Оценка экономической целесообразности перевода электрических сетей 35 кВ Прохоровского района Белгородской области на напряжение 110 кВ

Алексей Селин

Оценка экономической целесообразности перевода электрических сетей 35 кВ Прохоровского района Белгородской области на напряжение 110 кВ

Выпускная квалификационная работа посвящена разработке плана развития электрической сети Прохоровского района Белгородской области на ближайшие 20 лет. Произведён расчёт и анализ режимов работы существующей электрической сети в нормальном и послеаварийном режимах с учётом перспективных нагрузок. Разработан вариант развития сети с учетом перевода ряда подстанций с напряжения 35 кВ на более высокий уровень напряжением 110 кВ. Для нового варианта электрической сети произведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов, схем РУ и сечений проводов ЛЭП. Выполнен расчёт и анализ режимов работы реконструированной электрической сети в нормальном и послеаварийном режимах. Рассчитаны токи короткого замыкания. Исследован выбор дугогасящих реакторов.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова (БГТУ им. В.Г. Шухова)

ID: 5f3127fccd3d3e0001b646cc

UUID: 24083110-bd26-0138-15b2-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: почти 4 года назад

Просмотры: 14

20.7

Алексей Селин

Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова (БГТУ им. В.Г. Шухова)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 4,2 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «БЕЛГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. В.Г. ШУХОВА» (БГТУ им. В.Г. Шухова) Институт Энергетики, информационных технологий и управляющих систем _____________________ Кафедра Электроэнергетики и автоматики __________________________________________________ Направление подготовки 13.03.02 – «Электроэнергетика и электротехника» _____________________ Направленность образовательной программы Электроснабжение _______________________________ Утверждаю: Зав. кафедрой________________БелоусовА.В. «_____»__________________2018 г. ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу студента Селина Алексея Юрьевича 1. Вид выпускной квалификационной работы (ВКР) бакалаврская работа ____________________________ 2. Тема ВКР: «Оценка экономической целесообразности перевода электрических сетей 35 кВ Прохоровского района Белгородской области на напряжение 110 кВ» утверждено приказом по университету от «_____»_______________2018 г. №__________ 3. Срок сдачи студентом законченной ВКР «_____» ____________2018 г. 4. Исходные данные : данные преддипломной практики – нормальные схемы электрических соединений сети 35-110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Белгородэнерго» на 2016-2021 гг., значения мощностей нагрузок подстанций Прохоровского района Белгородской области. 5. Содержание ВКР: краткая характеристика электрической сети Прохоровского района, расчёт электрических нагрузок на различную перспективу; расчёт и анализ режимов работы существующей электрической сети 35-110 кВ на различную перспективу; разработка варианта развития сети 110 кВ Прохоровского района при переводе подстанций с высшим напряжением 35 кВ на уровень напряжения 110 кВ; выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, схем распределительных устройств подстанций и сечений проводов ВЛ; расчет и анализ режимов электрической сети 110 кВ Прохоровского района на различную перспективу; расчёт токов КЗ в сети 110 кВ; оценка целесообразности перевода сети 35 кВ Прохоровского района на напряжение 110 кВ; спецвопрос: выбор дугогасящих реакторов. 6. Перечень графического материала 01. Карта-схема и однолинейная схема электрических соединений электрической сети 35-110 кВ Прохоровского района Белгородской области; 02. Режим работы электрической сети 35-110 кВ Прохоровского района Белгородской области; 03. Режимы работы электрической сети 110 кВ Прохоровского района Белгородской области после реконструкции; 04. Экономические показатели перевода сети 35 кВ на уровень напряжения 110 кВ.

Консультанты по работе с указанием относящихся к ним разделов Задание выдал Раздел Консультант (подпись, дата) Задание принял (подпись, дата) Дата выдачи задания «______»____________________ 2018 г ______________________________ (подпись руководителя) Задание принял к исполнению _______________________________________________________ (подпись студента) КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН № п/п Срок выполнения этапов работы Наименование этапов работы Примечание 1 Анализ исходных данных, написание введения 25.03.18 – 31.03.18 выполнено 2 Разработка основной части 02.04.18 – 29.04.18 выполнено 3 Составление заключения, библиографического списка 01.05.18 – 07.05.18 выполнено 4 Подготовка графической части, титульных листов 14.05.18 – 26.05.18 выполнено 5 Получение отзыва, сбор подписей 01.06.18 – 09.06.18 выполнено Дипломник Селин А.Ю.______________________________ Руководитель Воловиков А.А.____________________________

АННОТАЦИЯ Объем 73 страницы, 13 рисунков, 29 таблиц, 25 использованных библиографических источников, 4 чертежа. Выпускная квалификационная работа посвящена разработке плана развития электрической сети Прохоровского района Белгородской области на ближайшие 20 лет. Произведён расчёт и анализ режимов работы существующей электрической сети в нормальном и послеаварийном режимах с учётом перспективных нагрузок. Разработан вариант развития сети с учетом перевода ряда подстанций с напряжения 35 кВ на более высокий уровень напряжением 110 кВ. Для нового варианта электрической сети произведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов, схем РУ и сечений проводов ЛЭП. Выполнен расчёт и анализ режимов работы реконструированной электрической сети в нормальном и послеаварийном режимах. Рассчитаны токи короткого замыкания. Исследован выбор дугогасящих реакторов.

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................... 7 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА, РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМА СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СЕТИ ПРИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАГРУЗКАХ ............................................................................... 8 1.1. Характеристика электрической части Прохоровского района ........................ 8 1.2 Характеристика географических и климатических условий района ............ 10 1.3. Расчёт перспективных электрических нагрузок ............................................. 10 1.4. Расчёт и анализ режимов существующей электрической сети 35 ̶ 110 кВ при перспективных нагрузках ................................................................................. 13 2. РАЗРАБОТКА И АНАЛИЗ ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ СЕТИ 110 кВ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА .................................................................................... 26 2.1. Разработка варианта развития сети 110 кВ Прохоровского района при переводе подстанций с высшим напряжением 35 кВ на уровень напряжения 110 кВ ......................................................................................................................... 26 2.2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях ........ 32 2.3. Выбор сечения проводов воздушных линий ................................................... 36 2.4. Расчёт и анализ режимов разработанной электрической сети ...................... 40 2.5. Расчёт токов короткого замыкания .................................................................. 45 3. ВЫБОР ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ ............................................................... 54 3.1. Применение дугогасящих реакторов ............................................................... 54 3.2. Пример выбора дугогасящих реакторов .......................................................... 56 4. ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПЕРЕВОДА СЕТИ 35 кВ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА НА НАПРЯЖЕНИЕ 110 кВ .................................... 58 4.1. Расчет потерь электроэнергии .......................................................................... 58 4.2. Расчет среднегодовых эквивалентных затрат ................................................. 62 4.3. Расчет чистого дисконтированного дохода ..................................................... 66 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Содержание Лит. Лист 5 Листов 73 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................. 70 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................................. 71 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 .......................................................................................................... 74 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 .......................................................................................................... 94 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 .......................................................................................................... 95 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 ........................................................................................................ 115 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 ........................................................................................................ 116 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 ........................................................................................................ 117 ПРИЛОЖЕНИЕ 7 ........................................................................................................ 118 ПРИЛОЖЕНИЕ 8 ........................................................................................................ 119 ПРИЛОЖЕНИЕ 9 ........................................................................................................ 120 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 6

ВВЕДЕНИЕ Основой развития промышленности любых видов является энергетика. Без планирования и развития энергоснабжения невозможно строительство новых и модернизация имеющихся промышленных и жилых объектов. В связи с постоянным сельскохозяйственных, ростом агропромышленных и количества и промышленных мощности комплексов, значительное внимание уделяется развитию электрических сетей Белгородской области. Основными проблемами областных электрических сетей является энергодефицитность (часть электроэнергии и весь объем природного газа и нефтепродуктов импортируется из-за границы региона) и превышенных срок эксплуатации большей части электрических сетей (около 80 % оборудования) [1]. По этой причине ежегодно производятся работы по проектам реконструкции и модернизации имеющегося электроэнергетического оборудования. Основной подстанцией Прохоровского района для электроснабжения потребителей является подстанция «Александровка». От нее производится питание поселкового районного центра, в том числе детские сады, школы, учреждения культуры, инженерных сооружений, молочно-товарного комплекса, завод комбикормов, элеватор, асфальтный завод, завод молочной продукции, свинокомплексы [2]. Кроме того, подстанция является узловой, представляя собой центр питания для ряда подстанций напряжением 35 кВ, что возлагает на нее определенные требования по работоспособности. Основной разработка целью схемы выпускной развития квалификационной электрической сети работы является Прохоровского района Белгородской области на ближайшие 20 лет с учетом перспективного увеличения нагрузок и соблюдением требований ГОСТ по надёжности и качеству электроснабжения потребителей. Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Введение Лит. Лист 7 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА, РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМА СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СЕТИ ПРИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАГРУЗКАХ 1.1. Характеристика электрической части Прохоровского района Значительная представлена часть сельским населения населением Прохоровского (66,86%), что в района основной мере определяет специфику электрических сетей района – большая протяженность и невысокое потребление электрической энергии. Главное направление развития экономики – аграрная промышленность. Система электроснабжения потребителей данного района имеет два номинала высокого напряжения – 35 и 110 кВ. Подстанциями с наивысшим напряжением 35 кВ являются ПС (подстанция) Прелестное, ПС Подольхи, ПС Радьковка, ПС Холодное, с напряжением 110 кВ – ПС Александровка, ПС Прохоровка, ПС Сажное, ПС Скородное. Район питается от Курской области (ПС Ржава) и от Губкинского района (ПС Коньшино). Так же, через него происходит транзит электроэнергии в Ивнянский, Яковлевский, Губкинский, Корочанский и Белгородский районы. РУ (распределительное устройство) высокого напряжения всех подстанций района представлены схемой «мостик», РУ среднего напряжения (35 кВ) подстанций Александровка и Скородное имеют схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин». Воздушные линии электропередач выполнены проводами марки АС (сталеалюминевый) различных сечений. На подстанциях с тремя уровнями напряжения установлены трансформаторы марки ТДТН (трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, трехобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой на стороне Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. Лист Листов Характеристика 8 18 электрической сети Прохоровского района, расчет БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42 и анализ режима

высокого напряжения) мощностями 16000 и 25000 кВА, с двумя уровнями напряжения – ТМН (трансформатор трехфазный, охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла) с мощностями 2500 кВА, 4000 кВА, 6300 кВА и ТДН (трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с регулированием напряжения под нагрузкой на стороне высокого напряжения) с мощностями 10000 кВА и 16000 кВА [1]. Карта-схема электрической сети 35-110 кВ Прохоровского района Белгородской области представлена на рис. 1.1. Рис. 1.1. Карта-схема электрической сети Прохоровского района Белгородской области В 2010 году была произведена реконструкция ПС Александровка, в ходе которой были установлены вакуумные выключатели, заменено устаревшее закрытое распределительное устройство на блочно-модульное. Увеличена установленная мощность силовых трансформаторов [3]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 9

