Определение места расположения ТП

3.3 Определение места расположения ТП

На плане населенного пункта наметим трассы ВЛ 380/220 В. Разобьем их на участки длиной 60- 100 м, сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им номера 1, 2, 3 и т.д.

На плане населенного пункта нанесем оси координат и определим оси координат нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей.

По формулам (2.1) и (2.2) определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Результаты расчета нагрузки и определения координат нагрузок и их групп.

№	Наименование потребителя	Расчетная мощность, кВт		Коэффициент мощности		Координаты нагрузок
		Pд	Pв	cosjд	cosjв	X	Y
1	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	3	19,8
2	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	4	18,7
3	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	2,6	15,7
4	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	5	16,5
5	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	6,3	18,3
6	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	5,5	16,5
7	Магазин на 2 рабочих места, смешанный ассортимент	2	4	1,00	1,00	6,8	16,1
8	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	6,3	14,3
9	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	6,1	12,8
10	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	6,5	10,9
11	Котельная с котлами КВ-300М или Д-721	5	5	0,78	0,75	3,5	9,5
12	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	4,7	9
13	Гречерушка	3	1	0,83	1,00	5,8	8,6
14	Столярный цех	15	1	0,83	1,00	8	10,5
15	Хлебопекарня производительностью 3 т/сутки	5	5	0,78	0,75	8,4	9,0
16	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	9,5	10,2
17	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	7,3	8,0
18	Столовая с электронагревательным оборудованием и электроплитой на 35 мест	35	15	0,92	0,87	8,2	6,9
19	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	7,3	5,8
20	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	6,6	4,8
21	Сельская амбулатория на 3 врачебных должности	10	10	0,96	0,88	7	4
22	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	5,8	3,7
23	Бригадный дом	2	5	1,00	1,00	4,7	3,5
24	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	2,8	3,2
25	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	1,5	3,8
26	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	4,1	1,9
27	3 дома	1,67	5,38	0,9	0,93	6,3	1,8
28	4 дома	2,04	6,79	0,9	0,93	7,6	1
Итого:		113,36	164,88

Расчетная нагрузка групп из трёх жилых домов:

Расчетная нагрузка групп из четырёх жилых домов:

Коэффициент одновременности взят из таблицы 5.1[2]. Коэффициент мощности для групп потребителей взят из таблицы 4.2[2].

Определяем координаты центра нагрузки.

Так как нагрузки вечернего максимума большие, расчет координат центра нагрузки определяются по вечернему максимуму, по следующим формулам:

(3.2)

(3.3)

где X_i и Y_i – координаты центров нагрузок;

P_p – расчетная мощность потребителей или их групп.

Используя данные таблицы 3.2, подставляя числовые значения в формулы (3.2) и (3.3) получаем:

Расположение ТП корректируем по месту с учетом требований заказчика, возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек.

Компоновка оборудования подстанции должна обеспечивать простые и удобные подходы и выходы ВЛ всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования и возможность дальнейшего расширения подстанции.

4. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК В НАСЕЛЕННОМ ПУНКТЕ

Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину.

Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Суммирование нагрузок групп и отдельных потребителей проведем по выше перечисленной методике: формулам (2.1) и (2.2) и таблице 5.3[2]. Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Рис 4.1 Расчетные схемы сети 0,38кВ.

Таблица 4.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В.

