определяем  максимальную мощность или так  называемый получасовой максимум  каждой подгруппы по формуле:

P_max = K_max · P_ср,                                                        (2)

где  K_max – где коэффициент максимума активной мощности подгруппы.

Достоверность получения  значений P_max зависит от правильного и точного определения K_max, который зависит от эффективного числа электроприемников n_эф, и от значения К_и.

K_max=ƒ (К_и · n_эф)                                                      (3),

n_эф  определяется по формуле:

n_эф = , шт.                                                (4)

Для точного определения  значения K_max следует использовать таблицы (К_и 1, К_и 2).

После определения максимальной активной мощности P_max определяются максимальная реактивная мощность Q_max и максимальная полная мощность S_max . Затем определяется значение максимального тока I_max каждой подгруппы по следующим формулам:

Q_max= P_max · tgφ , кВАр                                                 (5)

S_max= , кВА       (6)

или

S_max= , кВА               (7)

 I_max= _, А                                                      (8)

Здесь cosφ - значение коэффициента мощности и соответствующее ему значение tgφ, средневзвешенное для каждой подгруппы.

Прежде чем приступить к расчетам примем для удобства осветительную  и прочую нагрузку за группу однотипных приемников с примерно постоянным графиком нагрузки, для которых К_и=1, К_max=1, n=1 шт.

Определяем среднюю активную мощность каждой подгруппы по формуле (1):

P_ср1 = 500 · 2 · 0, 54 = 540 кВт;

P_ср2 = 10 · 45 · 0,61 = 274,5 кВт;

P_ср3 = 12,5 · 30 · 0,57 = 213,8 кВт;

P_ср4 = 40 · 15 · 0,54 = 324 кВт;

P_ср5 = 40 · 1 · 1 · 1 = 40 кВт.

Определяем n_эф – эффективное число приемников в группе по формуле (4), шт.:

n_эф1 = ;

n_эф2 = 45;

n_эф3 = 30;

n_эф4 = 15;

n_эф5 = 1 (условно).

Определяем К_max по таблице:

К_max1 = 1,85;

К_max2 = 1,12;

К_max3 = 1,13;

К_max4 = 1, 23;

К_max5 = 1 (условно).

Определяем максимальную активную мощность по формуле (2), кВт:

P_max1 = 1,85 · 540 = 999 кВт;

P_max2 = 1,12 · 274,5 = 307,4 кВт;

P_max3 = 1, 13 · 213,8 = 241,5 кВт;

P_max4 = 1,23 · 324 = 398,5 кВт;

P_max5 = P_ср = P_ном = 40 кВт.

Определяем максимальную реактивную мощность по формуле (5), кВАр:

Q_max1 = 999 · 0,67 = 669,3 ;

Q_max2 = 307,4 · 0,72 = 221,3 ;

Q_max3 = 241,6 · 0,67 = 161,9 ;

Q_max4 = 398,5 · 0,72 = 286, 9 ;

Q_max5 = 40 · 0,94 = 37,6 .

cosφ₁ = 0,83                      tgφ₁ = 0,67

cosφ₂ = 0,81                      tgφ₂ = 0,72

cosφ₃ = 0,83                      tgφ₃ = 0,67

cosφ₄ = 0,81                      tgφ₄ = 0,72

cosφ₅ = 0,73                      tgφ₅ = 0,94

Определяем значение максимального тока, по формуле (8), А:

I_max1 = 115,8 ;

I_max2 = 547,4 ;

I_max3 = 420,2 ;

I_max4 = 709,5 ;

I_max5 = 79,5 .

Все исходные данные и полученные значения заносим в таблицу 2.

 

Таблица 2 – Расчетные электрические нагрузки

№ подгруппы	Pном, кВт	n, шт	ΣPном,  кВт	Ки	cosφ	tgφ	nэф, шт	Кmax	Pср, кВт	Pmax, кВт	Qmax, кВАр	Smax,  кВА	Imax, А	Uном, кВ
1	500	2	1000	0,54	0,83	0,67	2	1,85	540	999	669,3	1202,5	115,8	6
2	10	45	450	0,61	0,81	0,72	45	1,12	274,5	307,4	221,3	378,8	547,4	0,4
3	12,5	30	375	0,57	0,83	0,67	30	1,13	213,8	241,6	161,9	290,8	420,2	0,4
4	40	15	600	0,54	0,81	0,72	15	1,23	324	398,5	286,9	491	709,5	0,4
5	40	-	40	1	0,73	0,94	-	1	40	40	37,6	55	79,5	0,4

 

 

 

 

 

 

2.2 Выбор  числа подстанций и мощности  цеховых трансформаторов

 

Выбор числа  подстанций и мощности трансформаторов  для высоковольтной нагрузки

_{Smax =1202,5 кВА.}

где S_max1 – полная максимальная мощность всех двигателей первой категории.