1.2 Характеристика географических и климатических условий района Прохоровский район расположен на севере Белгородской области, граничит с Курской областью на севере, на востоке – с Губкинским, на юге – с Корочанским, на западе − с Ивнянским и Яковлевским районами. Его площадь насчитывает 1378,7 квадратный километр, занимая 10 место в области [2]. Район имеет умеренно-континентальный климат с довольно мягкой зимой со снегопадами и оттепелями и продолжительным летом. Средняя годовая температура воздуха изменяется от +5,4 градуса на севере до +6,7 градуса на юго-востоке. Самый холодный месяц – январь. Безморозный период составляет 155—160 дней, продолжительность солнечного времени — 1800 часов. Почва промерзает и нагревается до глубины 0,5— метр [4]. Осадки неравномерны. Наибольшее их количество выпадает в западных и северных районах области и составляет в среднем 540—550 мм. В восточных и юго-восточных в отдельные годы уменьшается до 400 мм. Район по толщине стенки гололёда − III [5]. 1.3. Расчёт перспективных электрических нагрузок При расчете и выборе мощности силовых трансформаторов, сечений проводов для ЛЭП (линии электропередач) и прочего электроэнергетического оборудования необходимо учитывать рост электрических нагрузок на период проектирования сети. Так же значения перспективных нагрузок позволяют провести расчет режимов работы и потокораспределение мощностей в проектируемой сети. Расчет прогнозируемых электрических нагрузок для подстанций для двух видов потребителей: 1. Концентрированные промышленные потребители. 2. Распределенная нагрузка. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 10

Для классификации потребителя как концентрированного необходимо, чтобы его нагрузка имела уровень не менее определенной границы (1-2 МВт и выше для потребителей сельской местности, 3-5 МВт и выше для промышленных и городских нагрузок). Исходя из этого, к концентрированным потребителям чаще всего относят большие аграрные и и насосные промышленные станции газо- и предприятия, нефтепроводов, компрессорные тяговые подстанции для электрифицированного транспорта железных дорог. При прямой расчете счет нагрузок (применяется используют для два основных концентрированных способа: потребителей) и статистический подход (распределенная нагрузка) [6]. Прогнозирование электрических нагрузок ведется, в основном, на период 20 лет. Это элементов связано со сроком электрических полезного систем использования (силовые основных трансформаторы, коммутационное оборудование, линии электропередач). Перспективные нагрузки рассчитываются по формуле: 𝑆перс = 𝑆баз ∙ (1 + 𝐸)𝑡перс−𝑡баз , (1.1) где 𝑆баз – мощность нагрузки ПС в год проектирования, МВА; 𝐸– среднегодовой прирост максимума нагрузки с учётом роста тепличного кластера, который равен 1,89% [1]; 𝑡перс – прогнозируемое время, рассчитанное по формуле: 𝑡перс = 𝑡баз + 20; 𝑡баз – текущий год проектирования. Пример расчета перспективной нагрузки для ПС Александровка: 𝑆прогн.Александр. = (7,3 + 𝑗 ∙ 2,9) ∙ (1 + 1,89)2038−2018 = 10,616 + 𝑗 ∙ 4,217 МВА По такому же принципу рассчитываются перспективные нагрузки для остальных ПС. Итоги расчёта приведены в табл. 1.1. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 11

Таблица 1.1 Перспективные электрические нагрузки для ПС Наименование подстанции Александровка Подольхи Прохоровка Прелестное Сажное Скородное Радьковка Холодное № 1 2 3 4 5 6 7 8 Sбаз, МВА 7,3 + 𝑗 ∙ 2,9 2,2 + 𝑗 ∙ 0,8 2,9 + 𝑗 ∙ 1 1,8 + 𝑗 ∙ 0,7 3,6 + 𝑗 ∙ 1,5 2,2 + 𝑗 ∙ 0,8 2 + 𝑗 ∙ 0,8 2,2 + 𝑗 ∙ 0,9 Е, % tперс - tбаз, лет Sперс , МВА 20 10,616 + 𝑗 ∙ 4,217 3,199 + 𝑗 ∙ 1,163 4,217 + 𝑗 ∙ 1,454 2,618 + 𝑗 ∙ 1,018 5,235 + 𝑗 ∙ 2,181 3,199 + 𝑗 ∙ 1,163 2,908 + 𝑗 ∙ 1,163 3,199 + 𝑗 ∙ 1,309 1,89 Аналогичным образом производится расчет перспективных потоков импортируемой и экспортируемой мощностей, необходимых для выбора сечений проводов ЛЭП. Результаты расчета представлены в табл. 1.2 – 1.3. Таблица 1.2 Перспективные потоки импортируемых мощностей № Линия 1 Ржава-Александровка 2 Ржава-Прохоровка 3 Коньшино-Скородное Sг.баз, МВА 20,9 − 𝑗 ∙ 9,3 25,6 − 𝑗 ∙ 9,9 28,9 + 𝑗 ∙ 4,9 Е, % t перс − t баз , лет 1,89 20 Sг.перс , МВА 30,393 − 𝑗 ∙ 13,524 37,228 − 𝑗 ∙ 14,397 42,027 + 𝑗 ∙ 7,126 Таблица 1.3 Перспективные потоки экспортируемых мощностей № 1 2 3 4 5 6 Линия Прелестное-Кочетовка Прохоровка-Беломестное Сажное-Белгород Скородное-Кретово Скородное-Истобное Скородное-Короча Выполненный Sг.баз , МВА 2+𝑗∙1 17,8 − 𝑗 ∙ 9,9 7,6 − 𝑗 ∙ 1,5 2,8 + 𝑗 ∙ 1,2 1,3 + 𝑗 ∙ 0,6 18,1 + 𝑗 ∙ 0,3 расчет Е, % t перс − t баз , лет 1,89 20 перспективных нагрузок Sг.перс , МВА 2,908 + 𝑗 ∙ 1,454 25,885 − 𝑗 ∙ 14,397 11,052 − 𝑗 ∙ 2,181 4,072 + 𝑗 ∙ 1,745 1,89 + 𝑗 ∙ 0,873 26,321 + 𝑗 ∙ 0,436 ПС, а так же потоки экспортируемых и импортируемых мощностей для Прохоровского района Белгородской области потребуется при дальнейших расчетах установившихся режимов работы и выборе оборудования. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 12

1.4. Расчёт и анализ режимов существующей электрической сети 35 ̶ 110 кВ при перспективных нагрузках Энергетическая система – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режимов в непрерывном процессе производства, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом. Режим работы энергосистемы – совокупность параметров и условий, при которых выполняет свои функции энергетическая система. В связи с изменениями процессов работы постоянно меняются и параметры сети (напряжение U, ток I, частота f, активная P и реактивная Q мощности, углы сдвига фаз и т.д.). Расчет установившихся режимов работы электрических сетей необходим для выполнения различных процедур: анализ загруженности элементов сети, выбор номинальной мощности силовых трансформаторов и сечений проводов, посредством определения потоков мощностей, обоснование необходимости регулирования напряжения и компенсаций реактивных мощностей, обеспечение устойчивости системы, оптимизация потерь мощности и электроэнергии, определение возможности существования проектируемых сетей. Расчет режимов электрических сетей проводят для нескольких основных характерных режимов потребителей электроэнергии: 1. Нормальный режим – режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров работы потребителя. В таком режиме происходит плавное работы регулирование элементов сети, работы электростанций, обеспечивает плановое бесперебойное изменение электроснабжение потребителей с требуемым уровнем напряжения. 2. Аварийный режим – режим, в котором происходит резкое и значительное изменение параметров сети из-за возникновения сильнодействующих факторов или отклонений в работе, таких, как: 2.1. Короткое замыкание – непреднамеренное соединение двух точек с различным потенциалами, не предусмотренное нормальным режимом работы или Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 13

конструкцией электроустановки. снижается В результате сопротивление значительно электрической сети и, как следствие, многократно вырастает сила тока. 2.2. Перегрузка электросети – значительное увеличение мощности потребителей, не предполагаемое нормальным режимом сети. 2.3. Скачок тока. Следствие кратковременного превышения напряжения. 2.4. Слабый ток. Как правило, причиной является плохой контакт элементов электрической сети (например, обрыв токоведущей части электроустановки). 2.5. Перенапряжение. Может возникать как при нормальной эксплуатации электрических сетей (заземление линии, изменение нагрузки), так и из-за внешних возмущений (удары молнии). 2.6. Пониженное напряжение. Причинами могут быть: высокое сопротивление элементов сети (недостаточное сечение провода, некачественный контакт соединений, перегрузка трансформатора). Может служить причиной выхода из строя оборудования[7]. 3. Послеаварийный режим - режим, устанавливающийся в энергосистеме после ликвидации аварии. Характеризуется снижением параметров сети по сравнении с нормальным режимом работы. Возможна классификация режимов работы по характеристике нагрузки: 1. Максимальный режим ̶ режим в зимний период времени, при наибольших мощностях этого, и потреблении электроэнергии. Вследствие сопротивление энергосистемы имеет наименьшее сопротивление и, соответственно, максимальные токи КЗ. 2. Минимальный режим ̶ режим в летний период времени, характеризующийся наименьшей нагрузкой энергосистемы. Расчет режимов работы существующей электрической сети 35-110 кВ Прохоровского района при учете перспективных нагрузок произведем в программном комплексе RastWin3. Данный программный комплекс позволяет производить следующие операции: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 14

1. Расчёт установившихся режимов электрических сетей и их параметров; Расчет 2. установившихся режимов с учетом частоты соответствие условий электрических сетей (без использования балансирующего узла); Проверка 3. исходных данных на физической и логической непротиворечивости. 4. Упрощение электрических сетей; Возможность 5. оптимизация по потерям мощности, уровням напряжения; 6. Расчет предельных по передаваемой мощности режимов энергосистемы, определение опасных сечений; 7. Моделирование различных событий (отключение ЛЭП); 8. Анализ допустимой токовой загрузки ЛЭП и трансформаторов [13]. Расчёт установившегося режима работы существующей электрической сети 35 ̶ 110 кВ Основными целями расчёта установившегося РР (режима работы) для элементов электрической сети являются: 1. Оценка допустимости параметров режима сети: проверка величин напряжений по условиям работы изоляции, величин токов − по условиям нагрева проводов, величин мощностей − по условиям работы источников активной и реактивной мощности; 2. Определение отклонений качества напряжений электроэнергии в путем сети с сравнения допустимыми отклонениями напряжений от номинальных значений. Расчёт установившегося режима работы электрической сети проводится по следующему алгоритму: 1. Составляется схема замещения заданной электрической сети. 2. Производится расчёт параметров схемы замещения: 2.1. Активное сопротивление линии: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 15

