Энергетическая сеть района

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего государства.

В наше время нет ни одной отрасли народного хозяйства, в которой бы не использовалось в той или иной степени электрическая энергия. К важнейшим направлениям научно-технической революции относится замена физической энергии человека другими видами энергии и, главное, электрической. С этим и связано беспрерывное развитие электроэнергетики, а, значит, и систем электроснабжения. Наряду с общими тенденциями нельзя забывать об увеличении требований к энергои электросбережению вследствие сложившейся ситуации не только на Украине, но и во всем мире с топливно-энергетическими ресурсами, которых становится всё меньше.

При проектировании электроснабжения промышленного района необходимо учитывать требования к электрической сети, прежде всего по надежности электроснабжения и бесперебойности питания потребителей I категории. Важнейшую роль в этом играет релейная защита элементов сети. В проекте рассмотрена релейная защита трансформаторов проектируемой подстанции и даны рекомендации по ее исполнению.

При работе над дипломным проектом использованы директивные материалы и справочная литература по проектированию электрических систем и сетей, электрических станций и подстанций, а также учебная и научно-техническая литература по расчетам установившихся и переходных режимов электрических систем электроснабжения, расчетам параметров и выбору оборудования линий электропередачи и понижающих подстанций. Использованная литература указана в списке литературы.

Расчеты установившихся режимов сети выполнены на ПЭВМ по программе РРС-9, разработанной на кафедре электроснабжения городов ХНАГХ.

1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА трансформатор баланс реактивный мощность.

1.1 Анализ электроснабжения промрайона. Постановка задачи Промышленный район находится в Харьковской области и получает питание от Северной электрической системы через подстанцию 330/110 кВ ПС1. Мощность энергосистемы и автотрансформаторов ПС1 достаточны для покрытия потребностей района по активной мощности. Выдача реактивной мощности ограничена в режиме наибольших нагрузок на уровне Qсист? 80 Мвар. В режиме наибольших нагрузок энергосистема поддерживает напряжение на шинах 110 кВ ПС1 U1нб = 117 кВ, в режиме наименьших нагрузок — U1нм = 118 кВ.

Промрайон характеризуется развитым сельскохозяйственным производством с большим количеством промышленных предприятий по переработке сельскохозяйственной продукции (сахарные заводы, спиртзаводы, хлебоприемные пункты и др.). Имеются предприятия химической и нефтеперерабатывающей промышленности, машиностроения и металлообработки, предприятия радиотехнической и электротехнической промышленности. Надежность электроснабжения промрайона имеет большое значение для экономики района.

Питание потребителей промрайона осуществляется через 6 понижающих подстанций, имеющих резервированное подключение к сети 110 кВ (рисунок 1.1). На расчетный период предусматривается ввод новой подстанции ПС8. Электрическая схема соединений эксплуатируемой сети 110 кВ и типы понижающих трансформаторов приведены на схеме (рисунок 1.2). Нагрузки подстанций и категории потребителей по надежности электроснабжения на расчетный период даны в таблице 1.1. Усредненное значение числа часов наибольшей нагрузки составляет для промрайона Тнб = 4500 час, потребление в режиме наименьших нагрузок — 40% от максимального. Коэффициент попадания нагрузки промрайона в максимум энергосистемы Км = 0,9.

Коэффициенты разновременности максимумов активной и реактивной нагрузок подстанций КрмP = 0,9, КрмQ = 0,95.

В работе следует рассмотреть вопросы развития и реконструкции питающей сети 110 кВ на пятилетнюю перспективу. Целью проекта является выработка рекомендаций по этим вопросам.

В дипломном проекте должен быть решен ряд задач.

Выбрать оптимальную схему развития электроснабжения с учетом существующей сети и перспектив развития промышленных районов.

Проверить соответствия линий электропередач изменившимся потокам мощности, определить объемы реконструкций и строительства новых линий.

Проверить соответствие мощности трансформаторов новым нагрузкам, провести замену трансформаторов на действующих подстанциях и выбрать трансформаторы на проектируемой подстанции.

Выполнить анализ, установившихся режимов проектируемой сети.

М 1:300 000.

Таблица 1.1 — Электрические нагрузки сети.

Примечания:

— нагрузки приведены на стороне 10 кВ;

— нагрузки даны для режима зимнего максимума;

1.2 Предварительная оценка развития сети 110 кВ промышленного района Задачами предварительной оценки являются:

приближенный расчет баланса активной и реактивной мощностей, оценка необходимости компенсации реактивной мощности по условию баланса;

оценка пропускной способности линий, выявление в потребности реконструкции сети;

рассмотрение вариантов присоединения проектируемой подстанции (ПС 8).

1.2.1 Балансы активной и реактивной мощности Для приближенной оценки балансов активной мощности примем потери активной мощности примем потери активной мощности 6% от суммарной нагрузки. Потребление активной мощности из системы (на линиях 110 кВ ПС 1) составит:

Pсист = КрмP +0,06 (1.1).

где Pсист — мощность потребления из системы; Рni — активная нагрузка i-й подстанции; Крмр — коэффициент равномерности максимумов активной нагрузки; n — количество понижающих подстанций Рсист = (0,9+0,06) (11,3+18+23,8+7,8+12,1+42+20,1) = 0,96· 135,1 = 129,7 МВт.

Согласно заданию центр питания (ПС 1) обеспечивает необходимую активную нагрузку.

В балансе реактивной мощности учитывают все источники и потребители реактивной мощности:

Qсист + Qсист+= КрмQ++ (1.2).

где Qсист — реактивная мощность, отпускаемая системой; Qку — мощность компенсирующих устройств; Qcj — зарядная мощность j-й линии; Qni — реактивная нагрузка i-й ПС; ?Qтi — реактивные потери в трансформаторах i-й ПС; ?Qлj — реактивные потери j-й линии; m — количество линий; КрмQ — коэффициент разновременности максимумов реактивной нагрузки.

Для приближенной оценки баланса считают, что генерация и потери реактивной мощности в линиях равны (?), реактивные потери принимают 8 — 10% от полной мощности нагрузки. При этих допущениях оценим мощность компенсирующих устройств из условия баланса:

Qку? КрмQ± Qсист (1.3).

= 5,4+8,9+9+3,4+6+23+9,5 = 65,2 Мвар;

= 0,1 Мвар;

Согласно (1.3.) Qку = 0,95· 65,2+14,5−80 = -3,5 Мвар Ввод компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется.

1.2.2 Выбор и проверка трансформаторов На новой ПС6 требуется установка двух трансформаторов. Выбор их мощности производится из условия допустимой перегрузки на 40% при отключении одного из них.

Sт.ном Sni/1,4 (1.4).

где Sni — мощность максимальной нагрузки подстанции.

На действующих реконструированных подстанциях выполнена проверка загрузки трансформаторов по коэффициентам загрузки:

где n — количество включенных трансформаторов на ПС.

Расчеты по выбору и проверке трансформаторов сведены в таблицу 1.2.

На ПС8 выбраны трансформаторы типа ТРДН-16 000/110.

На действующих подстанциях замена трансформаторов и разгрузка потребителей не требуется. Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн< 0,7, а в послеаварийном КзА< 1,4.

Таблица 1.2 — Выбор и проверка трансформаторов.

1.2.3 Анализ вариантов развития сети Промрайон имеет разветвленную питающую сеть 110 кВ. Рассмотрено три варианта подключения новой ПС 8 к сети, каждый из которых требует разную сумму капитальных вложений для его реализации и имеет разную стоимость эксплуатации. Выбор варианта — задача технико-экономическая. В данном подразделе требуется определить возможность технической реализации каждого из рассматриваемых вариантов.

Расчеты режимов выполнены по программе РРС-9. Кодировка сети для ввода в ЭВМ приведена в таблице 1.2.1, таблице 1.2.2, таблице 1.2.3. Нагрузки в узлах даны в таблице1.3. Конфигурация сети учитывает все рассматриваемые варианты. Расчет нормального или послеаварийного режимов по конкретному варианту производится при отключении ветвей, не используемых в данном расчете.

I вариант — подключение ПС8 в рассечку в ВЛ 1−6 (рисунок 1.3). Требуется строительство двух ВЛ 110кВ суммарной длиной 11,4 км с проводами АС-240. Подстанция ПС8 вводится по проходной схеме (мостик).

Таблица 1.2.1 — Конфигурация сети.

Таблица 1.3 — Нагрузки в узлаx.

II вариант — радиальное подключение ПС8 к подстанции ПС7 (рисунок 1.4). Требуется устройство двух ВЛ 7−8 длиной по 22 км. Подстанция ПС8 вводится по тупиковой схеме «два блока линия — трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой» .