Трансформаторы  напряжением 6\10 кВ выпускаются следующих  мощностей: 1600; 2500; 4000; 6300; 10000 кВА.

Для питания  высоковольтной нагрузки применяем  одну трансформаторную подстанцию и  выбираем мощность трансформатора.

Предполагаем, что в аварийном режиме один трансформатор  берёт на себя всю высоковольтную нагрузку и перегружается на 30%, т.е. будет работать с коэффициентом  загрузки К_за=1,3.

Тогда ориентировочная  мощность трансформатора будет равна:

S_тр.ор = , кВА (9)

где  S_тр.ор. – ориентировочная мощность трансформатора,

К_за – коэффициент загрузки в аварийном режиме.

S_тр.ор =  = 925 кВА,

т. к. такой стандартной мощности нет, то необходимо рассмотреть и сравнить два варианта: меньшей и большей стандартной мощности, и сделать выбор варианта. Меньшей мощности высоковольтных трансформаторов в справочнике нет. Поэтому рассмотрим вариант с большим стандартным значением мощности 1000 кВА.

Рассчитываем  коэффициенты загрузки при нормальном и аварийном режимах работы:

К_зн = = 0,6                                           (10)

К_за = = = 1,2                                           (11)

где  К_зн - коэффициент загрузки в нормальном режиме,

S_тр – мощность трансформатора.

Этот вариант  нам подходит: в нормальном режиме загрузка 60%, а в аварийном 120%. По справочнику (кн. 2) выбираем трансформатор  марки ТМ 1000\10 и записываем его  основные параметры:

S_тр.ном = 1000 кВА

U_1ном = 10 кВ

U_2ном = 6,3 кВ

∆ P_xx = 2,45 кВт

∆ P_кз = 11,6 %

U_кз = 5,5 %

I_xx = 1,4 %

Определяем  число подстанций и мощности трансформаторов для низковольтной нагрузки. Для этого подсчитаем суммарную максимальную полную нагрузку.

S_Σн.в. = S_max2 + S_max3 + S_max4 + S_max5 ; кВА                                  (12)

S_Σн.в. = 378,8 + 290,8 + 491 + 55 = 1215,6  ; кВА.

Расчетная низковольтная нагрузка составляет S_max = 1215,6 кВА.

Принимаем одну трансформаторную подстанцию с  двумя трансформаторами. Принимаем  К_за = 1,3. Определяем ориентировочную мощность трансформатора, по формуле (9):

S_тр.ор = = 935; кВА.

Такой стандартной  мощности нет, рассмотрим два варианта: трансформатор с большей мощностью 1000 кВА и меньшей мощностью 630 кВА.

По формулам (10) и (11) находим:

Вариант 1. Мощность трансформатора 1000 кВА.

К_зн = 0,6 ;

К_за = 1,2 .  

Вариант 2. Мощность трансформатора 630 кВА.

К_зн = 0,96 ;

К_за = 1,9 .

Вывод: подходит 1вариант, в нормальном режиме трансформаторы работают с нагрузкой 60%, а в аварийном  – с перегрузкой 20%, что допускается  ПТЭ, п. Э 2.4.20. (кн. 3).

Выбираем  марку трансформатора ТМ 1000\10. Записываем его технологические параметры:

S_тр.ном = 1000 кВА

U_1ном = 10 кВ

U_2ном = 0,4 кВ

∆ P_xx = 2,45 кВт

∆ P_кз = 12,2 %

U_кз = 5,5 %

I_xx = 1,4 %

          Вывод: рассчитано, для высоковольтной нагрузки необходима одна подстанция с двумя трансформаторами и для низковольтной нагрузки – одна подстанция с двумя трансформаторами.

2.3 Расчёт потерь мощности в трансформаторах

          

Для правильного выбора питающих сетей необходимо учитывать потери мощности в трансформаторах, которые в аварийных режимах могут достичь 10 – 12% от номинальной мощности трансформатора.

Выбор питающих сетей проводится по полному подводимому  к трансформатору току, который определяется по полной мощности:

S_n = S_max + ∆S_тр                                                  (13)

где      S_n – полная мощность, подводимая к трансформатору,

          ∆S_тр – потери мощности в трансформаторе.