𝑅л = 𝑟0 ∙ 𝐿л ∙ 1 𝑛ц (1.2) , где 𝑟0 – удельное активное сопротивление линии, Ом/км; 𝑙 – длина линии, км; 𝑛ц – число линий, шт. Активное сопротивление линии Александровка - Сажное: 𝑅Александровка−Сажное = 0,194 ∙ 26,76 = 5,191 Ом. 2.2. Индуктивное сопротивление линии: 𝑋л = 𝑥0 ∙ 𝐿л ∙ 1 , 𝑛ц (1.3) где 𝑥0 – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; 𝑙 – длина линии, км; 𝑛ц – число линий, шт. Индуктивное сопротивление линии Александровка-Сажное: 𝑋Александровка−Сажное = 0,415 ∙ 26,76 = 11,105 Ом. 2.3. Активное сопротивление трансформатора: (1.4) 2 ∆𝑃𝑘 ∙ 𝑈ном.ВН 𝑅𝑇 = , 2 𝑆ном где ∆𝑃к – потери короткого замыкания трансформатора, кВт; 𝑈ном.ВН – номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора, кВ; 𝑆ном – номинальная мощность трансформатора, МВА. Активное сопротивление трансформатора ТМН-4000/35/10, установленного на ПС Прелестное: 𝑅Т.Прелестное 0,0335 ∙ 352 = = 2,565 Ом. 42 2.4. Индуктивное сопротивление трансформатора: 2 𝑢𝑘 ∙ 𝑈ном.ВН Х𝑇 = , 𝑆ном ∙ 100 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ (1.5) Лист 16

где 𝑢к – напряжение короткого замыкания трансформатора,%. 𝑈ном.ВН – номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора, кВ; 𝑆ном – номинальная мощность трансформатора, МВА. Индуктивное сопротивление трансформатора ТМН-4000/35/10, установленного на ПС Прелестное: 𝑋Т.Прелестное 7,5 ∙ 352 = = 22,969 Ом. 4 ∙ 100 На двух трансформаторных ПС необходимо учитывать их параллельное соединение, следовательно, общее сопротивление трансформаторов будет вдвое меньше, чем у одного. 2.5. Активная проводимость трансформатора: 𝐺т = (1.6) ∆𝑃хх , 2 𝑈ном где ∆𝑃хх – активные потери холостого хода трансформатора, кВт; 𝑈ном – номинальное напряжение трансформатора, кВ. Активная проводимость трансформатора ТМН-4000/35/10, установленного на ПС Прелестное: 𝐺т = 0,0067 = 5,47 мкСм. 352 2.6. Индуктивная проводимость трансформатора: (1.7) 𝑄хх 𝐵т = 2 , 𝑈ном где 𝑄хх – реактивные потери холостого хода трансформатора, кВАр. Индуктивная проводимость трансформатора ТМН-4000/35/10, установленного на ПС Прелестное: 𝐵т = 0,057 = 32,7 мкСм 352 2.7. Коэффициент трансформации: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 17

𝐾т = 𝑈т.НН 𝑈т.ВН , (1.8) где 𝑈т.НН – номинальное напряжение трансформатора на низкой стороне, кВ; 𝑈т.ВН – номинальное напряжение трансформатора на высокой стороне, кВ. Коэффициент трансформации для ПС Прелестное: 𝐾т = Аналогично проводимостей и 11 = 0,314. 35 рассчитываются коэффициентов величины трансформации сопротивлений, с учетом количества трансформаторов для других элементов сети (расчет см. Приложение 1) [4]. Результаты сведены в табл. 1.4, 1.5 и 1.6. Таблица 1.4 Параметры схемы замещения линии Lл , км Ржава-Прохоровка Марка провода АС-150/24 2 Ржава-Александровка 3 Прохоровка-Беломестное 4 Александровка-Прелестное 5 27,23 r0, Ом/км 0,194 x0, Ом/км 0,415 АС-150/24 27,64 0,194 0,415 5,362 АС-150/24 62,86 0,194 0,415 12,195 8,55; 0,15 17 0,420; 0,245 0,592 0,418; 0,423 0,429 3,628 3,637 Прелестное-Кочетовка АС-70/11; АС-120/19 АС-50/8 10,064 6 Александровка-Сажное АС-150/24 26,76 0,194 0,415 5,191 7 Сажное-Белгород АС-150/24 37,05 0,194 0,415 7,188 7,293 11,10 5 15,37 6 8 Александровка-Подольхи 9 Александровка-Радьковка 10 11 12 13 Радьковка-Холодное Холодное-Скородное Скородное-Кретово Скородное-Истобное 14 Скородное-Коньшино 15 Скородное-Короча АС-70/11; АС-95/16 АС-70/11; АС-95/16 АС-95/16 АС-95/16 АС-95/16 АС-70/11 АС-120/19; АС-150/24 АС-120/19 0,5; 20,918 17; 5,5 16,7 10,6 20,8 19 12,1; 2,85 28,7 0,420; 0,314 0,420; 0,314 0,314 0,314 0,314 0,420 0,245; 0,194 0,245 0,418; 0,408 0,418; 0,408 0,408 0,408 0,408 0,418 0,423; 0,415 0,423 № Наименование линий 1 Изм. Лист № докум. Подпись Дата R л , Ом Xл , Ом 5,283 11,3 11,47 1 26,08 7 6,778 8,953 8,867 9,35 5,244 3,328 6,531 7,98 6,814 4,325 8,486 7,942 3,517 6,301 7,031 12,14 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 18

Таблица 1.5 Сопротивления трансформаторов № 1 Наименование ПС Прохоровка 2 Александровка ВН-СН 3 Александровка ВН-НН 4 5 6 7 8 Прелестное Сажное Подольхи Радьковка Холодное 9 Скородное ВН-СН 10 Скородное ВН-НН Марка трансформатора 2 х ТДН-10000/110/10 2 х ТДТН25000/110/35/10 2 х ТДТН25000/110/35/10 2 х ТМН-4000/35/10 2 х ТДН-16000/110/10 2 х ТМН-2500/35/10 2 х ТМН-6300/35/10 2 х ТМН-4000/35/10 2 х ТДТН16000/110/35/10 2 х ТДТН16000/110/35/10 ∆𝑃к , кВт 60 𝑢𝑘 , % 10,5 𝑅Т , Ом 𝑋Т , Ом 3,975 69,5 140 10,5 1,5 28,45 140 17,5 1,5 46,3 33,5 85 26 46,5 33,5 7,5 10,5 6,5 7,5 7,5 1,3 2,19 2,3 0,7 1,3 11,5 43,35 15,95 7,3 11,5 100 10,5 2,6 44,45 100 17 2,6 70,45 Таблица 1.6 Параметры схемы замещения трансформаторов (проводимости) № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 Наименование ПС Прохоровка Александровка ВН-СН Александровка ВН-НН Прелестное Сажное Подольхи Радьковка Холодное Скородное ВН-СН Скородное ВН-НН Марка трансформатора 2 х ТДН-10000/110/10 2 х ТДТН25000/110/35/10 2 х ТДТН25000/110/35/10 2 х ТМН-4000/35/10 2 х ТДН-16000/110/10 2 х ТМН-2500/35/10 2 х ТМН-6300/35/10 2 х ТМН-4000/35/10 2 х ТДТН16000/110/35/10 2 х ТДТН16000/110/35/10 Заносятся 3. ∆Pхх , кВт 14 Qхх , кВАр 70 Gт , мкСМ 2,314 Bт , мкСм 11,57 0,096 31 175 5,124 28,93 0,3 31 175 5,124 28,93 0,096 6,7 19 5,1 9,2 6,7 40 112 27,5 56,7 40 10,94 31,02 8,327 15,02 10,94 65,31 182,9 44,9 92,57 65,31 0,314 0,096 0,314 0,314 0,314 23 160 3,802 26,45 0,3 23 160 3,802 26,45 0,096 параметры схемы Кт замещения в программный комплекс RastWin3. 3.1 узла, Вкладка «Узлы». номинальное (МВАр) мощности Вводятся напряжение нагрузки параметры: номер узла, активные (МВт) и (кВ), и генерации. название реактивные Необходимо задать тип узла: нагрузочный или балансирующий. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 19

3.2 Вкладка «Ветви». Здесь заполняются колонки: начало и конец соединения, сопротивления (Ом) линий и трансформаторов, проводимости линий и трансформаторов (мкСм), коэффициент трансформации. контроль 4.Проводится исходных данных для проверки допустимости введённых параметров. 5. Производится расчёт режима. В результате расчёта находятся расчётное напряжение на стороне ВН (высокое напряжение) и НН (низкое напряжение) (кВ), расчётный угол напряжения (град), максимальная токовая загрузка линий (А) и потоки в начале и конце ветви. Результаты электрической расчёта сети 35 установившегося ̶ 110 кВ режима в существующей программном комплексе RastWin3 представлены в табл. 1.6 и 1.7. Таблица 1.7 Расчётный модуль напряжения в нормальном режиме Тип Номер Название Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр 1 11 2 22 222 3 33 4 44 5 55 6 66 7 77 8 88 888 9 111 10 12 13 14 15 16 Прелестное ВН Прелестное НН Александровка ВН Александровка СН Александровка НН Прохоровка ВН Прохоровка НН Сажное ВН Сажное НН Подольхи ВН Подольхи НН Радьковка ВН Радьковка НН Холодное ВН Холодное НН Скородное ВН Скородное СН Скородное НН Ржава ВН Беломестное Кочетовка Белгород Короча Коньшино Истобное Кретово Изм. Лист № докум. Подпись Дата Uном , кВ 35 10 110 35 10 110 10 110 10 35 10 35 10 35 10 110 35 10 110 110 35 110 110 110 35 35 Pн , Qн , МВт МВАр 2,6 1,0 10,6 4,2 4,2 1,5 5,2 2,2 3,2 1,2 2,9 1,2 3,2 1,3 6,0 2,6 3,2 1,2 25,9 -14,4 2,0 1,0 11,1 -2,2 26,3 0,4 1,9 0,9 4,1 1,7 Pг , МВт 71,1 46,1 - Qг , МВАр 10,3 14,2 - V, кВ 30,65 9,46 106,37 31,47 10,01 109,30 10,39 105,13 9,99 30,33 9,23 30,38 9,43 30,51 9,37 107,75 31,17 10,26 110,0 109,33 29,73 104,59 105,86 110,0 30,44 29,77 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Delta, град -3,92 -5,70 -1,78 -3,38 -4,29 -1,88 -3,27 -2,63 -3,80 -4,54 -7,65 -4,70 -5,98 -4,94 -7,14 -1,17 -4,55 -2,27 -5,90 -4,20 -3,59 -2,74 -5,04 -5,98 Лист 20