Расчет ный участок	Расчетная активная нагрузка на участке, кВт		Коэффициент мощности участка		Расчетная полная нагрузка на участке, кВА		Коэффициент одновременности	Надбавки, кВт		Наружное освещениекВт
	Рд	Рв	cosjд	cosjв	Sд	Sв	ко	DРд	DРв	Рул
2-1	1,67	5,38	0,9	0,93	1,86	5,78	-	-	-	0,330
X-2	2,51	8,07	0,9	0,93	2,79	8,68	0,75	-	-	0,330
4-3	1,67	5,38	0,9	0,93	1,86	5,78	-	-	-	0,330
X-4	2,51	8,07	0,9	0,93	2,79	8,68	0,75	-	-	0,330
X-5	2,04	6,79	0,9	0,93	2,27	7,30	-	-	-	0,330
6-X	4,52	14,68	0,9	0,93	5,02	15,78	0,64	-	-	0,220
7-6	4,64	15,05	0,9	0,93	5,16	16,18	0,75	-	-	0,220
8-7	5,84	17,45	0,93	0,94	6,28	18,56	-	1,2	2,4	0,330
9-8	6,74	20,75	0,92	0,94	7,33	22,07	-	0,9	3,3	0,330
10-9	7,64	24,05	0,92	0,94	8,3	25,59	-	0,9	3,3	0,385
ТП-10	8,54	27,35	0,92	0,94	9,28	29,10	-	0,9	3,3	0,330
24-25	2,04	6,79	0,9	0,93	2,27	7,30	-	-	-	0,330
26-24	3,06	10,19	0,9	0,93	3,40	10,96	0,75	-	-	0,330
Z-26	3,68	12,13	0,9	0,93	4,09	13,04	0,64	-	-	0,220
27-28	2,04	6,79	0,9	0,93	2,27	7,3	-	-	-	0,286
Z-27	2,78	9,13	0,9	0,93	2,99	9,82	0,75	-	-	0,286
23-Z	4,85	15,95	0,9	0,93	5,39	17,15	0,75	-	-	0,220
22-23	6,05	18,95	0,93	0,95	6,51	19,95	-	1,2	3	0,220
21-22	7,25	23,15	0,92	0,94	7,88	24,63	-	1,2	4,2	0,220
20-21	14,2	29,15	0,94	0,92	15,11	31,68	-	4,2	6	0,110
19-20	15,4	31,65	0,94	0,92	16,38	34,40	-	1,2	2,5	0,220
18-19	16,6	34,15	0,94	0,92	17,66	37,12	-	1,2	2,5	0,220
17-18	54,6	43,3	0,92	0,90	59,35	48,11	-	9,8	9,15	0,330
Y-17	55,8	47,5	0,92	0,90	60,65	52,78	-	1,2	4,2	0,330
14,15-16	2,04	6,79	0,9	0,93	2,27	7,30	-	-	-	0,330
Y-14,15	19,3	10,49	0,83	0,87	23,25	12,06	-	3,1 1,2	3,1 0,6	0,264
ТП-Y	67,65	53,50	0,9	0,89	75,17	60,11	-	11,85	6	0,330
12-11	5	5	0,78	0,75	6,41	6,67	-	-	-	0,220
13-12	6,2	9,79	0,81	0,85	7,65	11,52	-	1,2	3,0	0,220
ТП-13	8	10,39	0,82	0,86	9,76	12,08	-	1,8	0,6	0,330
										8,481

Участок 2-1.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosj_д2-1 = cosj_д1 =0,9

вечернего максимума cosj_в2-1 = cosj_в1 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок X-2.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosj_дX-2 =( Р_д2.cosj_д2 + Р_д1.cosj_д1 )/(Р_д2+Р_д1)=

=(1,67^. 0,9+ 1,67^. 0,9)/(1,67+1,67)=0,9

вечернего максимума

cosj_вX-2 = (Р_в2. cosj_в2+Р_в1. cosj_в1) /(Р_в2+Р_в1)=

=(5,38^.0,93+5,38^.0,93)/(5,38+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 4-3.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosj_д4-3 = cosj_д3 =0,9

вечернего максимума cosj_в4-3 = cosj_в3 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

 

Участок X-4.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosj_дX-4 =( Р_д4.cosj_д4 + Р_д3.cosj_д1 )/(Р_д4+Р_д3)=

=(1,67^. 0,9+ 1,67^. 0,9)/(1,67+1,67)=0,9

вечернего максимума

cosj_вX-4 = (Р_в4. cosj_в4+Р_в3. cosj_в3) /(Р_в4+Р_в3)=

=(5,38^.0,93+5,38^.0,93)/(5,38+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок X-5.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума  

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума cosj_дX-5 = cosj_д5 =0,9

вечернего максимума cosj_вX-5 = cosj_в5 =0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 6-X.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

 

cosj_д6-X = (Р_дX-2.cosj_дX-2 + Р_дX-4.cosj_дX-4+ Р_дX-5.cosj_дX-5)/(Р_дX-2+Р_дX-4+Р_дX-5)=(2,51^. 0,9+2,51^. 0,9+2,04^. 0,9)/( 2,51+2,51+2,04)=0,9

вечернего максимума

 

cosj_в6-X = (Р_вX-2.cosj_вX-2 + Р_вX-4.cosj_вX-4+ Р_вX-5.cosj_вX-5)/(Р_вX-2+Р_вX-4+Р_вX-5)=