            Потери мощности в трансформаторе  состоят из потерь активной  мощности и потерь реактивной  мощности:

         ∆S_тр = ; кВА                                                (14)

          В свою очередь потери как  активной, так и реактивной мощности  состоят из потерь, зависящих  от нагрузки и потерь, не зависящих  от нагрузки. В целом потери  активной мощности в трансформаторе  определяются по формуле:

          ∆P_тр = ∆P_xx + K_п · ∆Q_хх + K_зн(∆P_кз + K_п · ∆Q_кз),                       (15)

где ∆P_xx – потери активной мощности холостого хода, кВт.

∆P_кз – потери активной мощности трансформатора при коротком замыкании, кВт. Принимается из справочника (кн. 2).

∆Q_хх – потери реактивной мощности холостого хода трансформатора, кВАр.

Эта величина рассчитывается по формуле:

∆Q_хх = _· S_тр.ном                                           (16)

где  I_xx % - ток холостого хода трансформатора, взят из справочника (кн. 2);

S_тр.ном – номинальная мощность трансформатора, кВА;

∆Q_кз – потери реактивной мощности трансформатора при коротком замыкании, кВА. Эта величина определяется по формуле:

∆Q_кз = · S_тр.ном ; кВАр                                           (17)

где U_кз % - напряжение короткого замыкания трансформатора в %, значение берется из справочника;

К_п – коэффициент удельных потерь трансформатора, кВт\кВАр;

К_п =0,05 кВт\кВАр.

Потери  реактивной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

∆Q_тр = ∆Q_xx +  _тр = ∆Q_xx +  · х_тр                       (18)

 

где S_max – максимальная мощность рассчитываемого режима, кВА;

U_1ном – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВт;

х_тр - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

Величину х_тр с учетом допустимых погрешностей можно определить по формуле:

 

х_тр = · , Ом.                                            (19)

 

где  К_зн – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме.

Как правило, потери мощности в трансформаторе рассчитываются как для нормального, так и для аварийного режимов, поэтому в расчетных формулах следует использовать соответствующие коэффициенты загрузки.

К_за – коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме работы.

После определения  полной подводимой мощности S_n , необходимо определить полный ток, подводимый к трансформатору, по формуле:

I_n = , А                                                  (20)

Все исходные данные и полученные результаты заносим  в таблицу 3.

Рассчитаем  потери мощности в трансформаторах  для нормального режима работы, затем для аварийного:

1) для силового трансформатора, К_зн = 0,6.

∆Q_xx =   кВАр;

∆Q_кз = = 55 кВАр;

∆P_тр = 2,45 + 0,05·14 + 0,6² · (11,6 + 0,05·55) = 8,37 кВт;

х_тр = = 0,0055 Ом;

∆Q_тр = 14 + · 0,0055 = 33,8 кВАр;

∆S_тр = = 34,8 кВА.

2) для силового трансформатора  в аварийном режиме, К_за = 1,2:

∆P_тр = 2,45 + 0,05·14 + 1,2² · (11,6 + 0,05·55) = 23,8 кВт;

∆Q_тр = 14 + · 0,0055 = 93,2 кВАр;

∆S_тр = = 96,2 кВА.

3) для трансформатора, питающего  низковольтную нагрузку, в нормальном  режиме, К_зн = 0,6:

∆Q_xx =   кВАр;

∆Q_кз = = 55 кВАр;

∆P_тр = 2,45 + 0,05·14 + 0,6² · (12,2 + 0,05·55) = 8,5 кВт;

х_тр = = 0,0055 Ом;

∆Q_тр = 14 + · 0,0055 = 33,8 кВАр;

∆S_тр = = 34,9 кВА.

4) для трансформатора, питающего  низковольтную нагрузку, в аварийном  режиме, К_за = 1,2:

∆P_тр = 2,45 + 0,05·14 + 1,2² · (12,2 + 0,05·55) = 24,7 кВт;

∆Q_тр = 14 + · 0,0055 = 93,2 кВАр;

∆S_тр = = 96,4 кВА.

Определим полную подводимую мощность к силовому трансформатору в нормальном режиме, К_зн = 0,6:

S_n = 0,6 · 1000 + 34,8 = 634,8 кВА.

Определим полную подводимую мощность к силовому трансформатору в аварийном режиме, К_за = 1,2:

S_n = 1,2 · 1000 + 96,2 = 1296,2 кВА.

Определим полную подводимую мощность к трансформатору, питающему низковольтную нагрузку в нормальном режиме, К_зн = 0,6:

S_n = 0,6 · 1000 + 34,9 = 634,9 кВА.

Определим полную подводимую мощность для низковольтного  трансформатора в аварийном режиме, К_за = 1,2:

S_n = 1,2 · 1000 + 96,4 = 1296,4 кВА.

Определяем  полный ток, подводимый к трансформаторам.