Таблица 1.8 Максимальный ток по элементу в нормальном режиме Тип №нач №кон Тр-р 3 33 Тр-р 4 44 Тр-р 2 222 Тр-р 2 22 ЛЭП 22 1 Тр-р 1 11 ЛЭП 22 5 Тр-р 5 55 ЛЭП 22 6 Тр-р 6 66 ЛЭП 2 4 ЛЭП 6 7 Тр-р 7 77 ЛЭП 7 88 Тр-р 8 88 Тр-р 8 888 ЛЭП 9 3 ЛЭП 9 2 ЛЭП 3 111 ЛЭП 1 10 ЛЭП 4 12 ЛЭП 88 15 ЛЭП 88 16 ЛЭП 8 14 ЛЭП 8 13 Изм. Лист № докум. Название Прохоровка ВН – Прохоровка НН Сажное ВН – Сажное НН Александровка ВН – Александровка НН Александровка ВН – Александровка СН Александровка СН – Прелестное ВН Прелестное ВН – Прелестное НН Александровка СН – Подольхи ВН Подольхи ВН – Подольхи НН Александровка СН – Радьковка ВН Радьковка ВН-Радьковка НН Александровка ВНСажное ВН Радьковка ВНХолодное ВН Холодное ВН-Холодное НН Холодное ВН-Скородное СН Скородное ВНСкородное СН Скородное ВНСкородное НН Ржава ВН-Прохоровка ВН Ржава ВНАлександровка ВН Прохоровка ВНБеломестное Прелестное ВН Кочетовка Сажное ВН - Белгород Скородное СН Истобное Скородное СН - Кретово Скородное ВН Коньшино Скородное ВН - Короча Подпись Дата G, мкСм B, мкСм Кт Pнач, МВт Qнач, МВАр Iнач, А 2,3 11,6 0,096 -4 -2 24 31,0 182,9 0,096 -6 -4 39 5,1 28,9 0,096 -11 -5 64 - - 0,3 -11 -5 67 - - - -5 -2 98 10,9 65,3 0,314 -3 -1 54 - - - -3 -2 67 8,3 44,9 0,314 -3 -1 67 - - - -3 -1 58 15,0 92,6 0,314 -3 -1 61 - 73,3 - -17 -4 95 - - - 0 1 12 10,9 65,3 0,314 -3 -2 68 - - - 3 2 72 3,8 26,4 0,3 -15 -9 96 - - 0,096 -3 -1 18 - 74,6 - -31 7 170 - 75,7 - -40 -17 227 - 172,2 - -27 10 156 - - - -2 -1 43 - 101,5 - -11 1 62 - - - -2 -1 39 - - - -4 -2 86 - 40,4 - 45 13 253 - 77,2 - -27 -2 144 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 21

Рассчитывается отклонение напряжения на низкой стороне ПС для всех подстанций по формуле: ɛ= |𝑈ном − 𝑈НН.персп | · 100, 𝑈ном (1.9) где 𝑈ном – номинальное напряжение НН на ПС, кВ; 𝑈НН.персп ̶ перспективное напряжение НН на ПС, кВ. Отклонение напряжения для ПС Прелестное: |10 − 9,46| · 100 = 5,4 %. 10 рассчитываются отклонения напряжений ɛВиктр = Аналогично для остальных подстанций. Результаты расчёта представлены в табл. 1.8. Таблица 1.9 Отклонения напряжений НН на ПС № 1 2 3 4 5 6 7 8 Название ПС ɛ,% 𝑈НН2018 , кВ 𝑈НН.2038 , кВ Прелестное 11,42 9,46 5,4 Александровка 10,63 10,01 0,1 Прохоровка 10,83 10,39 3,9 Сажное 10,91 9,99 0,1 Подольхи 11,32 9,23 7,7 Радьковка 11,65 9,43 5,7 Холодное 11,26 9,37 6,3 Скородное 10,69 10,26 2,6 Примечание. Значения 𝑈НН2018 , кВ взяты из файла «Расчёты режима на 2018 год», предоставленного МРСК «Центра». Проанализировав результаты расчета нормального установившегося режима работы электрической сети Прохоровского района, можно сделать вывод, что при увеличении потребления электроэнергии, отклонение напряжения на стороне НН некоторых подстанций (Прелестное, Подольхи, Радьковка, Холодное) будет иметь значение больше 5%, что является недопустимым. Перевод подстанций с напряжения 35 кВ на 110 кВ позволит уменьшить потери мощности и падение напряжения, следовательно, увеличить значения напряжения на низкой стороне ПС. Так же, одной из причин перевода ПС на более высокий уровень объясняется необходимостью обновления оборудования, так как большая часть силовых Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 22

трансформаторов и ЛЭП имеют срок службы более 20 лет. Три вышеприведённого факта являются вескими для перевода всей сети Прохоровского района на более высокий уровень напряжения 110 кВ. Расчёт послеаварийного режима работы существующей электрической сети 35 ̶ 110 кВ Послеаварийный режим подразумевает сниженные рабочих параметров элементов электрической сети по сравнению с нормальным режимом. режима по сравнению с требованиями к нормальному режиму работы сети [8]. После аварии в энергосистеме происходит нарушение баланса мощности. Послеаварийный и напряжением, режим работы которые характеризуется возникают в пониженными процессе частотой возрастания токов и нагрузки в отдельных элементах системы, в связи с отключением или выходом из строя элементов энергетической системы. В качестве послеаварийного режима для электрической сети Прохоровского района рассчитаем режим с учетом отключения линии Коньшино-Скородное, которая является одной из питающих для района проектирования. В связи с этим, питание района будет происходить от ПС Ржава Курской области. Результаты расчета представлены в табл. 1.9, 1.10. Таблица 1.10 Расчётный модуль напряжения в послеаварийном режиме Тип Номер Название Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр 1 11 2 22 222 3 33 4 44 5 55 6 66 Прелестное ВН Прелестное НН Александровка ВН Александровка СН Александровка НН Прохоровка ВН Прохоровка НН Сажное ВН Сажное НН Подольхи ВН Подольхи НН Радьковка ВН Радьковка НН Изм. Лист № докум. Подпись Дата Uном , кВ 35 10 110 35 10 110 10 110 10 35 10 35 10 Pн , Qн , МВт МВАр 2,6 1,0 10,6 4,2 4,2 1,5 5,2 2,2 3,2 1,2 2,9 1,2 Pг , МВт - Qг , МВАр - V, кВ 29,77 9,18 105,52 30,56 9,92 109,30 10,39 104,41 9,92 29,44 8,94 23,63 7,26 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Delta, град -5,55 -7,49 -1,94 -5,06 -4,51 -1,88 -3,27 -2,76 -3,96 -6,26 -9,61 -10,99 -13,10 Лист 23

Продолжение табл. 1.10 Тип Номер Название Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр 7 77 8 88 888 9 111 10 12 13 14 15 16 Холодное ВН Холодное НН Скородное ВН Скородное СН Скородное НН Ржава ВН Беломестное Кочетовка Белгород Короча Коньшино Истобное Кретово Uном , кВ 35 10 110 35 10 110 110 35 110 110 110 35 35 Pн , Qн , МВт МВАр 3,2 1,3 6,0 2,6 3,2 1,2 25,9 -14,4 2,0 1,0 11,1 -2,2 26,3 0,4 1,9 4,1 Pг , Qг , МВт МВАр 76,3 16,1 выключено - 0,9 1,7 V, кВ 19,24 5,70 53,99 16,31 5,00 110,00 109,33 28,81 103,84 50,42 Delta, град -17,80 -22,43 -29,87 -24,48 -33,34 -5,90 -5,91 -3,74 -34,58 14,99 13,84 -26,27 -28,66 Таблица 1.11 Максимальный ток по элементу в послеаварийном режиме Тип №нач №кон Тр-р 3 33 Тр-р 4 44 Тр-р 2 222 Тр-р 2 22 ЛЭП 22 1 Тр-р 1 11 ЛЭП 22 5 Тр-р 5 55 ЛЭП 22 6 Тр-р 6 66 ЛЭП 2 4 ЛЭП 6 7 Тр-р 7 77 ЛЭП 7 88 Тр-р 8 88 Тр-р 8 888 Изм. Лист № докум. Название Прохоровка ВН – Прохоровка НН Сажное ВН – Сажное НН Александровка ВН – Александровка НН Александровка ВН – Александровка СН Александровка СН – Прелестное ВН Прелестное ВН – Прелестное НН Александровка СН – Подольхи ВН Подольхи ВН – Подольхи НН Александровка СН – Радьковка ВН Радьковка ВН-Радьковка НН Александровка ВНСажное ВН Радьковка ВНХолодное ВН Холодное ВН-Холодное НН Холодное ВН-Скородное СН Скородное ВН-Скородное СН Скородное ВН-Скородное НН Подпись Дата G, мкСм B, мкСм Кт Pнач, МВт Qнач, МВАр Iнач, А 2,3 11,6 0,096 -4 -2 24 31,0 182,9 0,096 -6 -4 40 5,1 28,9 0,096 -11 -5 65 - - 0,3 -21 -13 136 - - - -4 -2 93 10,9 65,3 0,314 -3 -1 57 - - - -3 -1 66 8,3 44,9 0,314 -3 -1 70 - - - -16 -8 334 15,0 92,6 0,314 -3 -1 80 - 73,3 - -16 -4 88 - - - -13 -6 341 10,9 65,3 0,314 -3 -2 9 - - - -12 -4 379 3,8 26,4 0,3 6 0 66 - - 0,096 -2 -1 30 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 24

Продолжение табл. 1.11 Тип №нач №кон Название ЛЭП 9 3 ЛЭП 9 2 ЛЭП 3 111 ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП 1 4 88 88 8 8 10 12 15 16 14 13 Ржава ВН-Прохоровка ВН Ржава ВН-Александровка ВН Прохоровка ВНБеломестное Прелестное ВН - Кочетовка Сажное ВН - Белгород Скородное СН - Истобное Скородное СН - Кретово Скородное ВН - Коньшино Скородное ВН - Короча G, мкСм - B, мкСм 74,6 Кт - Pнач, МВт -31 Qнач, МВАр 7 Iнач, А 170 - 75,7 - -45 -23 265 - 172,2 - -27 10 156 - 101,5 40,4 77,2 - -2 -1 -11 1 -2 -1 -4 -2 Линия отключена -21 -5 - 46 64 72 146 230 Как видно из табл. 1,9, 1,10, после обрыва одной из питающих линий (Холодное – Скородное), напряжение на некоторых ПС стало снижаться ещё больше. Данный уровень напряжения имеет отклонение больше, чем на 5% от номинального (17,4% для ПС Холодное, 13% для ПС Радьковка и т.д.). Приведенный фактор служит веской причиной для перевода сети Прохоровского района на уровень напряжения 110 кВ. Так же при переходе с 35 кВ на 110 кВ потери в элементах сети сократятся в 9 раз. Выводы: 1. Были рассмотрены топология электрических сетей Прохоровского района Белгородской области, географические и климатические особенности района проектирования; 2. Произведен расчет перспективных нагрузок электрической сети на проектируемый период с учетом роста тепличного сектора; 3. Выполнены расчет и анализ режимов работы существующей сети с перспективными нагрузками; 4. С учетом электрической анализа сети результатов принято расчета решение режимов о работы повышении напряжения подстанций 35 кВ на напряжение 110 кВ. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 25