Сечение проводов ВЛ 7−8 выбираем по экономическим интервалам мощности. По каждой из линий ВЛ 7−8 проходят мощность Р8/2 = 10 МВт. Для двухцепных линий 110 кВ на железобетонных опорах в III районе по толщине стенки гололеда выбираем провода АС-120.

Схема ПС8 — тупиковая, на ПС7 требуется выключатель на цепях линии.

Таблица 1.2.2 — Конфигурация сети.

III вариант — подключение ПС8 в рассечку по одной линии в узле 9 к ВЛ 1−6. Другая линия ВЛ 1−8 будет расположения вдоль лини ВЛ 1−6 до центра питания ЭС. Таким образом мы укрепили существующую сеть с дополнительными ВЛ 1−8 и ВЛ 8−9.

Требуется строительство двух ВЛ 110 кВ от ПС8 до центра питания с длиной 40,7 км и от ПС8 до ВЛ 1−6 с длиною 5,7 км сечения провода АС-240.

Схема ПС8 — тупиковая, на ПС1 требуется ввод одной ячейки 110 кВ.

М 1:300 000.

Рисунок 1.3 — I вариант подключения ПС 8.

Рисунок 1.4 — II Вариант подключения ПС 8.

М 1:300 000.

Рисунок 1.5 — III Вариант подключения ПС 8.

Таблица 1.2.3 — Конфигурация сети.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для I варианта рассмотрены отключения ВЛ 1−2 и ВЛ 1−8.Послеаварийные режимы проходят заметно тяжелее. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1−8 на ПС2 — U2А = 78,72 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле.

(1.6).

Для данного случая По результатам анализа расчетов режимов I варианта можно сделать вывод, что I вариант — технически нереализуем.

Послеаварийные режимы в II варианте, отключения ВЛ 1-и ВЛ 7−8 проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. II вариант — технически реализуем.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для III варианта рассмотрены отключения ВЛ 1−2 и линии ВЛ 1−9, ВЛ 1−8. Перегруженных линий нет. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1−2 на ПС2 — U2А = 94,06 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле (1.6).

Для данного случая Отключение напряжения не превышает диапазон регулирования устройства РПН, ±16%. С учетом того, что в послеаварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения у потребителей на 5% (±10%), можно говорить, что отключение напряжения близко к предельно допустимому. Для более точной оценки технической реализуемости варианта требуется выполнить расчета по регулированию напряжения с учетом потери напряжения в трансформаторах. Перегруженных линий в послеаварийных режимах третьего варианта нет.

Послеаварийные режимы в III варианте, отключения ВЛ 1−2 и ВЛ 1−9, ВЛ 1−8, проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. III вариант — технически реализуем.

1.3 Технико-экономическое сравнение вариантов Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности. Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект.

З = К + Иt / Е,• (1.7).

где З — дисконтные затраты; К — капитальные вложения в строительство сети; Ен — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, Ен=0,12; И — ежегодные издержки производства;

При проведении технико-экономического сравнения сделано допущение, что стоимость оборудования, строительно-монтажных работ и эксплуатации изменились пропорционально по сравнению с приведенными в справочной литературе.

1.3.1 Капитальные вложения.

Капитальные вложения в строительство подстанций и линий определены по укрупненным показателям элементов.

Расчет капитальных вложений приведен в табл. 1.6. Учтены затраты на элементы сети отличающиеся в разных вариантах по типу либо по количественным показателям.

1.3.2 Годовые издержки на эксплуатацию.

Издержки на эксплуатацию (И) имеют две части: состовляющую пропорциональную капиталовлажениям (Ик) и затраты на возмещение потерь электроэнергии (И?w). Составляющая Ик является отчислениями на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования.

. (1.8).

Нормативные коэффициенты отчислений составляют для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах Рвл = 2,8%, для подстанций 35 и 110 кВ Рпс = 9,4%. Расчет Ик для рассматриваемых вариантов будет приведен в итоговой таблице технико-экономического сравнения.

Определим составляющую И? w. Она зависит от годовых потерь электроэнергии в сети (?w) и удельных затрат на возмещение потерь электрической энергии в сетях (Сэ):

И?w = ?W· Сэ. (1.9).

Таблица 1.6 — Расчет капитальных вложений.

Для европейской части СНГ, при Тнб = 4500 час и коэффициенте попадания в максимум энергосистемы Кн = 0,9 найдем по графику [4, рис. 8.1] Сэ = f (?/кM). Время максимальных потерь [5].

(1.10).

час.

Определяем для ?/км = 2886 / 0,9 = 3207 час Сэ = 2,4 ком / кВт· час = 0,024 тыс. грн / МВт· ч Потери электроэнергии найдем через время наибольших потерь [5]:

?W = ?Pнб ·? , (1.11).

где ?Рнб — потери мощности в сети в режиме наибольших нагрузок.

Для рассматриваемых вариантов.

?Р2нб = 7,57МВт (П1.2);

?Р3нб = 7,03 МВт (П1.3).

Потери электроэнергии за год составят (1.12):

?W2 = 7,57 · 2886 = 21 847 МВт· ч;

?W3 = 7,03 · 2886 = 20 288 МВт· ч.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии (1.10).

И?wII = 21 847 · 0,024 = 524 тыс. грн;

И?wIII = 20 288 · 0,024 = 487 тыс.грн.

1.3.3 Итоги сравнения вариантов Расчеты по формулам (1.8), (1.9) выполнены в таблице 1.7.

Более низкие издержки на эксплуатацию в III варианте не окупают большие затраты на строительство. Во II варианте приведенные затраты ниже.

Для дальнейшего рассмотрения выбираем II вариант развития сети, как оптимальный.

Таблица 1.7 — Итоговая таблица сравнения вариантов, тыс. грн.

1.4 Уточненные расчеты режимов Целью раздела является анализ установившихся режимов работы спроектированной сети при наибольших и наименьших нагрузках, а также при наиболее тяжелых аварийных отключениях. Расчеты выполняются с уточненными параметрами схемы замещения сети и учетом потерь мощности в трансформаторах.

1.4.1 Схема замещения для уточненных расчетов Использована схема замещения с параметрами, рассчитанными по удельными значениями сопротивлений и зарядной мощности. Параметры схемы замещения определены по формулам хл = х0 l /n;

rл = r0 l /n; (1.12).

Qc = q0 l n,.

где rл, хл — активное и реактивное сопротивления; Qc — зарядная мощность линий;

r0, x0, q0 — соответствующие удельные параметры (на 1 км длины); l — длина линий, км; n — количество параллельных линий.

Расчет параметров схемы замещения выполнен в таблице1.8.

Для уменьшения количества узлов в схеме замещения нагрузки подстанций приводят к высокой стороне трансформаторов. С этой целью в нагрузке каждой подстанции (S pacr i) учитывают, наряду с нагрузкой на низкой стороне (S ni), потери в трансформаторах (?S тi) и генерацию реактивной мощности подходящими линиями (). Для i-й подстанции.

S pacr i = Sni + ?Sтi — j (1.13).

Потери в трансформаторах состоят из потерь в стали (?Sст = ?Рст + j? Qст) и потерь в меди (?Sм = ?Рм + j? Qм).

?Sт = ?Sст + ?Sм (1.14).

Таблица 1.8 — Параметры схемы замещения линий.

• Расчет потерь произведен с использованием паспортных и расчетных данных трансформаторов.
• ?Pст = n · ?Px;
• ?Qст = n · ?Qx (1.15)
• где ?Px, ?Qx — потери холостого хода одного трансформатора; n — количество трансформаторов на ПС.
• Расчет потерь в меди выполнен по формулам [5]:
• ?Pм =
• ?Qн = (1.16)
• где ?Рк — активные потери короткого замыкания; Uк — напряжение короткого замыкания; Sт ном — номинальная мощность трансформаторов.
• Расчет нагрузок приведен в таблице 1.9.
• 1.4.2 Режим наибольших нагрузок
• Информация для ЭВМ о конфигурации сети дана в таблице 1.10, нагрузки в узлах — в таблице1.11 при нормальной схеме работы (П2.1) не выходят за пределы допустимых значений: напряжения в узлах находятся в пределах от номинального до средне номинального значения, перегруженных линий нет.
• В качестве наиболее тяжелых послеаварийных рассмотрим пять режимов: Отключение одной ВЛ 1−7 и отключение головных участков .
• Наиболее тяжелым по загрузке линий оказался режим отключения одной ВЛ 1−2 (П2.1.1.). Переток активной мощности по оставшейся в работе ВЛ 1−9 составляет Р9−1А = 55,57 МВт при допустимой мощности по нагреву для проводов АС-240 Рдоп = 108,.8 МВт при температуре воздуха +250С. С учетом температуры воздуха на момент зимнего максимума (+50С) допустимую мощность можно увеличить на 20% (Рдоп+5 = 130,6 МВт). Этого достаточно для данного режима.