=(8,07^. 0,93+8,07^. 0,93+6,79^. 0,93)/( 8,07+8,07+6,79)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 7-6.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

 

cosj_д7-6 =( Р_д6-X.cosj_д6-X + Р_д6.cosj_д6 )/(Р_д6-X+Р_д6)=

=(4,52^. 0,9+ 1,67^. 0,9)/(4,52+1,67)=0,9

вечернего максимума

 

cosj_в7-6 = (Р_в6-X. cosj_в6-X+Р_в6. cosj_в6) /(Р_в6-X+Р_в6)=

=(14,68^.0,93+5,38^.0,93)/(14,68+5,38)=0,93

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 8-7.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosj_д8-7 =( Р_д7-6.cosj_д7-6 + Р_д7.cosj_д7 )/(Р_д7-6+Р_д7)=

=(4,64^. 0,9+ 2^. 1)/(4,64+2)=0,93

вечернего максимума

cosj_в8-7 =( Р_в7-6.cosj_в7-6 + Р_в7.cosj_в7 )/(Р_в7-6+Р_в7)=

=(15,05^.0,93+4^.1)/(15,05+4)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

 

Участок 9-8.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

cosj_д9-8 =( Р_д8-7.cosj_д8-7 + Р_д8.cosj_д8 )/(Р_д8-7+Р_д8)=

=(5,84^. 0,93+1,67^. 0,9)/(5,84+1,67)=0,92

вечернего максимума

cosj_в9-8 =( Р_в8-7.cosj_в8-7 + Р_в8.cosj_в8 )/(Р_в8-7+Р_в8)=

=(17,45^.0,94+5,38^.0,93)/(17,45+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок 10-9.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

 

cosj_д10-9 =( Р_д9-8.cosj_д9-8 + Р_д9.cosj_д9 )/(Р_д9-8+Р_д9)=

=(6,74^. 0,92+1,67^. 0,9)/(6,74+1,67)=0,92

вечернего максимума

 

cosj_в10-9 =( Р_в9-8.cosj_в9-8 + Р_в9.cosj_в9 )/(Р_в9-8+Р_в9)=

=(20,75^.0,94+5,38^.0,93)/(20,75+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Участок ТП-10.

Активная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума

 

cosj_дТП-10 =( Р_д10-9.cosj_д10-9 + Р_д10.cosj_д10 )/(Р_д10-9+Р_д10)=

=(7,64^. 0,92+1,67^. 0,9)/(7,64+1,67)=0,92

вечернего максимума

 

cosj_вТП-10 =( Р_в10-9.cosj_в10-9 + Р_в10.cosj_в10 )/(Р_в10-9+Р_в10)=

=(24,05^.0,94+5,38^.0,93)/(24,05+5,38)=0,94

Полная нагрузка для:

дневного максимума

вечернего максимума

Аналогично выполняем остальные расчеты и результаты заносим в таблицу 4.1.

Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 380/220 В, определяем по формуле (2.2). Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.

Зная расчетную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок от ТП линии (участки ТП-10,ТП-13,ТП-Y) по таблице 5.3[2].

РТПд = DРдТП-10 + DРдТП-13 + DРдТП-Y =8,54+67,65+8=84,19 кВт;

РТПв = DРвТП-10 + DРвТП-13 + DРвТП-Y =27,35+53,5+10,39=91,24 кВт.

Активная нагрузка ТП с учётом уличного освещения

РТП = Рв + DРр.ул. =91,24+ 8,48=99,72 кВт.

Полная расчётная мощность ТП

Значение коэффициента мощности получим по формуле:

 

cosj_вТП =(Р_вТП-10.cosj_вТП-10+Р_вТП-13.cosj_вТП-1+Р_вТП-Y.cosj_вТП-Y)/(Р_вТП-10+Р_ТП-13+Р_ТП-Y)=(27,35^.0,94+53,5^.0,89+10,39^.0,86)/( 27,35+53,50+10,39)=0,90

По полной расчётной мощности  выбираем мощность и тип трансформатора.

Выбираем ТП с трансформатором TM160/10 мощностью

S_ТР =160кВА.

Находим эквивалентные мощности на участках

Расчёт ведём по вечерней нагрузке, т.к. Р_В>Р_Д

 

S_ЭУЧ = S_УЧ·∙К_Д,

где К_Д = 0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

Линия 3:

Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.