2. РАЗРАБОТКА И АНАЛИЗ ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ СЕТИ 110 КВ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА 2.1. Разработка варианта развития сети 110 кВ Прохоровского района при переводе подстанций с высшим напряжением 35 кВ на уровень напряжения 110 кВ При разработке варианта развития сети необходимо учитывать основные принципы построения схем электрической сети: Определение 1. пунктов расположения ПС и связей между ним в виде графов; 2. Выбор схем РУ подстанций; 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях; 4. Выбор сечения проводов новых линий электропередач и их проверка. Разработка варианта развития сети должна быть выполнена с учётом категории электроснабжения и надёжности. Всех потребителей электроэнергии разделяют на электрической ИП у три категории. энергией (источников такой категории по Потребители отдельным питания). должны I линиям от Перерыв потребителей в обеспечиваться двух независимых электроснабжении допустим лишь на время автоматического включения резервного питания. Для потребителей II категории предусматривается питание от двух ИП или по двухцепной по одной линии, линии. Также потому что разрешено ремонт питать при категорию II аварии на ВЛ (воздушной линии) по времени непродолжителен. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии, электроснабжение может выполняться от одного источника питания при Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Разработка и анализ варианта развития сети 110 кВ Прохоровского района Лит. Лист 26 Листов 27 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

условии, что перерыв электроснабжения для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышает 1 суток. Также схемы разделяют на схемы с резервированием и без резервирования (без резервных линий и трансформаторов). К этой группе, которая снабжает потребителей III категории и иногда II, относятся радиальные схемы. Резервированные ̵ это замкнутые электрические сети, снабжающие потребителей I и II. В замкнутых сетях питание каждого потребителя происходит не менее чем по двум ветвям. При отключении повреждённой линии в таких сетях снабжение потребителей происходит по второй ветви. Замкнутые сети более надежны, чем разомкнутые. Недостатками таких сетей является: усложнение эксплуатации, трудности при автоматизации и селективности релейной защиты, при выборе плавких предохранителей. Замкнутые сети подразделяются на простые и сложно-замкнутые. В простых замкнутых сетях каждый узел питается не более чем по двум ветвям. Эти сети состоят из одного контура. В свою очередь простые замкнутые сети делятся на линии кольцевые и с двухсторонним питанием, которые более надёжны. Сложнозамкнутые сети имеют несколько замкнутых контуров, в которых имеется хотя бы один узел, снабжающийся по трем и более ветвям. К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ предъявляют требования: 1. Схема должна потребителей в обеспечивать нормальном, надежное аварийном и питание присоединенных послеаварийном режимах в соответствии с категориями надежности электроснабжения нагрузки; 2. Конфигурация схемы должна быть простой, надежной и удобной при эксплуатации; 3. Число отходящих линий не должно превышать пяти-шести; 4. Схема подстанции должна допускать ее развитие при дальнейшем росте нагрузок потребителей [16]. В Прохоровском районе имеются потребители двух категорий: I категория ̶ подстанции Александровка, Скородное; Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 27

II категория ̶ подстанции Прохоровска, Сажное, Холодное, Подольхи, Радьковка, Прелестное. Выбор схем РУ подстанций На электрических станциях и подстанциях для связи элементов сети используют РУ. Распределительное устройство ̶ распределения электроэнергии и сооружение, служащее для приёма и содержащее коммутационные аппараты, сборные шины, токопроводы, вспомогательные устройства, а также устройства релейной защиты и автоматики и вычислительные комплексы. При выборе распределительного устройства подстанции прежде всего учитывают число электрических присоединений ПС, требования к надёжности в зависимости от категории потребителей и возможности протекания перетока мощности при перспективном развитии нагрузок. Основные требования, предъявляемые к схемам РУ электроустановок: 1. Надёжность ̶ способность объектов выполнять заданные функции при определённых условиях работы. 2. Экономичность ̶ способность принятия технических решений с учётом капиталовложений и ежегодных издержек на производство электрической энергии при требуемой надёжности. 3. Удобство эксплуатации ̶ надёжность работы и простота её исполнения, при которых уменьшается возможность возникновения ошибок персонала в процессе эксплуатации. 4. Технологическая гибкость ̶ способность электроустановки адаптироваться к изменяющимся условиям при плановых ремонтах, аварийновосстановительных работах, расширении, реконструкции и испытании. 5. Экологичность ̶ степень влияния уменьшение размеров электроустановки на окружающую среду и на человека. 6. Компактность ̶ площадей, на которых располагается РУ. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 28

7. Унифицированность ̶ использование типовых решений, позволяющих снизить материальные, трудовые и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию электроустановки [9]. Схемы электрических соединений обычно изображают в однолинейном или трехлинейном исполнении. В однолинейных схемах условно показывают соединения только для одной фазы, что позволяет упростить схему. Эти схемы дают общее представление об электроустановке и позволяют предположительно выявить количество установленного основного оборудования, так как все три фазы обычно имеют одинаковые соединения, и в них применяется одинаковое оборудование. Трехлинейные схемы составляют для всех трех фаз. Главные схемы станций выполняют обычно в однолинейном изображении, а трехлинейные станции ̶ В схемы разрабатываются для отдельных элементов для цепи генератора, трансформатора, отходящей линии и т.д. трехлинейных схемах изображают также и вторичные цепи со вспомогательной аппаратурой. Однолинейные схемы электрических соединений при проектировании чаще используются благодаря простоте восприятия. Они используются при исследовании нормальных и аварийных режимов в процессе проектирования и эксплуатации станций, при разработке противоаварийных мероприятий, конструкций распределительных устройств и т.д. В главных схемах все коммутационные аппараты показываются в отключенном положении. На оперативных схемах состояние элементов должно строго соответствовать режиму работы подстанции на текущий момент времени. Для выбора схемы РУ ВН определяется количество электрических присоединений (количество трансформаторов и отходящих линий) и на основании этого выбирается упрощенная схема РУ. Данные представлены в табл. 2.1. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 29

Таблица 2.1 Количество присоединений на ВН ПС № Название ПС 1 2 3 4 5 6 7 8 Прелестное Александровка Прохоровка Сажное Подольхи Радьковка Холодное Скородное Кол-во присоединений Отход. линии, Тр-ры, шт шт 2 2 2 5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 5 Всего 4 7 4 4 4 4 4 7 Исходя из данных табл. 2.1, для ПС Александровка и ПС Скородное после перевода сети «Одна на 110 кВ рабочая выбирается схема секционированная РУ ВН выключателем и обходная системы шин», представленная на рис. 2.1. Рис.2.1. Одна рабочая секционированная и обходная системы шин Схема и РУ обходная ВН «Одна системы шин» рабочая секционированная используется при числе выключателем присоединений 5 и более на узловых подстанциях в сети 110-220 кВ [1]. Эта схема состоит из элементов: рабочей системы шин А, секционированной секционным выключателем QB на две секции 1ВА и 2ВА; обходной системы шин АО; выключателей присоединений Q1..Q4; обходного выключателя QO; разъединителей QS1..QS4. Обходной выключатель QO может быть присоединен к любой секции с помощью Изм. Лист развилки № докум. из двух Подпись Дата разъединителей QS3 и QS4. Например, ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 30

при включенном разъединителе QS3 и при отключенном QS4 обходной выключатель будет подключен к секции 1ВА. Одновременное включение разъединителей QS3 и QS4 недопустимо, так как в этом случае секционный выключатель QB будет шунтирован. Любой выключатель линии или трансформатора можно заменить обходным выключателем с использованием обходной системы шин. Для этого необходимо провести следующий алгоритм действий: 1. Для проверки работоспособности обходной системы шин включить QO; 2. Отключить QO, разъединитель QS4; 3. Включить разъединитель между обходной системой шин и присоединением, на котором планируется ремонт (QS01) и QS3; 4. Включить обходной выключатель QO; 5. Отключить выключатель присоединения, планируемого к ремонту (Q1); 6. Отключить разъединители по обе стороны от выключателя (QS1 и QS2); После питание проведения от вышеперечисленных обходной операций, системы линия шин, получает которая, в свою очередь питается от первой секции шин 1ВА [10]. Достоинства схемы: при КЗ на сборных шинах или при отказе линейных выключателей при КЗ на линии теряется только 50 % всех присоединений; возможность ревизий и опробование выключателей без перерыва работы; относительная простота схемы и низкая стоимость РУ. Недостаток схемы заключается в том, что при ремонте рабочей системы шин необходимо отключить все источники питания и отходящие линии. Для остальных подстанций оставляем без изменений схему РУ «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов», так как эти электроустановки имеют по 4 присоединения и являются проходными. Данная схема показана на рис. 2.2, её применяют при важности сохранения транзита при повреждении в трансформаторе и при необходимости вывода в ремонт одного из трансформаторов в течение суток [11]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 31

Рис.2.2. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов В схеме мостика при возникновении аварийной ситуации в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две линии и два источника питания. 2.2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях Основное оборудование подстанции ̶ силовой трансформатор. Он используется для повышения и понижения напряжения при передаче и распределении электроэнергии к потребителям. Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителей, мощностью их нагрузки, числом номинальных напряжений. Однако, как правило, в нормальных условиях на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. Такое количество трансформаторов устанавливают на ПС преимущественно для I и II категориях потребителей. Иногда можно применять к установке однотрансформаторные ПС. Такие ПС подходят для III категории потребителей. Их использование возможно при условиях: 1. Для снабжения потребителей, которые позволяют перерыв электроснабжения на время для замены повреждённого трансформатора; Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 32

2. На период быть работы предоставлено одного трансформатора резервирование должно электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения [5]. Исходя из категорий потребителей принимается к установке 2 трансформатора на все подстанциях. Мощность трансформаторов выбирается исходя из аварийного отключения наиболее мощного из них. На время ремонта или замены оборудования оставшиеся в работе трансформаторы должны обеспечивать потребителей полной нагрузкой с учётом перегрузки, возникшей в период аварийной ситуации. Выбор мощности трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно совершается по ГОСТ 14209-97 [8]. В соответствии с ним в аварийных ситуациях трансформаторы классов напряжения до 110 кВ включительно допускают перегрузку в 1,4 раза от номинальной мощности трансформатора. Мощность одного силового трансформатора выбирается исходя из условия: (2.1) 𝑆тр.ном ≥ 𝑆тр.расч , где 𝑆тр.ном – номинальная полная мощность трансформатора, МВА; 𝑆тр.расч – расчетная полная мощность трансформатора, МВА; Расчётная мощность трансформатора определяется по формуле: √𝑃𝑚𝑎𝑥 2 + 𝑄𝑚𝑎𝑥 2 𝑆тр.расч = 𝑁тр · 𝑘з.опт , (2.2) где 𝑃𝑚𝑎𝑥 – максимальная активная мощность нагрузки на ПС, МВт; 𝑄𝑚𝑎𝑥 – максимальная реактивная мощность нагрузки на ПС, МВАр; 𝑁т – количество трансформаторов на ПС, шт; 𝑘з.опт ̶ оптимальный коэффициент загрузки трансформатора. При загрузки установке двух трансформатора трансформаторов находится оптимальный в коэффициент диапазоне 0,7÷0,75, при установке одного трансформатора 𝑘з.опт = 0,85÷0,95 [5]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 33