• Таблица 1.9 — Расчетные нагрузки подстанций

№ п/п.	Расчетная величена.	Единица измерения.	Обозначение.	Подстанции.
				ПС2.	ПС3.	ПС4.	ПС5.	ПС6.	ПС7.	ПС8.
	Количество и номинальная мощность трансформаторов.	МВА.	nSтном.				26,3.
	Номинальное напряжение на стороне ВН трансформатора.	кВ.	U1 ном.
	Потери активной мощности холостого хода.	МВт.	РХ.	0,014.	0,019.	0,027.	0,011.	0,014.	0,036.	0,019.
	Потери активной мощности короткого замыкания.	МВт.	Рк.	0,06.	0,085.	0,12.	0,044.	0,06.	0,172.	0,085.
	Потери реактивной мощности холостого хода.	Мвар	QХ.	0,07.	0,112.	0,17.	0,05.	0,07.	0,260.	0,112.
	Напряжение короткого замыкания.	%.	Uк.	10,5.	10,5.	10,5.	10,5.	10,5.	10,5.	10,5.
	Активное сопротивление обмоток трансформатора.	Ом.	rт.	7,95.	4,38.	2,54.	14,7.	7,95.	1,4.	4,38.
	Реактивное сопротивление обмоток трансформатора.	Ом.	хт.		86,7.	55,9.			34,7.	86,7.
	Наибольшая активная нагрузка на стороне НН.	МВт.	Рni.	11,3.		23,8.	7,8.	12,1.		20,1.
	Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН.	Мвар	Qni.	5,4.	8,9.		3,4.			9,5.
	Наибольшая полная нагрузка на стороне НН.	МВА.	Sni.	12,52.	20,08.	25,44.	8,5.	13,5.	47,9.	22,23.
12.	Потери активной мощности в магнитопроводах «n» трансформаторов.	МВт.	Рст.	0,028.	0,038.	0,054.	0,022.	0,028.	0,072.	0,038.
13.	Потери активной мощности в обмотках «n» трансформаторов.	МВт.	Рм.	0,03.	0,07.	0,062.	0,04.	0,05.	0,12.	0,083.
	Суммарные потери активной мощности в «n» трансформаторов.	МВт.	Рт.	0,058.	0,1.	0,116.	0,062.	0,078.	0,192.	0,121.
15.	Расчетная активная нагрузка подстанции.	МВт.	Ррасч i.	11,3.		23,8.	7,8.	12,1.		20,1.
16.	Потери реактивной мощности в магнитопроводах «n» трансформаторов.	Мвар	Qст.	0,14.	0,224.	0,34.	0,1.	0,14.	0,52.	0,224.
17.	Потери реактивной мощности в обмотках «n» трансформаторов.	Мвар	Qм.	0,082.	0,083.	0,054.	0,095.	0,095.	0,075.	0,101.
18.	Суммарные потери реактивной мощности в «n» трансформаторов.	Мвар	Qт.	0,22.	0,3.	0,39.	0,195.	0,23.	0,59.	0,35.
19.	Реактивная мощность, генерируемая линиями, отнесенная к шинам ВН.	Мвар	Qc/2.	0,35.	0,21.	0,48.	0,78.	0,38.	0,1.	1,89.
20.	Расчетная реактивная нагрузка подстанции.	Мвар	Qрасч i.	5,27.	8,99.	8,91.	2,81.	5,85.	23,49.	7,96.

• Таблица 1.10 — Конфигурация сети

Номер ветви.	Начало ветви.	Конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
			2,28.	7,6.
			2,8.	5,88.
			2,8.	5,88.
			1,3.	4,6.
			1,5.	5,3.
			5,04.
			1,46.	4,9.
			6,6.	22,3.
			2,2.	4,62.
			2,2.	4,62.

• Таблица 1.11 — Нагрузки в узлах

Номер узла.
Р, МВт.	11,3.		23,8.	7,8.	12,1.		20,1.
Q, МВт.	5,4.	8,9.		3,4.			9,5.

• Самое низкое напряжение зафиксировано на ПС 2 при отключении ВЛ 1−2, ВЛ 1−7 (П2.1.1). U2A = 92,29кВ, что соответствует отключению напряжения V2A =-16,1%. Данная величина входит за пределы регулирования устройства РПН, но с учетом возможности дополнительного снижения напряжения в послеаварийном режиме на 5%, удовлетворяет требованиям регулирования.
• 1.4.3 Режим наименьших нагрузок
• При минимальных нагрузках мощности одного трансформатора достаточно для обеспечения потребителей. Отключение одного трансформатора приводит к двукратному снижению потерь мощности в стали и двукратному увеличению потерь в обмотках. В зависимости от величины нагрузки отключение одного трансформатора может приводить как к снижению, так и к увеличению суммарных потерь мощности в трансформаторах. Экономия на потерях мощности имеет место в том случае, если нагрузка снизилась и стала меньше критической Sкр.
• В таблице 1.13 приведены расчеты целесообразности отключения одного трансформатора.
• При определении целесообразности отключения трансформаторов учтено, что на блочных подстанциях эта операция плохо согласуется со схемой сети.
• Расчет нагрузки подстанций, приведены к стороне ВН, выполнены с учетом отключения одного трансформатора. Расчетные нагрузки для ввода в ЭВМ показаны в таблице 1.14. Определение расчетных нагрузок с учетом отклонения трансформаторов в режиме летнего минимума приведено в таблице 1.15.
• В режиме наименьших нагрузок наибольшее напряжение наблюдается на ПС6, U6нм = 113,95 кВ. Согласно (1.6) отключение напряжения на шинах 110 кВ
• Отключение напряжения находится в пределах диапазона регулирования РПН. Перетоков реактивной мощности из сети промрайона в энергосистему нет.
• Таблица 1.13 — Целесообразное количество включенных трансформаторов

№ п/п.	Расчетная величина.	Единица измерения.	Обозначение.	Подстанции.
				ПС 2.	ПС 3.	ПС 4.	ПС 5.	ПС 6.	ПС 7.	ПС 8.
	Наименьшая нагрузка.	МВА.	Sniнм.		8,03.	10,2.	3,4.	5,4.	19,2.	8,9.
	Число и установленная мощность трансформаторов.	МВА.	n Sтном.	2?10.	2?16.	2?25.	2?6,3.	2?10.	2?40.	2?16.
	Критическая мощность нагрузки.	МВА.	Sкр	6,83.	10,7.	16,7.	4,45.	6,8.	25,9.	10,7.
	Целесообразное число включенных трансформаторов.	шт.	n.

• Таблица 1.14 — Нагрузки в узлах в режиме летнего минимума

Номер узла.
Р, МВт.	4,52.	7,2.	9,52.	3,12.	4,96.	16,8.	8,04.
Q, Мвар	2,16.	3,56.	3,6.	1,36.	2,4.	9,2.	3,8.

• Таблица 1.15 — Минимальные расчетные нагрузки

№ п/п.	Расчетная величина.	Единица измерения.	Обозначение.	Подстанции.
				ПС2.	ПС3.	ПС4.	ПС5.	ПС6.	ПС7.	ПС8.
	Количество и номинальная мощность трансформаторов.	МВА.	nSтном.				6,3.
	Наименьшая активная нагрузка.	МВт.	Рniнм.	4,52.	7,2.	9,52.	3,12.	4,96.	16,8.	8,04.
	Наименьшая реактивная нагрузка.	Мвар	Qniнм.	2,16.	3,56.	3,6.	1,36.	2,4.	9,2.	3,8.
	Потери активной мощности в магнитопроводах.	МВт.	Рст.	0,014.	0,019.	0,027.	0,011.	0,014.	0,036.	0,019.
	Потери активной мощности в обмотках.	МВт.	Рм.	0,0075.	0,01.	0,009.	0,006.	0,0087.	0,02.	0,013.
	Суммарные потери активной мощности в трансформаторах.	МВт.	Рт.	0,0215.	0,029.	0,036.	0,017.	0,0227.	0,056.	0,032.
	Расчетная нагрузка подстанций.	МВт.	Ррасчнм.	4,54.	7,23.	9,56.	3,14.	4,98.	16,9.	8,07.
	Потери реактивной мощности в магнитопроводах.	Мвар	Qст.	0,07.	0,112.	0,17.	0,05.	0,07.	0,26.	0,112.
	Потери реактивной мощности в обмотках.	Мвар	Qм.	0,13.	0,21.	0,22.	0,096.	0,15.	0,48.	0,26.
	Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах.	Мвар	Qт.	0,2.	0,322.	0,39.	0,146.	0,22.	0,74.	0,37.
	Реактивная мощность, генерируемая линиями.	Мвар	Qс/2.	0,35.	0,21.	0,48.	0,78.	0,38.	0,1.	1,89.
	Расчетная реактивная нагрузка.	Мвар	Qнмрасч.	2,01.	3,67.	3,51.	0,73.	2,24.	9,84.	2,28.