По экономическим интервалам нагрузок выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм² для проводов марки «А»[2, таблица 3.2.]. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений.

Район по гололеду 2-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.

Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним с

 

∆U_ДОП = 6%.

где  - удельное значение потерь, % (кВ∙А∙км),([2],рис.3.2)

Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.

Таблица 4.2. Результаты расчетов сети 0,38кВ для КТП.

Участок	lУЧ	РУЧ	cosφУЧ	SУЧ	SЭУЧ	Кол-во, марка и сечение провода	∆UУЧ	∆UУЧ (В КОНЦЕ)
	м	кВ	о.е.	кВА	кВА		%	%
2-1	60	5,38	0,93	5,78	4,05	3A25	0,284	5,084
X-2	60	8,07	0,93	8,68	6,08	3A25	0,427	4,799
4-3	60	5,38	0,93	5,78	4,05	3A25	0,284	5,084
X-4	60	8,07	0,93	8,68	6,08	3A25	0,427	4,799
X-5	60	6,79	0,93	7,3	5,11	3A25	0,359	4,731
6-X	40	14,68	0,93	15,78	11,05	3A25	0,518	4,372
7-6	40	15,05	0,93	16,18	11,33	3A25	0,531	3,855
8-7	60	17,45	0,94	18,56	12,99	3A25	0,924	3,324
9-8	60	20,75	0,94	22,07	15,45	3A35	0,808	2,400
10-9	70	24,05	0,94	25,59	17,91	3A50	0,806	1,592
ТП-10	60	27,35	0,94	29,1	20,37	3A50	0,786	0,786
24-25	60	6,79	0,93	7,3	5,11	3A50	0,099	5,753
26-24	60	10,19	0,93	10,96	7,67	3A50	0,148	5,654
Z-26	40	12,13	0,93	13,04	9,13	3A50	0,176	5,506
27-28	52	6,79	0,93	7,3	5,11	3A50	0,099	5,605
Z-27	52	9,13	0,93	9,82	6,87	3A50	0,177	5,507
23-Z	40	15,95	0,93	17,15	12,01	3A50	0,232	5,330
22-23	40	18,95	0,95	19,95	13,97	3A50	0,269	5,098
21-22	40	23,15	0,94	24,63	17,24	3A50	0,333	4,829
20-21	20	29,15	0,92	31,68	22,18	3A50	0,285	4,497
19-20	40	31,65	0,92	34,4	24,08	3A50	0,464	4,212
18-19	40	34,15	0,92	37,12	25,98	3A50	0,501	3,747
17-18	60	43,3	0,9	59,35	41,55	3A50	1,068	3,246
Y-17	60	47,5	0,9	60,65	42,46	3A50	1,092	2,445
14,15-16	60	6,79	0,93	7,3	5,11	3A25	0,359	2,616
Y-14,15	48	10,49	0,87	23,25	16,28	3A25	0,904	2,257
ТП-Y	60	53,5	0,89	75,17	52,62	3A50	1,353	1,353
12-11	40	5	0,75	6,67	4,67	3A25	0,200	1,149
13-12	40	9,79	0,85	11,52	8,06	3A25	0,369	0,948
ТП-13	60	10,39	0,86	12,08	8,46	3A25	0,580	0,580

Потери на участках линии не превышают допустимых значений.

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 КВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок, изложенных в пункте 3.2 [1].

Рис. 5.1 План населенных пунктов

Путем суммирования нагрузок находим активные вечерние нагрузки участков линии:

 

Р_УЧ= Р_Б + ∆Р_М,

где ∆Р_М – добавка к большей слагаемой нагрузке [1, табл.6.2]

 

Р_9-8= Р₈ = 230 кВт;

Р_8-4=230+44=274 кВт;

Р_7-6=90 кВт;

Р_4-6=99,72+67,5=167,22 кВт;

Р_5-4 =180 кВт;

Р_1-4=274+131+139=544 кВт;

Р_1-10 = 100 кВт;

Р_3-2= 140 кВт;

Р_2-1 = 160+106=266 кВт;

Р_И-1= 544+74,5+212=830,5 кВт.