Расчётная мощность трансформатора ПС Скородное: 𝑆тр.расч.Скородное √3,1992 + 1,1632 = = 2,432 МВА, 2 · 0,7 Из ряда номинальных мощностей (2,5 МВА; 6,3 МВА; 10 МВА; 16 МВА; 40 МВА; 63 МВА и т.д.) выбирается номинальная мощность трансформатора и проверяется по условию (2.1): 2,5 МВА ≥ 2,43 МВА. Таким образом, на ПС Скородное устанавливается два трансформатора с номинальной мощностью 𝑆тр.ном = 2,5 МВА, значит принимается к установке марка 2×ТМН-2500/110 У1 (Т – трансформатор; М – охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла; Н – с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН); У1 – климатическое исполнение для умеренного климата, открытого воздуха) [10]. Выбранные трансформаторы необходимо проверить по загрузке в нормальном и послеаварийном режимах по формулам: норм 𝐾з п/ав 𝐾з √𝑃𝑚𝑎𝑥 2 + 𝑄𝑚𝑎𝑥 2 = , 𝑁тр ∙ 𝑆тр.ном (2.3) √𝑃𝑚𝑎𝑥 2 + 𝑄𝑚𝑎𝑥 2 = (𝑁тр − 1) ∙ 𝑆тр.ном , (2.4) Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме находится в диапазоне 0,5÷0,75 для двух трансформаторов, для одного трансформатора норм = 0,5÷1. Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме п/ав ≤ 1,4÷1,5 для двух трансформаторов [14]. 𝐾з 𝐾з Проверка для трансформаторов на ПС Скородное нормальном и послеаварийном режимах: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 34

норм 𝐾з √3,1992 + 1,1632 = = 0,545; 2 ∙ 10 п/ав 𝐾з √3,1992 + 1,1632 = = 1,089. (2 − 1) ∙ 10 Коэффициенты загрузки трансформатора для ПС Скородное входят в нормируемый диапазон, следовательно, трансформатор выбран верно. Аналогичным мощности образом для остальных трансформаторов, ПС рассчитываются выбирается его марка и проверяется по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах. Результаты расчёта приведены в табл. 2.2. и 2.3. Таблица 2.2 Выбор трансформатора № 1 2 3 4 5 6 7 8 Название ПС Александровка Подольхи Прохоровка Прелестное Сажное Скородное Радьковка Холодное Nтр , шт 2 2 2 2 2 2 2 2 Pmax , МВт 10,616 3,199 4,217 2,618 5,235 3,199 2,908 3,199 Qmax , МВАр 3,167 1,163 1,454 1,018 2,181 1,163 1,163 1,309 Sтр.расч , МВА 7,913 2,432 3,186 2,006 4,051 2,432 2,237 2,469 Марка трансформатора ТДН-10000/110 ТМН-2500/110 ТМН-6300/110 ТМН-2500/110 ТМН-6300/110 ТМН-2500/110 ТМН-2500/110 ТМН-2500/110 Sтр.ном , МВА 10 2,5 6,3 2,5 6,3 2,5 2,5 2,5 Таблица 2.3 Проверка трансформатора по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах № 1 2 3 4 5 6 7 8 Название ПС Александровка Подольхи Прохоровка Прелестное Сажное Скородное Радьковка Холодное Марка трансформатора 2 х ТДН-10000/110 2 х ТМН-2500/110 2 х ТМН-6300/110 2 х ТМН-2500/110 2 х ТМН-6300/110 2 х ТМН-2500/110 2 х ТМН-2500/110 2 х ТМН-2500/110 норм 𝐾з 0,554 0,681 0,354 0,562 0,45 0,681 0,626 0,691 п/ав 𝐾з 1,108 1,362 0,708 1,123 0,9 1,362 1,253 1,383 На ПС Сажное, Прохоровка при проверке трансформатора получились значения меньше необходимых, но так как категория потребителей этих ПС не позволяет установку одного трансформатора, значит будут работать два Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 35

трансформатора, один из которых в горячем резерве. При выводе в горячий резерв одного трансформатора второй полностью будет обеспечивать общую нагрузку, следовательно, коэффициент загрузки трансформатора в нормальном норм режиме 𝐾з станет больше в два раза, что допустимо. Режим горячего резерва – режим работы электрического оборудования, при котором это оборудование можно ввести в рабочий режим в любой момент времени. Оборудование находится в «горячем резерве», если оно отключено от приёмника питания с помощью выключателей, но разъединители всё время находятся во включённом состоянии. Переход в режим работы оборудования происходит благодаря включению выключателей. 2.3. Выбор сечения проводов воздушных линий При проектировании воздушных линий учитываются требования ПУЭ (правила устройства элеткроустановок) к конструктивным элементам ВЛ для каждого режима работы, а также требования к линиям в зависимости от местностей с различной плотностью населения. Существует 3 способа выбора сечений проводов ВЛ: 1. Выбор сечения проводов по экономической плотности тока. 2. Выбор сечения проводов по экономическим токовым интервалам. 3. Выбор сечения проводов по допустимой потере напряжения. 4. Выбор сечения проводов из условия потерь мощности. Наибольшее распространение при выборе сечений проводов ВЛ получил метод экономических токовых интервалов. Основными исходными данными для данного метода являются передаваемая мощность, длина линии передачи, топографические, геологические и климатические условия в районе прохождения линии. Порядок выбора сечений проводов воздушных линий по экономическим токовым интервалам: Определяются максимальные потоки мощности по ЛЭП. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 36

Данные потоки мощности, текущие по ЛЭП, находятся с применением аксиомы I закона Кирхгофа: «Сумма всех токов, втекающих в узел, равна сумме всех токов, вытекающих из узла». Графическая иллюстрация закона представлена на рис. 2.3. I2 I1 I3 Рис.2.3. I закон Кирхгофа На рис. 2.3. ток 𝐼1 − втекающий в узел, 𝐼2 и 𝐼3 – вытекающие из узла токи. Формула для нахождения тока 𝐼3 : 𝐼3 = 𝐼1 − 𝐼2 . Распределение потоков мощностей (2.5) Прохоровского района представлено схематично на рис. 2.4. Прохоровка Импорт от Ржавы 37,228-14,397j Экспорт в Беломестное 25,885-14,397j Экспорт в Кретово 4,072+1,745j Экспорт в Истобное 1,89+0,873j Экспорт в Корочу 26,321+0,436j Скородное 4,217+1,454j Александровка Радьковка Сажное Подольхи Импорт от Ржавы 30,393-13,524j 10,616+4,217j 3,199+1,163j Холодное Импорт от Коньшино Экспорт в Белгород 11,052-2,181j 5,235+2,181j 42,027+7,126j 2,908+1,163j 3,199+1,309j 3,199+1,163j Рис. 2.4. Схематичное представление подстанций Прохоровского района с отображением нагрузок каждой ПС и потоков генерации, создаваемых ПС, находящимися вне района Для нахождения потоков мощностей на ЛЭП Прохоровского района применяется I закон Кирхгофа, формула выглядит следующим образом: 𝑆3 = 𝑆1 − 𝑆2 , (2.6) Поток мощности для линии Холодное - Радьковка: 𝑆Холодное−Радьковка = (3,832 + 1,556𝑗) − (3,199 + 1,309𝑗) = 0,633 + 0,247𝑗 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 37

Аналогичным потоки образом мощностей рассчитываются для остальных максимальные ПС Прохоровского района. Результаты расчёта приведены в табл. 2.4. Таблица 2.4 Потоки мощности по ЛЭП, а так же импорт и экспорт мощностей № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 𝑆𝑚𝑎𝑥.ЛЭП , МВА Название ЛЭП Импорт Ржава−Прохоровка Импорт Ржава−Александровка Экспорт Прохоровка-Беломестное Александровка-Прелестное Экспорт Прелестное-Кочетовка Александровка-Сажное Экспорт Сажное-Белгород Александровка-Подольхи Александровка-Радьковка Холодное-Скородное Холодное-Радьковка Экспорт Скородное-Кретово Экспорт Скородное-Истобное Импорт Скородное-Коньшино Экспорт Скородное-Короча 30,102-12,943j 38,537+9,016j 25,885-14,397j 5,526+2,472j 2,908+1,454j 16,287+2,181j 11,052-2,181j 3,199+1,163j 2,275+0,916j 3,832+1,556j 0,633+0,247j 4,072+1,745j 1,89+0,873j 42,027+7,126j 26,321+0,436j Далее определяется сечение провода по расчётному току. Максимальный ток ЛЭП находится по формуле: 𝐼𝑚𝑎𝑥ЛЭП = |𝑆ЛЭП | √3 ∙ 𝑈ном ∙ 𝑛ц (2.7) , где 𝑆ЛЭП – поток мощности, протекающий по ЛЭП, МВА; 𝑈ном – номинальное напряжение линии, кВ; 𝑛ц – число цепей ЛЭП, шт. Максимальный ток линии Скородное - Кретово: 𝐼𝑚𝑎𝑥.Скородное−Кретово = |4,072 + 𝑗1,745| √3 ∙ 110 ∙ 1 = 0,023 кА. Расчётный ток определяется по формуле: 𝐼расч = 𝛼𝑖 ∙ 𝛼 𝑇 ∙ 𝐼𝑚𝑎𝑥ЛЭП , (2.8) где 𝛼𝑖 – коэффициент, учитывающий рост нагрузок по годам эксплуатаций линий, для ЛЭП 𝑈ном = 110 − 220 кВ принимается равным 1,05 [6]; Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 38

– 𝛼𝑇 коэффициент, максимальной нагрузки учитывающий ЛЭП и число ее часов значение использования в максимуме. необходимо определить: При Т𝑚𝑎𝑥 = более 6000 ч и КМ = 0,7 𝛼 𝑇 = 1,375 [16]. Расчётный ток линии Скородное - Кретово: 𝐼расч.Скородное−Кретово = 1,05 ∙ 1,375 ∙ 23 = 34 А. Для выбора сечения провода ВЛ опоры – железобетонные и район по гололёду – III. Далее выбирается сечение провода 𝐹 = 120 мм2 . Следовательно, марка провода АС-120/19 [11]. Расчётный ток не должен превышать допустимого тока провода. Для марки провода АС-120/19 𝐼доп = 390 А Значение [12]. тока 𝐼расч.Скородное−Кретово не превышает допустимого тока выбранной марки, значит, сечение и марка провода выбраны верно. Аналогично рассчитываются сечения и марки проводов ВЛ для остальных линий Прохоровского района. Результаты расчёта приведены в табл. 2.5. Таблица 2.5 Выбор сечений и марки проводов ВЛ № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Название ЛЭП Ржава− Прохоровка Ржава− Александровка ПрохоровкаБеломестное АлександровкаПрелестное ПрелестноеКочетовка АлександровкаСажное СажноеБелгород АлександровкаПодольхи АлександровкаРадьковка Изм. Лист № докум. 𝑈ном , кВ Imax.ЛЭП, А Iрасч, А Марка провода 30,102-12,943j 172 248 АС-240/32 38,537+9,016j 208 300 АС-240/32 25,885-14,397j 155 224 АС-240/32 5,526+2,472j 32 46 АС-120/19 17 25 АС-120/19 16,287+2,181j 86 125 АС-185/29 11,052-2,181j 59 85 АС-185/29 3,199+1,163j 18 26 АС-120/19 2,275+0,916j 13 19 АС-120/19 𝑆ЛЭП , МВА 2,908+1,454j Подпись Дата 110 𝑛ц , шт 1 𝛼𝑖 1,05 𝛼𝑇 1,375 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 39