1.4.4 Регулирование напряжения Пределы регулирования определяются следующими требованиями: в режиме наибольших нагрузок в центре питания распределительной сети необходимо обеспечивать напряжение на 5% выше номинального, в режиме наименьших нагрузок? не выше номинального; в послеаварийных режимах допускается увеличение отклонения напряжения на 5%. Таким образом, желаемое отклонение напряжения в режиме наибольших нагрузок составляет 5%.

Определить возможность регулирования напряжения на ПС2 в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Схема замещения представлена на рисунке 7.4.

Рисунок 1.6 — Схема замещения трансформаторов ПС2.

Желаемое напряжение на шинах НН ПС определяется по формуле:

Найдём потери напряжения в трансформаторах по формуле:

Разница в потере напряжения определяется разными напряжениями U1i и отключением одного трансформатора в послеаварийном режиме.

Находим напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН:

. :

Находим расчетное значение ответвлений:

Округляем значения ответвлений до ближайших стандартных. На ПС2 имеем предельное ответвление:

Найдём реальный коэффициент трансформации:

Найдём действительное значение напряжения на шинах НН:

Определяем отклонения напряжения:

На ПС2 диапазон регулирования напряжения достаточен в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Так как на ПС2 наблюдаются наибольшие отклонения напряжения в проектируемой сети, то можно сделать вывод о достаточности диапазона регулирования напряжения устройствами РПН трансформаторов во всей сети.

Таблица 1.16 — Результаты расчёта.

№ п/п.	Расчётная величина.	Ед. изм.	Обозн.	Подстанции.
	Тип трансформаторов.			ТДН.	ТДН.
	Количество трансформаторов.		nтi.
	Активное сопротивление обмоток трансформатора.	Ом.	Rтi.	7,95.
	Реактивное сопротивление обмоток трансформатора.	Ом.	Xтi.	7,95.
	Наибольшая активная нагрузка на стороне НН ПС.	МВт.	Pni.	11,3.	5,4.
	Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ.	Мвар	Qni.	7,95.	2,16.
	Напряжение на стороне ВН ПС.	кВ.	U1i.	92,29.	114,28.
	Потери напряжения в трансформаторах.	кВ.	?Uтi.	2,15.	2,94.
	Напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН.	кВ.		94,14.	111,3.
	Номинальное напряжение обмотки на стороне ВН трансформаторов.	кВ.	U1т ном i.
	Номинальное напряжение обмотки на стороне НН трансформаторов.	кВ.	U2т ном i.
	Желаемое напряжение на шинах НН ПС.	кВ.	U2жел i.	10,5.
	Расчетная ступень регулирования.	;	nрасч i.	— 9,04.	0,8.
	Фактическая ступень регулирования.	;	nрег i.		— 1.
	Действительный коэффициент трансформации.	;	Ктi.	11,01.	10,82.
	Напряжение на стороне НН ПС.	кВ.	U2Дi.	9,61.	10,29.
	Отклонение напряжения.	%.	Vi.		1,9.

1.4.5 Уточнение баланса реактивной мощности В предварительных расчетах (n.1.2.1) был сделан вывод, что установка компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется. Этот вывод требует проверки по результатам уточненных расчетов.

Потребление реактивной мощности из энергосистемы осуществляется от шин 110 кВ ПС 1 по линиям ВЛ 1−2, ВЛ 1−6, ВЛ 1−7. Суммарное потребление по этим линиям составляет в режиме наибольших нагрузок (П 2.1):

Qпотр = Q91 + Q98 + Q95 = 24,5+11,8+20,5 = 56,8 Мвар Потребляемая сетью промрайона реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок не превосходит величину, допустимую по режиму энергосистемы (Qсист = 80 Мвар).

Установка компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется.

2. КОРОТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА Сметная стоимость строительства — это сумма денежных средств, определена сметными документами в соответствии с проектной документацией. Правильно составлена сметная документация является основным неизменным финансовым документом на весь период строительства.

Начальным этапом сооружения электросетевых объектов является подготовка территории строительства. При этом производится снос объектов, перенос дорог, ЛЭП, водопровода, вырубка лесов и кустарника, находящихся на территории проектируемой электрической сети. Возмещение ущерба организациям и частным лицам, пострадавшим от износа.

Основными объектами строительства сети являются воздушные линии и подстанции. Стоимость ЛЭП определяется номинальным напряжением, сечением провода, видом опор, районом по гололеду.

Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих составляющих: распределительных устройств, трансформаторов, компенсирующих устройств и реакторов, постоянной части вырасходов.

Объекты подсобного хозяйства и обслуживающего назначения находятся на территории подстанции, в них входят: здания управления и обслуживания, масло хозяйства, склады и другие сооружения.

Объекты транспорта и связи предназначены для обслуживания подъездов и дорог на подстанциях, а также здания обслуживания транспорта и связи.

Наружные сети и сооружения включают: водопроводы, канализацию, котельные и газификацию.

Благоустройство территории включает в себя следующие мероприятия: вертикальная планировка, устройство дорожек и подсыпаний, озеленение, ограждение и освещение территории подстанции.

Прочие работы и затраты определяются территорией и спецификой района, продолжительностью и сложностью строительства, научно-исследовательскими работами в ходе работ и доплатами за подвижную работу.

Содержание дирекции и технический надзор обусловлен сложностью строительства, а также большим числом различных предприятий, строительных бригад, смежников и поставщиков, занятых в производственном процессе.

Правильность и точность составления сводного сметного расчета стоимости строительства является определяющим вопросом при расчетах затрат на строительство новых, расширения и реконструкции электрической сети. В настоящее время в Украине существует сложная экономическая ситуация, которая в первую очередь влияет на государственные объекты энергетики, что подчеркивает актуальность данных расчетов.

В данном разделе бакалаврской работы делается расчет сметной стоимости сооружения электрической сети с учетом почти всех выше указанных расходов. Расчет сооружения подстанции ведется по укрупненной стоимости подстанции за вычетом расходов не связанных с капитальными вложениями в подстанцию. Учет этих расходов ведется в самом смете стоимости сооружения электрической сети.

Электрическая сеть 110 кВ, проектирование развитие и реконструкция которой выполняется в работе, состоит из 8 ПС 110 кВ, связанных воздушными линиями 110 кВ.

Питание электрической сети 110 кВ осуществляется от следующих источников питания: ПС1.

2.1 Сметная стоимость строительство электросетевого объекта Расчет сметной стоимости электросетевых объектов электрической сети 110 кВ выполняется в виде сводного сметного расчета. С начала необходимо найти расходы в базовых показателях в 1991р. Кошторисний расчет в этом случае имеет следующие составляющие:

1. Подготовка территории строительства согласно состоит (2.1):

— с расходов на вырубку леса и поросли, а также с затрат на устройство Лежнев дорог вдоль ВЛ;

— По расходам на отвод земли под строительство ПС.

где Зпод.баз. — Суммарные затраты на подготовку строительства в базовых показателях (тыс.руб.); Квируб. i — базовый показатель расходов на вырубку леса и поросли впро-дл i-й ПЛ (определятся по табл.1 Приложения); Кдор. i — базовый показатель расходов на устройство лежневой дороги в течение i-й ПЛ (определятся по табл.1 Приложения); Li — длина i-й ВЛ (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы); NВЛ — количество ВЛ; Nпс — количество ПС; Котвод.земли.i — базовый показатель расходов на отвод земли под строительство i-й ПС.

Для расчета затрат на подготовку строительства составляются таблицы 2.1.

Таблица 2.1 — Сумма расходов на подготовку строительства ВЛ базовых показателях.

Вели-чина.	Од.вим.	Линий.
		7−8.
Lі.	Км.
Квируб.i.	тыс. руб.	83,6.
Кдор.i.	тыс. руб.
Сумма.	тыс. руб.	413,6.

Таблица 2.2 — Сумма расходов на подготовку строительства ПС в базовых показателях.

Вели-чина.	Од. вим.	Подстанции.
		ПС8.
Котвод.земли.i.	тыс. руб.	1,4.
Сумма.	тыс. руб.	1,4.

2. Основные объекты строительства.

К основным объектам строительства относятся:

а) Воздушные линии 110 кВ;

б) Подстанции 110 кВ;

Согласно литературе для определения капитальных вложений в систему электроснабжения используются укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей.

Расчет основных объектов строительства производиться согласно (2.2).