Дневная нагрузка:

 

Р_9-8= Р₈ = 120 кВт;

Р_8-4=120+74,5=194,5 кВт;

Р_7-6=60 кВт;

Р_4-6=84,19+44=128,19 кВт;

Р_5-4 =130 кВт;

Р_1-4=194,5+98+98=390,5 кВт;

Р_1-10 = 160 кВт;

Р_3-2= 250 кВт;

Р_2-1 = 250+82=332 кВт;

Р_И-1= 390,5+123+259=772,5 кВт.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности на участках ВЛ – 10 кВ по формуле:

где cosφ_i определяется по отношению [1, рис. 6.1].

Для нашего варианта =0,3 находим cosφ_д= 0,92; cosφ_в=0,95. Для остальных участков cosφ_ди cosφ_вопределяем по отношению  [1, таб. 6.3] и сводим результаты в таблицу 4.1.

Участок сети 9-8: Участок сети 1-4:

сosj9-8д = 0,88 сosj1-4д = 0,83

сosj9-8в = 0,93 сosj1-4в = 0,91

Участок сети 8-4: Участок сети 1-10:

сosj8-4д = 0,83 сosj1-10д = 0,73

сosj8-4в = 0,91 сosj1-10в = 0,73

Участок сети 7-6: Участок сети 3-2:

сosj7-6д = 0,83 сosj3-2д = 0,73

сosj7-6в = 0,91 сosj3-2в = 0,73

Участок сети 4-6: Участок сети 2-1:

сosj4-6д = 0,83 сosj2-1д = 0,76

сosj4-6в = 0,91 сosj2-1в = 0,82

Участок сети 5-4: Участок сети И-1:

сosj5-4д = 0,83 сosjИ-1д = 0,78

сosj5-4в = 0,91 сosjИ-1в = 0,87

Полные мощности участков линии находим по выражению:

(5.1)

где Рр – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети и сводим результаты в таблицу 4.1.

Находим эквивалентные мощности на участках линии 10 кВ:

 

S_ЭУЧ= S_УЧ·К_Д,

где К_Д=0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.

Участок сети 8-10:

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

По интервалам экономических нагрузок [2, табл. 3.1.] выберем марку и сечение проводов. При этом учитываем, что минимальное допустимое сечение по механической прочности 35 мм², на магистрали не менее 70 мм².

Для всех участков принимаем провод – 3АС35.

Изоляторы для всех участков – ШФ – 20В.

АС35: r₀= 0,85 Ом/км,

х₀= 0,352 Ом/км;

Находим фактические потери напряжения на участках ВЛ:

,

.

Проводим аналогичные расчеты и сводим результаты в таблицу 5.1.

Произведем проверку по допустимым потерям напряжения (7,5% в сети 10 кВ) на самых длинных участках:

Потери на участках линии меньше допустимых.

Таблица 5.1. Результаты расчетов сети 10 кВ.

Участок	lУЧ	РД	РВ	сosφД	сosφВ	SД	SВ	SЭД	SЭВ	Кол-во, марка и сечение провода	∆UД	∆UВ
№	км	кВт	кВт	о.е.	о.е.	кВА	кВА	кВА	кВА	----	%	%
9-8	1,41	120	230	0,88	0,93	136,36	247,31	95,45	173,12	3AC35	0,18	0,30
8-4	3,00	194,5	274	0,83	0,91	234,34	301,10	164,04	210,77	3AC35	0,66	0,76
7-6	2,24	60	90	0,83	0,91	72,29	98,90	50,60	69,23	3AC35	0,15	0,19
4-6	2,24	128,19	167,22	0,83	0,91	154,45	183,76	108,11	128,63	3AC35	0,32	0,34
5-4	2,24	130	180	0,83	0,91	156,63	197,80	109,64	138,46	3AC35	0,33	0,37
1-4	3,61	390,5	544	0,83	0,91	470,48	597,80	329,34	418,46	3AC35	1,59	1,80
1-10	2,24	160	100	0,73	0,73	219,18	136,99	153,42	95,89	3AC35	0,42	0,19
3-2	2,24	250	140	0,73	0,73	342,47	191,78	239,73	134,25	3AC35	0,66	0,27
2-1	3,16	332	266	0,76	0,82	436,84	324,39	305,79	227,07	3AC35	1,21	0,76
ИП-1	2,83	772,5	830,5	0,78	0,87	990,38	954,60	693,27	668,22	3AC35	2,47	2,14

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