Продолжение табл. 2.5 № ХолодноеСкородное ХолодноеРадьковка СкородноеКретово СкородноеИстобное СкородноеКоньшино СкородноеКороча 10 11 12 13 14 15 Таким 𝑈ном , кВ 𝑆ЛЭП , МВА Название ЛЭП 𝑛ц , шт 𝛼𝑖 𝛼𝑇 Imax.ЛЭП, А Iрасч, А Марка провода 22 31 АС-120/19 4 5 АС-120/19 23 34 АС-120/19 11 16 АС-120/19 3,832+1,556j 0,633+0,247j 1 4,072+1,745j 110 1,05 1,375 1,89+0,873j 42,027+7,126j 2 112 162 АС-240/32 26,321+0,436j 1 138 199 АС-240/32 образом были выбраны сечения и марки проводов воздушных линий Прохоровского района. Проверку проводов на длительно-допустимый ток проведем по результатам расчета режима работы спроектированного варианта сети (табл. 2.11). 2.4. Расчёт и анализ режимов разработанной электрической сети Расчёт РР для разработанной схемы электрической сети Прохоровского района будет производиться по такому же принципу, как и для существующей сети 35-110 кВ в главе 1 пункте 1.4. Для новой сети будут рассчитываться два режима работы: нормальный и послеаварийный. Расчёт установившегося режима работы разработанный электрической сети 110 кВ Используя формулы 1.2 ̶ 1.8, рассчитываются параметры замещения электрической сети 110 кВ и установившийся режим работы с помощью программного комплекса RastWin3. Результаты сети 110 расчета кВ параметров представлены схемы в замещения табл. 2.6, электрической результаты расчёта установившегося режима представлены в табл. 2.7 и 2.8. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 40

Таблица 2.6 Параметры схемы замещения сети 110 кВ Тип №нач №кон Название Тр-р Тр-р Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП 3 4 2 2 1 2 5 2 6 2 6 7 7 8 9 9 3 1 4 8 8 8 8 33 44 222 1 11 5 55 6 66 4 7 77 8 888 3 2 111 10 12 15 16 14 13 Прохоровка ВН – Прохоровка НН Сажное ВН – Сажное НН Александровка ВН – Александровка НН Александровка ВН – Прелестное ВН Прелестное ВН – Прелестное НН Александровка ВН – Подольхи ВН Подольхи ВН – Подольхи НН Александровка ВН – Радьковка ВН Радьковка ВН - Радьковка НН Александровка ВН - Сажное ВН Радьковка ВН - Холодное ВН Холодное ВН - Холодное НН Холодное ВН - Скородное ВН Скородное ВН - Скородное НН Ржава ВН - Прохоровка ВН Ржава ВН - Александровка ВН Прохоровка ВН - Беломестное Прелестное ВН - Кочетовка Сажное ВН - Белгород Скородное ВН - Истобное Скородное ВН - Кретово Скородное ВН - Коньшино Скородное ВН - Короча R, Ом 7,35 7,35 3,98 2,13 21,30 5,25 21,30 5,51 21,30 4,34 4,09 21,30 2,60 21,30 3,27 3,32 7,54 4,16 6,00 4,66 5,10 0,90 3,44 X, Ом 110,20 110,20 69,50 3,68 254,10 9,06 254,10 9,52 254,10 11,05 7,06 254,10 4,48 254,10 11,03 11,19 25,46 7,19 15,30 8,04 8,80 3,03 11,62 G, мкСм 1,9 1,9 2,3 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 - B, мкСм 8,3 8,3 11,6 23,4 6,2 57,6 6,2 60,5 6,2 73,6 44,9 6,2 28,5 6,2 76,5 77,7 176,6 45,7 101,9 51,1 56,0 84,0 80,6 Таблица 2.7 Расчётный модуль напряжения в нормальном режиме Тип Номер Название Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр 1 11 2 222 3 33 4 44 5 55 6 66 7 77 8 Прелестное ВН Прелестное НН Александровка ВН Александровка НН Прохоровка ВН Прохоровка НН Сажное ВН Сажное НН Подольхи ВН Подольхи НН Радьковка ВН Радьковка НН Холодное ВН Холодное НН Скородное ВН Изм. Лист № докум. Подпись Дата Uном , Pн , кВ МВт 110 10 2,6 110 10 10,6 110 10 4,2 110 10 5,2 110 10 3,2 110 10 2,9 110 10 3,2 110 - Qн , МВАр 1,0 4,2 1,5 2,2 1,2 1,2 1,3 - Pг , МВт - Qг , МВАр - V, кВ 107,62 10,03 107,81 10,09 109,87 10,37 106,91 9,99 107,50 9,96 108,20 10,04 108,73 10,05 109,23 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Delta, град -1,42 -4,70 -1,37 -5,04 -1,73 -3,92 -2,22 -5,11 -1,47 -5,52 -1,10 -4,72 -0,84 -4,80 -0,64 Лист 41

Продолжение табл. 2.7 Тип Номер Название Нагр База Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр 888 9 111 10 12 13 14 15 16 Скородное НН Ржава ВН Беломестное Кочетовка Белгород Короча Коньшино Истобное Кретово Uном , кВ 10 110 110 110 110 110 110 110 110 Pн , МВт 3,2 25,9 2,0 11,1 26,3 1,9 4,1 Qн , МВАр 1,2 -14,4 1,0 -2,2 0,4 0,9 1,7 Pг , МВт 60,1 48,4 - Qг , МВАр 6,7 14,3 - V, кВ 10,13 110,0 110,95 107,46 106,50 108,27 110,0 109,06 108,88 Delta, град -4,56 -5,31 -1,47 -3,13 -2,11 -0,69 -0,76 Таблица 2.8 Максимальный ток по элементу в нормальном режиме Тип №нач №кон Название Кт Тр-р Тр-р Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП 3 4 2 2 1 2 5 2 6 2 6 7 7 8 9 9 3 1 4 8 8 8 8 33 44 222 1 11 5 55 6 66 4 7 77 8 888 3 2 111 10 12 15 16 14 13 Прохоровка ВН – Прохоровка НН Сажное ВН – Сажное НН Александровка ВН –Александровка НН Александровка ВН – Прелестное ВН Прелестное ВН – Прелестное НН Александровка ВН – Подольхи ВН Подольхи ВН – Подольхи НН Александровка ВН – Радьковка ВН Радьковка ВН-Радьковка НН Александровка ВН - Сажное ВН Радьковка ВН - Холодное ВН Холодное ВН - Холодное НН Холодное ВН - Скородное ВН Скородное ВН - Скородное НН Ржава ВН - Прохоровка ВН Ржава ВН - Александровка ВН Прохоровка ВН - Беломестное Прелестное ВН - Кочетовка Сажное ВН - Белгород Скородное ВН - Истобное Скородное ВН - Кретово Скородное ВН - Коньшино Скородное ВН - Короча 0,096 0,096 0,096 0,096 0,096 0,09 0,096 0,096 - Pнач , МВт -4 -5 -11 -5 -3 -3 -3 6 -3 -17 9 -3 12 -3 -31 -29 -26 -2 -11 -2 -4 48 -27 Qнач , МВАр -2 -3 -4 -3 -1 -2 -2 0 -1 -4 3 -2 5 -2 7 -14 10 -2 1 -2 -2 13 -2 Imax , А 24 32 61 30 16 21 19 34 18 90 51 19 71 19 168 169 154 14 61 13 25 265 140 По результатам расчета режима работы сети 110 кВ видно, что напряжения на стороне НН подстанций имеют большие значения, чем в существующей сети, что является признаком повышения качества ЭЭ (электрической энергии) у потребителей, так же уменьшились значения токов, протекающих в сети, что свидетельствует о снижении потерь ЭЭ. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 42

Расчёт послеаварийного режима работы разработанный электрической сети 110 кВ В качестве Коньшино послеаварийного режима рассмотрим из-за чего питание -Скородное, обрыв линии большинства подстанций района будет производиться от ПС Александровка. Результаты расчёта послеаварийного режима сети 110 кВ представлены в табл. 2.9 и 2.10. Таблица 2.9 Расчётный модуль напряжения в послеаварийном режиме Тип Номер Название Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр Нагр Нагр База Нагр Нагр 1 11 2 222 3 33 4 44 5 55 6 66 7 77 8 888 9 111 10 12 13 14 15 16 Прелестное ВН Прелестное НН Александровка ВН Александровка НН Прохоровка ВН Прохоровка НН Сажное ВН Сажное НН Подольхи ВН Подольхи НН Радьковка ВН Радьковка НН Холодное ВН Холодное НН Скородное ВН Скородное НН Ржава ВН Беломестное Кочетовка Белгород Короча Коньшино Истобное Кретово Uном , кВ 110 10 110 10 110 10 110 10 110 10 110 10 110 10 110 10 110 110 110 110 110 110 110 110 Pн , МВт 2,6 10,6 4,2 5,2 3,2 2,9 3,2 3,2 25,9 2,0 11,1 26,3 Qн , МВАр 1,0 4,2 1,5 2,2 1,2 1,2 1,3 1,2 -14,4 1,0 -2,2 0,4 1,9 4,1 0,9 1,7 Pг , Qг , МВт МВАр 112,4 28,9 Выключена - V, кВ 104,01 9,67 104,20 9,73 109,87 10,37 103,28 9,63 103,88 9,59 100,53 9,27 98,14 8,98 96,83 8,88 110,0 110,95 103,84 102,86 95,74 Delta, град -4,03 -7,56 -3,97 -7,91 -1,73 -3,92 -4,89 -8,00 -4,08 -8,43 -5,81 -10,03 -7,19 -12,10 -8,04 -13,09 -5,31 -4,08 -5,86 -9,91 96,64 96,43 -8,10 -8,20 Таблица 2.10 Максимальный ток по элементу в послеаварийном режиме Тип №нач №кон Название Кт Тр-р Тр-р 3 4 33 44 Прохоровка ВН – Прохоровка НН Сажное ВН – Сажное НН 0,096 0,096 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Pнач , МВт -4 -5 Qнач , МВАр -2 -3 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Imax , А 24 33 Лист 43