- к силовому, в нормальном режиме:

I_n = = 36,7 А;

- к силовому трансформатору, в  аварийном режиме:

I_n = = 74,9 А;

- к трансформатору, питающему низковольтную  нагрузку, в нормальном режиме:

I_n = = 36,7 А;

- к низковольтному трансформатору, в аварийном режиме:

I_n = = 74,9 А.

Рассчитаем  максимальные значения мощностей: полной, активной и реактивной для таблицы 3. Для расчета лучше подойдет аварийный режим, cosφ трансформаторов примем равным 0,8.

- для силового трансформатора  при К_за = 1,2; cosφ=0,8:

S_max = K_за · S_тр.ном = 1200  кВА                           (21)

P_max = S_max · cosφ = 960  кВт                                      (22)

Q_max = _{= 720 кВАр                              (23)}

- для низковольтного трансформатора  при К_за = 1,2; cosφ=0,8:

S_max = 1200 кВА;

P_max = 960 кВт;

Q_max = 720 кВАр.

Запишем данные в таблицу 3.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3 – Расчет потерь мощности трансформаторов

Sтр.ном	U1ном	U2ном	Iхх	Uкз	∆Pхх	∆Pкз	Kзн	Kза	Kп	∆Pтр	∆Qтр	∆Sтр	xтр	Pmax	Qmax	Smax	Sn	In
кВА	кВ	кВ	%	%	кВт	кВт			кВт\кВАр	кВт	кВАр	кВА	Ом	кВт	кВАр	кВА	кВА	А
1000	10	6	1,4	5,5	2,45	11,6	0,6	1,2	0,05	8,37	33,8	34,8	0,0055	960	720	1200	634,8	36,7
										23,8	93,2	96,2					1296,2	74,9
1000	10	0,4	1,4	5,5	2,45	12,2	0,6	1,2	0,05	8,5	33,8	34,9	0,0055	960	720	1200	634,9	36,7
										24,7	93,2	96,4					1296,4	74,9

 

Примечания: там, где таблица делится на 2 строки, верхняя строка – для нормального режима, нижняя – для аварийного.

 

2.4 Выбор  марки и сечения кабеля

 

Для выбора марки и сечения кабелей необходимо вначале определиться, какие и  сколько кабелей необходимо выбрать, их марки, напряжение, длину, условия  прокладки, используемый проводником материал.

Для решения  этих вопросов составим скелетную схему  с указанием трансформаторов, РУ, кабелей. Для  упрощения каждому  кабелю присвоим номер.

 

 

Рисунок 1 - Скелетная схема отделения

Для кабелей, проложенных по воздуху, поправочный коэффициент не учитывается. В качестве высоковольтных кабелей будем использовать марку ААШВ, а в качестве низковольтных будем применять марку АВВГ. Экономическую плотность тока примем по ПУЭ =1,7 А\мм². Эта величина будет использоваться при выборе высоковольтных кабелей (№1 – 4) Для выбора низковольтных кабелей табличное значение увеличивается на 40% =2,38 А\мм².

Выбираем  сечение кабеля от ГПП до РУ – 10 кВ.

Кабель №1 прокладывается в земле.

Определим полный ток первого кабеля:

(24),

где Iп – полный ток кабеля;

Iп₁ – полный ток высоковольтной нагрузки;

п – число подстанций;

Iп₂ – полный ток низковольтной нагрузки.

Определим экономически целесообразное сечение

S_эк =       (25),

где  S_эк - экономически целесообразное сечение;

- экономическая плотность тока.

.

Сечение берём из таблицы:

S=95 мм²;

I_ДЛ.ДОП.=165 А.

Выбираем кабель марки  ААШВ – 10 – 1(3 95)

Проверим выбранный  кабель на потерю напряжения:

r₀ =                                                            (26),

где r₀ – активное сопротивление 1км кабеля, Ом\км;

 – удельная проводимость  материала, для алюминия  = 32 м\Ом·мм².

r₀ = = 0,33 Ом\км

cosφ = 0.8

 

Проверка принятого  сечения на допустимую потерю напряжения, не превышающую 5%:

∆U = · (r₀ · cosφ + x₀ · sinφ) ≤ 5%                                 (27),

где I – расчетный ток кабеля, А;

l – длина кабеля, км;

U_ном – номинальное напряжение, В;

x₀ – индуктивное сопротивление 1км кабеля, Ом\км, x₀ = 0,8 Ом\км.

∆U = · (0,33 · 0,8 + 0,08 · 0,6) = 2,06% ≤ 5% ,

- значит, кабель выбран верно, и его марка ААШВ – 10 –1(3×95).