Расчёт ведём по методу наибольших (максимальных) потерь электроэнергии, как в программном комплексе рап-10 [16]:

- в июне:

ΔW_{н (линии Ф10-06)} = 11124300,34=2690 кВтч;

ΔW_{н (ТП Ф10-06)} = 1224300,34=420 кВтч;

- в декабре:

ΔW_{н (линии Ф10-06)} = 11524310,34=3680 кВтч;

ΔW_{н (ТП Ф10-06)} = 1324310,34=760 кВтч.

6.3. Расчет потерь энергии после реконструкции

При реконструкции ВЛ-10 кВ для уменьшения технических потерь используем самонесущий провод марки СИП 3 большего сечения. При данной методике снижение потерь энергии осуществляется посредством увеличения сечения провода.

СИП 3 - это самонесущий провод в защитной изоляции, используемый для распределения электроэнергии в воздушных линиях электропередач. В соответствии со стандартом провод СИП 3 изготавливается в одножильном варианте. Жила изготавливается из скрученных алюминиево-магниево-кремниевой проволоки. Изоляция жилы осуществляется с помощью светостабилизированного полиэтилена. Рабочее напряжение провода СИП 3 составляет до 20 кВ, номинальное переменное напряжение до 35 кВ, номинальная частота - 50 Гц. Основное преимущество провода СИП 3 - возможность минимизировать последствия случайных повреждений, например, при прохождении массива леса. Благодаря изоляции провода, даже при случайном аварийном падении деревьев или при схлестывании проводов бесперебойная подача электроэнергии не прекращается. Провод может использоваться в различных климатических условиях, монтаж может осуществляться при температуре до минус 20 градусов. В стандартном режиме эксплуатации допустим нагрев жилы до плюс 90 градусов, при коротком замыкании или в пиковых режимах - до 250 градусов. По сравнению со стандартными неизолированными проводами, используемыми для ЛЭП, провод типа СИП 3 обладает целым рядом преимуществ.

Для СИП-3 (1х70): ; Ом/км;

_{Для СИП-3 (}1х95): ; Ом/км.

Для определения потерь электроэнергии производим расчёт сопротивлений и проводимостей линий и трансформаторов.

Активное и индуктивное сопротивление проводов, переменному току

пользуясь формулами [1]:

; ,

где R0 – погонное активное сопротивление, не учитывающее изменение сопрот-я при нагреве провода, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];

Х0 – погонное индуктивное сопротивление, учитывающее радиус провода и расстояние между проводами, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];

Lл – длина провода линии, км.

Общее сопротивление линии определяем по формуле:

,

Расчеты сопротивлений отходящих линий приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3. – Расчет сопротивления отходящих линий

№	Наименование линии	Длина, км	Марка провода	Погонное сопротивление		Полное сопротив-ление Z, Ом
				активное R0, Ом/км	реактивное Х0, Ом/км
1	ВЛ 10 кВ Ф10-01	13,75	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	7,865
2	ВЛ 10 кВ Ф10-02	52,63	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	30,104
3	ВЛ 10 кВ Ф10-04	54,27	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	31,042
4	ВЛ 10 кВ Ф10-05	35,30	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	20,192
5	ВЛ 10 кВ Ф10-06	1,76	СИП-3 (1х95)	0,363	0,284	0,639
		13,08	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	6, 448
6	ВЛ 10 кВ Ф10-07	1,5	СИП-3 (1х95)	0,363	0,284	0,545
		4,38	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	2,159
7	ВЛ 10 кВ Ф10-08	18,92	СИП-3 (1х70)	0,493	0,291	10,822

Примечание: ВЛ 10 кВ Ф10-06 и ВЛ 10 кВ Ф10-07 самые загруженные, поэтому увеличиваем сечение магистральной линии до 95 мм .

Потери электроэнергии в линии можно определить по формуле [10]:

,

где R_л – активное сопротивление линии, Ом:

t_год – число часов работы линии в году, tгод = 8760 часов [13];

U_ном – номинальное напряжение линии, В.

Реальная линия работает с переменной нагрузкой, тогда для каждой нагрузки потери энергии будут различны, поэтому исходя из суточных графиков нагрузок, для зимнего и летнего дня потери электроэнергии определяем как [13]:

,

где Sмах – максимальная нагрузка линии, определяется из суточных графиков нагрузок, кВА;

– время потерь, принимаем из литературы [14] для смешанных потребителей с преобладанием производственной нагрузки 1800 часов.

Расчеты потерь энергии в линиях 10 кВ приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4. – Расчет потерь энергии в линиях 10 кВ

Наименование	Sмах, кВА	Длина, км	R0, Ом/км	Rл, Ом	ч	Uном В	кВт∙ч
ВЛ 10 кВ Ф10-01	130	13,75	0,493	6,779	1800	10000	2062
ВЛ 10 кВ Ф10-02	287	52,63	0,493	25,947	1800	10000	38470
ВЛ 10 кВ Ф10-04	547	54,27	0,493	26,755	1800	10000	144096
ВЛ 10 кВ Ф10-05	365	35,30	0,493	17,403	1800	10000	41733
ВЛ 10 кВ Ф10-06	1171	1,76	0,363	0,639	1800	10000	174874
		13,08	0,493	6, 448
ВЛ 10 кВ Ф10-07	985	1,5	0,363	0,545	1800	10000	47223
		4,38	0,493	2,159
ВЛ 10 кВ Ф10-08	426	18,92	0,493	9,328	1800	10000	30471

Данные потери соответствуют 1 месяцу. Примерные потери электроэнергии за год определим как:

Агод = 174874 ∙ 12 = 2098490 кВт∙ч.

Аналогично определим потери электроэнергии и на остальных фидерах 10 кВ. Результаты расчетов приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5. – Расчет потерь электроэнергии за 1 год

№	Наименование	До реконстр. Ал, кВт∙ч	До реконстр. Агод, кВт∙ч	После реконстр. Ал,кВт∙ч	После реконстр. Агод, кВт∙ч
1	ВЛ 10 кВ Ф10-01	2409	28908	2062	24744
2	ВЛ 10 кВ Ф10-02	44946	539352	38470	461640
3	ВЛ 10 кВ Ф10-04	168359	2020031	144096	1729150
4	ВЛ 10 кВ Ф10-05	48760	585120	41733	500796
5	ВЛ 10 кВ Ф10-06	210985	2531820	127767	2098490
6	ВЛ 10 кВ Ф10-07	59151	709812	47223	566676
7	ВЛ 10 кВ Ф10-08	35599	427188	30471	365652

Расчётные потери электроэнергии в линиях 10 кВ до реконструкции значительно больше потерь после реконструкции. Это говорит о том, что реконструкция в действительности уменьшит потери электроэнергии.