где Зосн.баз. — Суммарные затраты на основные объекты строительства в базовых показателях (тыс.руб.); Косн.ВЛ.i — базовый показатель расходов на основные объекты строительства i-й ПЛ (определятся по таблице3 Приложения); Li — длина i-й ПЛ (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы); К ВРУ.В.i — базовый показатель расходов на устройство ВРУ высокого напряжения i-й ПС (определятся по таблице 4 Приложения); К ВРУ.С.i — базовый показатель расходов на устройство ВРУ среднего напряжения i-й ПС (определятся по таблице 4 Приложения); К ЗРУ.Н.i — базовый показатель расходов на устройство ЗРУ низкого напряжения i-й ПС (определяются по таблице 4); К Т?.i — базовый показатель затрат на монтаж трансформаторов i-й ПС (определятся по таблице 5; N т. I — количество трансформаторов на i-ой ПС (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы). Для расчета затрат на основные объекты строительства составляются таблицы 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3 — Сумма расходов на основные объекты строительства ВЛ базовых показателях.

Вели-чина.	Од. вим.	Линий.
		7−8.
Lі.	Км.
nц (Fр).	шт.	2х (120).
Косн.ПЛ.i.	тыс. руб .
Кл.	тыс. руб .
Сумма.	тыс. руб .

Таблица 2.4 — Сумма расходов на основные объекты строительства ПС в базовых показателях.

Величина.	Один. вимір.	ПС.
Шифр схеми ВРУ ВН.	-;	110−4.
KВРУ.В (КВРУВ. Р).	тыс. руб.
Шифр схеми ВРУ СН.	-;	-;
nЛ.С.	Шт.	-;
KВРУ.С.	тыс. руб.	-;
Шифр схеми ЗРУ НН.		10−2.
nЛ.Н.	Шт.
KЗРУ.Н.	тыс. руб.	41.4.
nТ · SН.Т.	шт· МВА.	2*16.
KТ?(KТ?.Р).	тыс. руб.
KП.	тыс. руб.	515,4.
?KП.	тыс. руб.	515,4.

3. Постоянные затраты при строительстве ПС. Расходы учитываются только для ПС проказники приведены в таблицу 2.6.

(2.3).

где постоянными. — Суммарные постоянные затраты на строительство ПС в базовых показ-никах (тыс.руб.); Кпидг.та.благ.i — базовый показатель расходов на благоустройство и подготовку строительства i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); КЗПК — базовый показатель расходов на общих станционный пункт управления и объекты обеспечения собственными потребностями i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); Кенерг. i — базовый показатель расходов на объекты энергетического хозяйства (компрессорные) i-й ПС (расчет не делается в связи с использованием элегазовых выключателей на новых подстанциях); Кпидгс.обсл.i — базовый показатель расходов на объекты подсобного и обслуживающего назначения (подъездные и внутренние дороги) i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); Ктранс.звязк.i — базовый показатель расходов на объекты транспортного хозяйства и связи i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения). Кзовн.мереж.i — базовый показатель расходов на внешние сети и сооружения водоснабжения i-й ПС (определятся по табл. 6); Кинш пост. i — базовый показатель других расходов постоянной составляющей при строительстве i-й ПС (определятся по таблицы 2.6). Для расчета затрат на постоянную составляющую стоимости строительства ПС составляется таблица 2.5.

Таблица 2.5 — Сумма расходов на постоянную составляющую стоимости строительства ВЛ в базовых показателях.

Величина.	Один. вимір.	ПС.
Шифр схеми ВРУ ВН.	-;	110−4.
Кпідг.та.благ.i.	тыс. руб.
КЗПК.	тыс. руб.
Кенерг.i.	тыс. руб.	-;
Кпідгс.обсл.i.	тыс. руб.
Ктранс.звязк.i.	тыс. руб.
Кзовн.мереж.i.	тыс. руб.
Кінш пост.i.	тыс. руб.
Kпост.	тыс. руб.
Зпостійні.	тыс. руб.

Переход от базовых до реальных показателей затрат производиться с помощью такого подхода:

Структура капитальных вложений в электросеть объекты определяется по трем составляющим:

* Строительно-монтажные работы;

* Оборудование;

* Другое.

При этом согласно удельный вес строительно-монтажных работ, оборудования и прочих расходов в электросетевые объекты определяется согласно таблице 2.7.

Для определения капитальных вложений в элементы системы электроснабжения составляются таблицы 2.6 и 2.7 коэффициент приведения затрат в базовых ценах 1991 г. к текущим ценам 2015. отмечается 19,39тис.грн. / тыс.руб. для оборудования 21,25тыс.грн. / тыс. руб для строительно-монтажных работ и 28,47тис.грн. / тыс.руб. для других расходов.

Таблица 2.6 — Капитальные вложения в объекты строительства в текущих ценах 110−330кВ.

Объект.	Величина.	Один. вимір.	Общие.	БМР.	Оборудование.	Другие.
ВЛ.	Сумма расходов в базовых ценах.	тыс. руб.	1821,6.	1530,1.
	Коэффициент приведения затрат.	тыс.грн./ тыс.руб.	-;	21,25.	19,39.	28,47.
	Сумма расходов в текущих ценах.	тыс. грн.	39 502,1.	32 514,6.	2830,94.	4156,62.
ПС.	Сумма расходов в базовых ценах.	тыс. руб.	516,8.	222,22.	268,7.	25,84.
	Коэффициент приведения затрат.	тыс.грн./ тыс.руб.	-;	21,25.	19,39.	28,47.
	Сумма расходов в текущих ценах.	тис. грн.	10 667,9.	4722,2.		735,7.

4. Временные здания и сооружения. Согласно разделяются на расходы при строительстве ВЛ 3,2% от стоимости здания и 3,6% от стоимости здания для ПС.

5. Проектные и исследовательские работы определяются по (2.4).

(2.4).

где ЗпроектПЛ. — Суммарные затраты на проектирование ВЛ текущих ценах (тыс.); ЗпроектПС. — Суммарные затраты на проектирование ПС в текущих ценах (тыс.); КпроектПЛ.змин.и — базовый условно переменный показатель затрат на проектирование i-й ПЛ (определятся по таблице 8 Приложения); КпроектПЛ.пост.и — базовый условно постоянный показатель затрат на проектирование i-й ПЛ (определятся по таблице 8 Приложения); КпроектПС.пост.и — базовый условно постоянный показатель затрат на проектирование i-й ПС (определятся по таблице 9 Приложения); Кен — коэффициент увеличения затрат на проектирование энергетических объектов, согласно равна 1,07; Краб.пр.i — коэффициент увеличения затрат на выполнение рабочего проекта, согласно равна 1,1; Ккилк. ц — коэффициент увеличения затрат на проектирование багатоцепних ВЛ, согласно равна 0,25 на каждую дополнительную цепь ВЛ (то есть для двух цепных ВЛ равна 1,25); КПРВ — показатель приведения расходов базовых цен 1990 г. к текущим ценам 2013. Согласно равна 7,77 * 1,4783 = 11,49 тыс. грн / тыс.руб.

Для расчета затрат на проектирование сетевых объектов составляется таблица 2.7.

Таблица 2.7 — Сумма расходов на расходов на проектирование.

Вели-чина.	Од. вим.	Линий.
		7−8.
Lі.	км.
nц (Fр).	шт.	2х (120).
КпроектПЛ.змін.і.	тыс.руб.	0,107.
КпроектПЛ.пост.і.	тыс.руб.	1,06.
Ккілк.ц.	;	1,25.
Кен.	;	1,07.
Краб.пр.i.	;	1,1.
Кпрв.	тыс.грн./ тыс.руб.	11,49.
ЗпроектПЛ.	тыс. грн.	57,7.
Вели-чина.	Од. вим.	ПС.
КпроектПС.змін.і.	тыс. руб.	-;
КпроектПС.пост.і.	тыс. руб.	16,36.
Кен.	;	1,07.
Краб.пр.i.	;	1,1.
Кпрв.	тыс.грн./ тыс.руб.	11,49.
ЗпроектПС.	тыс. грн.	221,25.

6. Содержание дирекции, технических и авторский надзор общепринято определять 25% от п. 5.

7. Прочие работы и затраты. Согласно определяются 1% от затрат на 1−4.

8. Подготовка эксплуатационных кадров — расчет не делается в связи с тем, что производиться монтаж типового оборудования и персонал вспомогательной подготовки не требует.

9. Суммы на непредвиденные работы и затраты. Согласно расходы определяются 3% от затрат на 1−4.

10. Возвращенные суммы. Суммы определяются 60% от затрат на п. 4. и учитываются со знаком минус.

11. Налог на добавленную стоимость определяется как 20% от суммы Таблица 2.8 — Сводный сметный расчет.

Наименование.	Сметная стоимость тыс. грн.
	БМР.	Оборудование.	Другие.	Общая.
1. Подготовка территории строительства.	ВЛ.	7382,76.	641,57.	942,0.	8966,33.
	ПС.	12,8.	14,11.	1,99.	28,9.
2 Основные объекты строительства.	ВЛ.	25 132,8.		3206.9.	30 531,8.
	ПС.	4709,5.	5196,7.	733,7.	10 639,9.
3 Постоянные затраты при строительстве.	2001,1.	2208,1.	311,7.	4520,9.
Вместе с 1−3.	39 238,96.	10 244,48.	1045,4.	54 687,83.
4 Временные здания и сооружения.	ВЛ.	-;	-;	-;
	ПС.	-;	-;	-;
Вместе с 1−4.				56 047,9.
5 Проекты и исследовательские работы.	ВЛ.	-;	-;	-;	57,7.
	ПС.	-;	-;	-;	221,25.
6 Содержание дирекции, технический и авторский надзор	-;	-;	-;	69,7.
7. Прочие работы и затраты.				560,4.
8 Подготовка эксплуатационных кадров.	-;	-;	-;	-;
9 Непредвиденные работы.	-;	-;	-;	1681,4.
Всего по сметному расчету.	-;	-;	-;	58 638,35.
В том числе суммы подлежащих возврату.	-;	-;	-;	— 816.
Вместе по сметному расчету.	57 822,35.
Налог на добавленную стоимость 20%.	11 727,67.
Всего с НДС 20%.

3. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

3.1 Общие вопросы охрана труда Охрана труда — это система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно профилактических мероприятий и средств, что обеспечивают безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда .

Безопасность труда — это состояние условий труда, при котором исключено влияние на работающих опасных и вредных производственных факторов.

Техника безопасности — это система организационных мероприятий и технических средств, что предотвращают влияние на работающих опасных производственных факторов.

Так как производственный и эксплуатационный персонал электроэнергетических систем связан с обслуживанием электроустановок, стоит обратить внимание на определение понятия электробезопасности.

Электробезопасность — это система организационных и технических мероприятий и средств, что обеспечивает защиту людей от вредного и опасного влияния электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Тема дипломной работы «Электроснабжение промышленного района».

С целью обеспечения безопасного обслуживания электроустановок в электроэнергетической системе (ЭЭС) или в ее подразделах разрабатывается и утверждается система управления охраной труда (СУОТ). Она предусматривает подготовку, принятие и реализацию решений по осуществлению организационных, технических, санитарно-гигиенических и лечебно — профилактических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности, сохранения здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

3.2 Влияние электрических сетей на окружающую среду, меры по ее защите Влияние электрических сетей на окружающую среду определяется влиянием электрического поля, использованием земельных ресурсов, нарушением природных ландшафтов.

Электромагнитное поле в электроустановок возникает при наличии напряжения на токоведущих частях, а магнитное — при прохождении тока по этим частям.

Принято считать, что при малых частотах электрическое и магнитное поля не связаны, и их можно рассматривать отдельно, как и предоставленное ими влияние на биологической объект.

Вредное действие магнитного поля на биологический объект проявляется при напряженности в 150−200 А/м.

Негативное действие на организм человека электромагнитных полей обусловлено электрическим полем; биологическим влиянием магнитного поля можно пренебречь.

Биологическая активность электрического поля проявляется при длительном и систематическом пребывании человека в электрическом поле и может привести к нарушению функционального состояния центральной нервной и сердечно — сосудистой систем.

Таким образом, электрическое поле ВЛ — это вредный, биологический активный фактор, что влияет на человека и окружающую природную среду.

Это влияние чувствуется в основном на ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН). В связи с этим напряженность электрического поля под проводами ВЛ СВН нормируется и контролируется в пределах охраняемой зоны.

Факторы влияния электрического на человека:

— непосредственное влияние, что проявляется при пребывании в электрическом поле;

— влияние электрического зарядов, что возникают при прикосновении к изолированным от земли конструкциям, корпусам машин и механизмов на пневматическом ходу и протяжных проводниках или при прикосновении человека, изолированного от земли, к растениям, заземленным конструкциям и другим заземленным объектам;

— влияние тока, что проходит через человека, который будет перебывать в контакте с изолированными предметами, машинами, механизмами, протяженными проводниками — тока стекания.

Степень опасности каждого из отмеченных факторов растет с увеличением напряженности электрического поля.

Напряженность электрического снижается в меру удаления от воздушной линии.

3.3 Защитные меры по электробезопасности Электробезопасность должна обеспечиваться:

— конструкцией электроустановок;

— техническим способами и средствами защиты;

— организационными и техническими мероприятиями.

Технические способы и средства защиты, что обеспечивают электробезопасность, должны устанавливаться с учетом:

номинального напряжения, рода и частота тока электроустановок;

— способа электроснабжения;

— режима нейтрала источника питания;

— вида выполнения;

— возможность снятия напряжения из токоведущих частей;

— характера возможного прикосновения человека к цепям тока;

— возможности приближения к токоведущим частям;

— видов работ.

Для обеспечения электробезопасности должны применяться отдельные или в соединении следующие технические способы и средства:

— защитное заземление;

— зануление;

— выравнивание потенциалов;

— малое напряжение;

— электрическое деление сетей;

— защитное отключение;

— изоляция токоведущих частей;

— компенсация токов замыкания на землю;

— ограждающие устройства;

— предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности;

— средства защиты и предохранительные приспособления.

3.4 Мероприятия безопасности при производстве работ в электроустановках Работы в электроустановках подразделяются:

— на выполняемые со снятием напряжения;

— под напряжением на токоведущих частях;

— без снятия напряжения на нетоковедущих частях.

К работе со снятием напряжения относятся работы, при которых из токоведущих частей снято рабочее напряжение.

К работам под напряжением на токоведущих частях относятся работы, которые выполняются не посредственно на этих частях с применением средств защиты.

В электроустановках выше 1000 В, а также на ВЛ до 1000 В к этим же работам относятся работы, которые выполняются на расстояниях от токоведущих частей меньших указанных в ПУЕ-2010.

Средства защиты могут служить для изоляции человека от токоведущих частей или от земли.

К работам без снятия напряжения на нетоковедущих частях относятся работы:

— выполняемые за постоянными и временными ограждениями, на корпусах оборудования, на поверхности оболочек кабелей;

— на расстояниях от не ограждённых токоведущих частей больше указание в ПУЭ.

В электроустановках запрещается приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин к неогражденным токоведущем частям, что находятся под напряжением, на расстояние меньше указанного в ПУЕ-2010.

При работе с применением электрозащитных средств (изолирующие штанги и клещи, клещи электроизмерений, указатели напряжения) допускаются приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств.

Запрещается касаться без применения изолирующих средств защиты к изоляторам оборудования, что находится под напряжением.

В электроустановках запрещается работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние к токоведущим частям будет меньше указанного в ПУЕ-2010. В электроустановках электростанции и подстанции 6−110 кВ при работе возле неогражденных токоведущих частей запрещается располагаться так. Чтобы эти части находились сзади или по бокам.

В электроустановках выше 1000 В работы под напряжением на токоведущих частях должны выполняться с применением электрозащитных средств для изоляции человека от земли работы должны проводиться соответственно специальным инструкциям или технологическим картам, В которых предусмотрены необходимые мероприятия безопасности.

В электроустановках электростанций, подстанций и ВЛ до 1000 В при работе под напряжением на токоведущих частях выше 42 В необходимо :

— выполнять работу не менее чем двум лицам, из которых производитель работ должен иметь группу IV, последние — группу III;

— защитить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, что находятся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение.

Переносные заземления, наложенные на токоведущие части, должны бать отделены от токоведущих частей, которые находятся под напряжением, видимым разрывом и отстоять от них на расстояниях, указанных в ПУЕ-2010. Заземление следует налагать в местах, очищенных от краски.

Места присоединения переносных заземлений к заземленной проводке или к заземленным конструкциям должны быть приспособлены для их закрепления.

В электроустановках до 1000 В при работах с снятием напряжения на сборных шинах РП, щитов, складов на эти шины необходимо налагать заземление. Необходимость и возможность наложения заземления на присоединения этих РП, щитов, складок и на оборудование, получающее от них питание, определяет наряд, что выдается, распоряжение. В электроустановках выше 1000 В:

— включать и отключать заземляющие ножи позволяется одному лицу с группой IV из числа дежурного или оперативно — ремонтного персонала;

— налагать переносные заземления должны два лица с группами IV и III; второе лицо с группой III может быть из числа ремонтного персонала, а при заземлении присоединений потребителей — и из числа персонала потребителей; на удаленных подстанциях по разрешению административно — технического персонала или диспетчера при наложении заземлений и в основной схеме позволяется работа второго лица с группой III из числа персонала потребителей;

— снимать переносные заземления позволяется одному лицу с группой III из числа дежурного или оперативно — ремонтного персонала.

В электроустановках до 1000 В все операции по наложению и снятию заземлений позволяется выполнять одному лицу с группой III из числа дежурного или оперативно — ремонтного персонала.

Допускается временное снятие заземлений, наложенных при подготовке рабочего места, если это нужно по характеру выполняемых работ.

Временное снятие и повторное наложение заземлений выполняется дежурным или оперативно — ремонтным персоналом или по его разрешению производителем работ. При выдаче наряду разрешение на временное снятие заземлений должно быть внесено в строку «Отдельные указания» с записью о том, где и для какой цели нужна эта операция.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения дипломной работы, мы определили потребности района в активной и реактивной мощностях, исследовали их баланс, предварительно определили не потребности в компенсирующих устройствах, выбрали оптимальную схему электроснабжения промышленного района; ее номинальное напряжения, выбрали типы воздушных линий электропередачи и трансформаторов, произвели технико — экономический расчет сетей, рассчитали нормальные и наиболее тяжелые послеаварийные режимы сети, а также выбрали обеспечение регулирования напряжения на подстанциях.

Основываясь на технико — экономический расчет мы выбрали оптимальную схему электрических соединений сети.

Также были выполнены экономический расчет сметной стоимости оборудования проектируемой подстанции и были решены вопросы охраны труда и окружающей среды.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ.

1 Правила устройства электроустановок.- Х.: Изд-во «Форт», 2009. — 704 с.

2 Сендерович Г. А. Проектирование систем электроснабжения. / Г. А. Сендерович, О. Г. Гриб, П. Г. Щербакова. Х.: Изд-во «ТОЧКА», 2014. — 144 с.

3 Карапетян И. Г. Справочник по проектированию электрических сетей. / И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро; под ред. Д. Л. Файбисовича. — 4-е изд. — М.: ЭНАС, 2012. — 376 с.

4 Идельчик В. И. Электрические системы и сети. / В. И. Идельчик. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.

5 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6?750 кВ / [Министерство энергетики и электрификации Украины] - К.: 1994.

6 «Правила визначення вартості будівництва» ДБН Д. 1.1−1-2000.

7 «Правила визначення вартості проектних робіт» ДБН Д. 1.1−7-2000.

8 Письмо Міністерства регіонального розвитку, будівництва і житлово-комунального господарства України від 17.07.2012р. № 7/15−11 715.

9 Рокотян С. С., И. М Шапиро «Справочник по проектированию электроэнергетических систем». //М.: Энергоатомиздат, 1985 — 352с.

10 Сборник цен на проектные работы для строительства. Раздел 1 «Электроэнергетика"//М.-1990.

11 Фабисович Д. Л., Карапетян И. Г. «Укрупненые стоимостные показатели електрических сетей 35−1150кВ//М. НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик» 2003.

12 Закон України «Про охорону праці» .-Введений 01.01.2004 р.

13 Термины и определения. — Введ. 30.09.1980 ГОСТ 12.0.002−80.ССБТ.

14 Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. -Введ. 01.07.80. Изм. 1986. ГОСТ 12.1.019−79.ССБТ.

15 Электробезопасность. Защитноезаземление. Зануление. — Введ. 01.07.82. Изм. 1987. ГОСТ 12.1.030−81.ССБТ.

ПРИЛОЖЕНИЕ П1.

РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ РАЗВИТИЯ СЕТИ РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ВВОД ИНФОРМАЦИИ О КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ ДЛЯ I ВАРИАНТА.

№ ветви.	Начало и конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
	1 — 2.	2,28.	7,6.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 8.	4,88.	16,5.
	3 — 2.	1,3.	4,6.
	4 — 3.	1,5.	5,3.
	5 — 4.	5,04.
	6 — 5.	1,46.	4,9.
	8 — 6.	3,08.	10,4.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О НАГРУЗКАХ СЕТИ.

№ узла.	Р, МВт.	Q, МВА.
	11,2.	5,4.
		8,9.
	23,8.
	7,8.	3,4.
	12,1.
	20,1.	9,5.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.1 вариант I.

№ узла.	Напряжение.
	114,07.
	112,73.
	111,85.
	111,44.
	111,57.
	115,91.
	112,75.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	56,814.	28,651.	56,139.	26,404.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	37,949.	19,530.	37,300.	17,335.
	2 — 3.	44,939.	21,003.	44,693.	20,134.
	3 — 4.	26,693.	11,234.	26,594.	10,884.
	4 — 5.	2,794.	1,884.	2,790.	1,868.
	6 — 5.	5,013.	1,542.	5,010.	1,532.
	8 — 6.	17,200.	7,835.	17,113.	7,542.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=2,00.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.1.1 Отключение ВЛ 1−2.

№ узла.	Напряжение.
	78,72.
	79,22.
	80,76.
	89,73.
	92,81.
	115,91.
	100,76.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	106,606.	88,190.	99,782.	65,116.
	3 — 2.	11,232.	5,515.	11,200.	5,400.
	4 — 3.	29,486.	15,312.	29,232.	14,415.
	5 — 4.	55,937.	33,254.	53,286.	24,312.
	6 — 5.	64,718.	39,944.	63,737.	36,654.
	8 — 6.	79,682.	55,616.	76,818.	45,944.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=13,83.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.1.2 Отключение ВЛ 1−8.

№ узла.	Напряжение.
	111,29.
	108,38.
	105,79.
	100,19.
	98,91.
	115,91.
	97,24.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	98,294.	60,244.	96,080.	52,865.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	84,880.	47,465.	83,888.	43,953.
	3 — 4.	65,888.	35,053.	65,176.	32,539.
	4 — 5.	41,376.	23,539.	40,356.	20,097.
	5 — 6.	32,556.	16,697.	32,361.	16,044.
	6 — 8.	20,261.	10,044.	20,100.	9,500.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=5,52.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ ДЛЯ II ВАРИАНТА.

№ ветви.	Начало и конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
	1 — 2.	2,28.	7,6.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	2 — 3.	1,3.	4,6.
	3 — 4.	1,5.	5,3.
	5 — 4.	5,04.
	6 — 5.	1,46.	4,9.
	1 — 6.	6,6.	22,3.
	7 — 8.	2,2.	4,62.
	7 — 8.	2,2.	4,62.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О НАГРУЗКАХ СЕТИ.

№ узла.	Р, МВт.	Q, МВА.
	11,3.	5,4.
	18,0.	8,9.
	23,8.	9,0.
	7,8.	3,4.
	12,1.	6,0.
	20,1.	9,5.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.2 вариант II.

№ узла.	Напряжение.
	114,46.
	113,34.
	112,71.
	113,07.
	113,43.
	115,41.
	115,03.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	49,954.	24,557.	49,438.	22,837.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	2 — 3.	38,138.	17,437.	37,963.	16,819.
	3 — 4.	19,963.	7,919.	19,909.	7,729.
	5 — 4.	3,897.	1,294.	3,891.	1,271.
	6 — 5.	11,716.	4,754.	11,697.	4,694.
	1 — 6.	24,166.	11,938.	23,816.	10,754.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=1,68.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.2.1 Отключение ВЛ 1−2.

№ узла.	Напряжение.
	91,89.
	92,20.
	93,34.
	100,47.
	102,89.
	115,41.
	115,03.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	3 — 2.	9,392.	3,635.	9,377.	3,581.
	4 — 3.	27,071.	12,593.	26,918.	12,051.
	5 — 4.	53,189.	28,194.	51,380.	22,091.
	6 — 5.	61,063.	33,157.	60,397.	30,922.
	1 — 6.	78,037.	54,516.	73,668.	39,754.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=7,57.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.2.2 Отключение ВЛ 1−6.

№ узла.	Напряжение.
	112,99.
	111,03.
	109,49.
	107,01.
	106,57.
	115,41.
	115,03.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	75,228.	40,313.	74,015.	36,269.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	2 — 3.	62,719.	30,874.	62,221.	29,113.
	3 — 4.	44,224.	20,216.	43,936.	19,200.
	4 — 5.	20,136.	10,199.	19,922.	9,477.
	5 — 6.	12,126.	6,082.	12,103.	6,003.
	1 — 6.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=2,79.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ ДЛЯ III ВАРИАНТА.

№ ветви.	Начало и конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
	1 — 2.	2,28.	7,6.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 8.	4,88.	16,5.
	2 — 3.	1,3.	4,6.
	3 — 4.	1,5.	5,3.
	5 — 4.	5,04.
	6 — 5.	1,46.	4,9.
	9 — 6.	2,4.	8,1.
	8 — 9.	0,68.	2,3.
	1 — 9.	4,2.	14,17.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О НАГРУЗКАХ СЕТИ.

№ узла.	Р, МВт.	Q, МВА.
	11,3.	5,4.
		8,9.
	23,8.
	7,8.	3,4.
	12,1.
	20,1.	9,5.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.3 Вариант III.

№ узла.	Напряжение.
	114,47.
	113,34.
	112,71.
	113,09.
	113,44.
	115,91.
	114,73.
	114,73.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	49,880.	24,531.	49,365.	22,816.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	20,549.	10,203.	20,361.	9,569.
	2 — 3.	38,065.	17,416.	37,891.	16,801.
	3 — 4.	19,891.	7,901.	19,838.	7,712.
	5 — 4.	3,969.	1,312.	3,962.	1,288.
	6 — 5.	11,787.	4,773.	11,769.	4,712.
	9 — 6.	24,015.	11,205.	23,887.	10,773.
	8 — 9.	0,261.	0,069.	0,261.	0,069.
	1 — 9.	23,974.	11,877.	23,754.	11,136.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=1,54.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.3.1 Отключение ВЛ 1−2.

№ узла.	Напряжение.
	94,06.
	94,48.
	95,76.
	103,16.
	105,68.
	115,91.
	111,21.
	110,74.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	44,367.	28,772.	43,370.	25,402.
	3 — 2.	11,323.	5,482.	11,300.	5,400.
	4 — 3.	29,502.	15,015.	29,323.	14,382.
	5 — 4.	55,181.	30,351.	53,302.	24,015.
	6 — 5.	63,681.	36,102.	62,981.	33,751.
	9 — 6.	77,396.	47,552.	75,781.	42,102.
	8 — 9.	23,270.	15,902.	23,227.	15,754.
	1 — 9.	55,521.	36,357.	54,169.	31,798.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=7,03.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П1.3.2 Отключение ВЛ 1−9, ВЛ 1−8.

№ узла.	Напряжение.
	111,29.
	108,38.
	105,79.
	100,19.
	98,90.
	115,91.
	97,23.
	97,60.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	98,398.	60,257.	96,180.	52,866.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 7.	21,119.	11,751.	21,000.	11,500.
	1 — 8.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	84,880.	47,466.	83,888.	43,953.
	3 — 4.	65,888.	35,053.	65,176.	32,540.
	4 — 5.	41,376.	23,540.	40,356.	20,097.
	5 — 6.	32,556.	16,697.	32,361.	16,044.
	6 — 9.	20,261.	10,044.	20,136.	9,620.
	9 — 8.	20,136.	9,620.	20,100.	9,500.
	1 — 9.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=5,54.

ПРИЛОЖЕНИЕ П2.

РАСЧЕТЫ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ВВОД ИНФОРМАЦИИ О КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ П2.1 Режим зимнего максимума.

№ ветви.	Начало и конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
	1 — 2.	2,28.	7,6.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	2 — 3.	1,3.	4,6.
	3 — 4.	1,5.	5,3.
	5 — 4.	5,04.
	6 — 5.	1,46.	4,9.
	1 — 6.	6,6.	22,3.
	7 — 8.	2,2.	4,62.
	7 — 8.	2,2.	4,62.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О НАГРУЗКАХ СЕТИ.

№ узла.	Р, МВт.	Q, МВА.
	11,3.	5,4.
		8,9.
	23,8.
	7,8.	3,4.
	12,1.
	20,1.	9,5.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА.

№ узла.	Напряжение.
	114,46.
	113,34.
	112,71.
	113,07.
	113,43.
	115,41.
	115,03.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	49,954.	24,557.	49,438.	22,837.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	1 — 7.	31,329.	16,837.	31,071.	16,293.
	2 — 3.	38,138.	17,437.	37,963.	16,819.
	3 — 4.	19,963.	7,919.	19,909.	7,729.
	5 — 4.	3,897.	1,294.	3,891.	1,271.
	6 — 5.	11,716.	4,754.	11,697.	4,694.
	1 — 6.	24,166.	11,938.	23,816.	10,754.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	7 — 8.	10,071.	4,793.	10,050.	4,750.
	Потер активной мощности? Р=1,68.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П2.1.1 Отключение ВЛ 1−2, ВЛ 1−7.

№ узла.	Напряжение.
	92,29.
	92,58.
	93,68.
	100,70.
	103,07.
	113,76.
	113,37.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	1 — 7.	63,208.	34,826.	62,142.	32,589.
	1 — 7.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	3 — 2.	8,983.	3,338.	8,969.	3,288.
	4 — 3.	26,559.	12,187.	26,413.	11,671.
	5 — 4.	52,743.	27,714.	50,978.	21,763.
	6 — 5.	60,474.	32,506.	59,826.	30,332.
	1 — 6.	77,469.	53,669.	73,187.	39,200.
	7 — 8.	10,071.	4,794.	10,050.	4,750.
	7 — 8.	10,071.	4,794.	10,050.	4,750.
	Потер активной мощности? Р=7,96.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П2.1.2 Отключение ВЛ 2−3, ВЛ 1−7, ВЛ 7−8.

№ узла.	Напряжение.
	116,42.
	97,60.
	98,35.
	103,77.
	105,68.
	113,76.
	112,97.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	11,326.	5,488.	11,300.	5,400.
	1 — 7.	63,253.	34,921.	62,185.	32,679.
	1 — 7.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	4 — 3.	17,816.	8,847.	17,755.	8,630.
	5 — 4.	42,774.	21,565.	41,700.	17,942.
	6 — 5.	50,909.	26,289.	50,479.	24,849.
	1 — 6.	66,065.	42,440.	63,092.	32,396.
	7 — 8.	20,185.	9,679.	20,100.	9,500.
	7 — 8.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	Потер активной мощности? Р=5,72.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П2.1.3 Отключение ВЛ 3−4, ВЛ 1−7, ВЛ 7−8.

№ узла.	Напряжение.
	115,46.
	114,90.
	106,42.
	109,04.
	110,07.
	113,76.
	112,97.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	29,523.	15,050.	29,340.	14,440.
	1 — 7.	63,253.	34,921.	62,185.	32,679.
	1 — 7.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	18,040.	9,041.	18,000.	8,900.
	3 — 4.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	5 — 4.	24,088.	9,972.	23,800.	9,000.
	6 — 5.	32,035.	13,865.	31,888.	13,372.
	1 — 6.	45,411.	24,176.	44,135.	19,865.
	7 — 8.	20,185.	9,679.	20,100.	9,500.
	7 — 8.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	Потер активной мощности? Р=3,09.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА П2.1.4 Отключение ВЛ 4−5, ВЛ 1−7 ВЛ 7−8.

№ узла.	Напряжение.
	114,28.
	113,05.
	112,30.
	113,71.
	113,95.
	113,76.
	112,97.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	53,990.	26,325.	53,389.	24,322.
	1 — 7.	63,253.	34,921.	62,185.	32,679.
	1 — 7.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	42,089.	18,922.	41,877.	18,172.
	3 — 4.	23,877.	9,272.	23,800.	9,000.
	5 — 4.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	6 — 5.	7,808.	3,427.	7,800.	3,400.
	1 — 6.	20,155.	10,261.	19,908.	9,427.
	7 — 8.	20,185.	9,679.	20,100.	9,500.
	Потер активной мощности? Р=2,30.

РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ВВОД ИНФОРМАЦИИ О КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ П2.2 Режим летнего минимума.

№ ветви.	Начало и конец ветви.	R, Ом.	X, Ом.
	1 — 2.	2,28.	7,6.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	1 — 7.	2,8.	5,88.
	2 — 3.	1,3.	4,6.
	3 — 4.	1,5.	5,3.
	5 — 4.	5,04.
	6 — 5.	1,46.	4,9.
	1 — 6.	6,6.	22,3.
	7 — 8.	2,2.	4,62.
	7 — 8.	2,2.	4,62.

ВВОД ИНФОРМАЦИИ О НАГРУЗКАХ СЕТИ.

№ узла.	Р, МВт.	Q, МВА.
	4,52.	2,16.
	7,2.	3,56.
	9,52.	3,6.
	3,12.	1,36.
	16,8.	9,2.
	16,8.	9,2.
	8,04.	3,8.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА.

№ узла.	Напряжение.
	114,28.
	113,05.
	112,30.
	113,71.
	113,95.
	113,76.
	112,97.

ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ В СЕТИ.

№ ветви.	ветвь.	Р начала.	Q начала.	Р конца.	Q конца.
	1 — 2.	53,990.	26,325.	53,389.	24,322.
	1 — 7.	63,253.	34,921.	62,185.	32,679.
	1 — 7.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	2 — 3.	42,089.	18,922.	41,877.	18,172.
	3 — 4.	23,877.	9,272.	23,800.	9,000.
	5 — 4.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	6 — 5.	7,808.	3,427.	7,800.	3,400.
	1 — 6.	20,155.	10,261.	19,908.	9,427.
	7 — 8.	20,185.	9,679.	20,100.	9,500.
	7 — 8.	0,000.	0,000.	0,000.	0,000.
	Потери активной мощности в сети.	?Р=2,30.

.ur.