Продолжение табл. 2.10 Тип №нач №кон Название Кт Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП Тр-р ЛЭП Тр-р ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП 2 2 1 2 5 2 6 2 6 7 7 8 9 9 3 1 4 8 8 8 8 222 1 11 5 55 6 66 4 7 77 8 888 3 2 111 10 12 15 16 14 13 Александровка ВН –Александровка НН Александровка ВН – Прелестное ВН Прелестное ВН – Прелестное НН Александровка ВН – Подольхи ВН Подольхи ВН – Подольхи НН Александровка ВН – Радьковка ВН Радьковка ВН-Радьковка НН Александровка ВН-Сажное ВН Радьковка ВН-Холодное ВН Холодное ВН-Холодное НН Холодное ВН-Скородное ВН Скородное ВН-Скородное НН Ржава ВН-Прохоровка ВН Ржава ВН-Александровка ВН Прохоровка ВН-Беломестное Прелестное ВН - Кочетовка Сажное ВН - Белгород Скородное ВН - Истобное Скородное ВН - Кретово Скородное ВН - Коньшино Скородное ВН - Короча 0,096 0,096 0,096 0,09 0,096 0,096 - Pнач , Qнач , МВт МВАр -11 -4 -5 -3 -3 -1 -3 -2 -3 -2 -44 -16 -3 -1 -17 -3 -40 -11 -3 -2 -36 -8 -3 -2 -31 7 -81 -36 -26 10 -2 -1 -11 1 -2 -1 -4 -2 Оборвана -27 -2 Imax , А 63 31 16 22 20 259 19 93 239 22 218 21 168 467 154 14 64 14 28 159 По результатам расчета послеаварийного режима работы сети 110 кВ видно, что напряжения на стороне НН подстанций снижаются меньше, чем в аналогичном режиме существующей сети. Используя результаты расчета послеаварийного режима проверим сечения выбранных проводов на стойкость к длительно-допустимому току. Анализ представлен в табл. 2.11 (для проверки линии Скородное-Коньшино используем значение тока, протекающего в нормальном режиме). Таблица 2.11 Проверка выбранных сечений проводов № Название ЛЭП SЛЭП.П/А, МВА 1 2 3 4 5 6 7 Ржава − Прохоровка Ржава − Александровка Прохоровка-Беломестное Александровка-Прелестное Прелестное-Кочетовка Александровка-Сажное Сажное-Белгород 31-j7 81+j36 26-j10 5+j3 2+j1 17+j3 11-j1 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 𝑛ц , шт 1 Марка провода АС-240/32 АС-240/32 АС-240/32 АС-120/19 АС-120/19 АС-185/29 АС-185/29 IЛЭП.П/А, А Iдоп, А 168 467 154 31 14 93 64 605 605 605 390 390 510 510 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 44

Продолжение табл. 2.11 № Название ЛЭП SЛЭП.П/А, МВА 8 9 10 11 12 13 14 15 Александровка-Подольхи Александровка-Радьковка Холодное-Скородное Радьковка-Холодное Скородное-Кретово Скородное-Истобное Скородное-Коньшино Скородное-Короча 3+j2 44+j16 36+j8 40+j11 4+j2 2+j1 48+j13 27+j2 Марка провода АС-120/19 АС-120/19 АС-120/19 АС-120/19 АС-120/19 АС-120/19 АС-240/32 АС-240/32 𝑛ц , шт 1 2 1 IЛЭП.П/А, А Iдоп, А 22 259 218 239 28 14 265 159 390 390 390 390 390 390 605 605 Исходя из результатов расчета, можно сделать вывод, что сечения проводов выбраны верно, так как послеаварийный ток не превышает длительно-допустимого тока для каждой линии. Выводы: 1. Были выбраны силовые трансформаторы и сечения линий электропередач для проектируемой сети 110 кВ. 2. Из анализа сравнения результатов расчета режимов существующей и проектируемой сети сделаны выводы, что перевод подстанций с 35 кВ на 110 кВ позволит снизить протекающие в сети токи, потери мощности и напряжения. 2.5. Расчёт токов короткого замыкания При эксплуатации электрический сетей и подстанций часто приходится сталкиваться зачастую с возникновением является коротких основной замыканий. причиной Это явление нарушения работы нормального режима и выхода из строя электрооборудования. Короткое замыкание ̶ процесс, при котором токи в ветвях электроустановки мгновенно возрастают, значительно превышая максимальное допустимое значение тока продолжительного режима. КЗ (короткое замыкание) представляет собой случайное или специальное электрическое соединение разных потенциалов электроустановки между собой или землёй, что не предусмотрено нормальным РР [15]. Причинами коротких замыканий часто являются нарушение изоляции из-за перенапряжений, Изм. Лист № докум. попадания Подпись Дата молнии, старения изоляции, механических ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 45

повреждений так же и к недостаточного одной из ухода причин за оборудованием возникновения [21], КЗ можно отнести неправильные или ошибочные действия рабочего персонала. Последствия КЗ весьма различны: 1. Механические и термические повреждения электроустановок из-за увеличения токов, влияющих на токоведущие части и обмотки электродвигателей, а также приводящие возгорания на ПС, что приводит к значительным авариям. Снижение 2. уровня напряжения сети, что влечёт за собой торможение двигателей или остановку оборудования [10]. Различают несколько видов короткого замыкания в трёхфазных электрических сетях: Трёхфазное 1. КЗ – замыкание, при котором все три фазы замыкаются между собой; 2. Однофазное КЗ – замыкание фазы на землю или нейтральный провод; 3. Двухфазное КЗ – замыкание фаз между собой; 4. Двухфазное КЗ на землю – замыкание аварийных ситуациях, двух фаз между собой и одновременно на землю [10]. Расчёт токов КЗ проводятится с целью: 1. Выбора электрических аппаратов; потребителей 2.Оценки при нахождения возможного допущения какого-либо режима; 3. Разработки устройств релейной защиты; 4. Определения влияния токов короткого замыкания на линии связи; аварийных 5.Анализа ситуаций в электроустановках и электросистемах в целом; 6. Оценки допустимости и разработки мер по предотвращению КЗ при испытаниях в электросистемах; 7. Анализа устойчивой работы энергосистем [15]. Расчёт токов короткого замыкания производится без учёта активных сопротивлений и проводимостей эелементов сети, а так же Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 46

фазовых сдвигов между векторами электродвижущей силы (ЭДС) источников. Для составления необходимо найти схем замещения индуктивные электрической сопротивления всех схемы элементов сети и ЭДС источников, подпитывающих точку КЗ [15]. При определении сопротивления элементов используется среднее значение напряжения в месте установки. Короткое замкание бывает симметричным и несимметричным. При расчёте тока несимметричного КЗ составляется и преобразуется схема замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей. Расчет токов короткого замыкания Самым тяжелым видом короткого замыкания является симметричное трехфазное короткое замыкание. При симметричном трехфазном коротком замыкании напряжение в месте короткого замыкания равно нулю; при несимметричных коротких замыканиях напряжение в месте замыкания не равно нулю и является несимметричным. Порядок расчёта токов трёхфазного КЗ [15]: Для 1. заданной точки КЗ составляется эквивалентная схема замещения расчётной схемы. Точка короткого замыкания задана на высокой стороне подстанции Александровка. Эквивалентная схема замещения сети представлена на рис. 2.5. ЕС1Ржава ПС Подольхи XС2Скородное Александровка Подольхи XС1Ржава XЛ3 Александровка Ржава Александровка Л2 XЛ4- Радьковка X Холодное - Холодное - XЛ5 Радьковка XЛ6 Скородное Коньшино Скородное XЛ7 Коньшино ЕС2 КЗ Ржава - XЛ1Прохоровка ПС Александровка ПС Радьковка ПС Холодное ПС Скородное ПС Прохоровка Рис.2.5. Эквивалентная схема замещения расчётной сети Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 47

2. Схема замещения с помощью последовательных эквивалентных преобразований которая приводится представляет к собой простейшей результирующий схеме, источник ЭДС, результирующее индуктивное сопротивление и точку КЗ. В качестве исходных данных для расчёта используются трёхфазные максимальные токи КЗ на шинах систем. Значения этих токов КЗ на ПС Ржава и Коньшино взяты из данных МРСК Центра на 2017 год, и равняются (3) (3) 𝐼кз.макс.Ржава = 9,54 кА и 𝐼кз.макс.Коньшино = 4,07 кА [1]. Подпитка токов короткого замыкания на шинах ПС Александровка осуществляется и с ПС двух сторон: Коньшино, со стороны следовательно, ПС Ржава необходимо знать сопротивление энергосистемы относительно ПС Ржава и Коньшино. Определить сопротивление относительно ПС Ржава и Коньшино по значениям максимальных токов КЗ на шинах этих ПС будет неправильно, так как эти токи будут включать в себя токи, подтекающие по линиям Ржава – Коньшино и Коньшино - Ржава. Необходимо найти составляющие токов КЗ на шинах ПС Ржава и Коньшино, подтекающих из внешней части энергосистемы, показанной на рис. 2.6. , I С1 Ржава С1 Е КЗ1 I С1 Ржава С1 X Ржава Александровка Л1 X XЛ2 ∑ Коньшино С2 X КЗ , IКЗ.макс1 IС2 IС2 ЕС2Коньшино КЗ2 IКЗ.макс2 ПС Александровка Рис. 2.5.Составляющие токов КЗ на ПС Ржава и Коньшино Исходя из рис. 2.5, составляется система уравнений для нахождения сопротивлений систем Ржава и Коньшино. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 48

Максимальные токи короткого замыкания на шинах систем определяются по формулам: 𝐼кз.макс1 = 𝐼С1 + 𝐼С2 ; (2.9) 𝐼кз.макс2 = 𝐼′С1 + 𝐼′С2 ; (2.10) Составляется система уравнений для нахождения токов систем: 𝐼С1 = 𝐼′С1 = 𝐼С2 = 𝑈ср Ржава √3∙𝑋𝐶1 𝑈ср ; Ржава +𝑋 ) √3∙(𝑋𝐶1 ∑л 𝑈ср ; Коньшино +𝑋 ) √3∙(𝑋𝐶2 ∑л 𝑈ср 𝐼′С2 = . √3∙𝑋 Коньшино (2.11) ; { 𝐶2 Необходимо упростить систему уравнений с четырьмя неизвестными. Подставив формулы токов системы в уравнения (2.9 – 2.10) , система уравнений упрощается до нахождения двух переменных. 𝐼К1 = { Система комплекса 𝐼К2 𝑈Ср ; Коньшино + 𝑋∑л ) √3 ∙ (𝑋𝐶2 𝑈Ср 𝑈Ср = + . Ржава Коньшино + 𝑋∑л ) √3 ∙ 𝑋𝐶2 √3 ∙ (𝑋𝐶1 √3 ∙ 𝑋𝐶1 уравнений MathCad, 𝑈Ср + Ржава решается посредством с (2.12) помощью команды «Given». программного Она указывает на то, что далее следует система уравнений. ∑ Суммарное сопротивление линий 𝑋л2 определяется как последовательное соединение сопротивлений Скородное ̶ линий Коньшино – Скородное, Холодное, Холодное – Радьковка, Радьковка – Александровка и Ржава - Александровка: 𝑋∑л = 𝑋л2 + 𝑋л4 + 𝑋л5 + 𝑋л6 + 𝑋л7 , где 𝑋л2 , 𝑋л4 , 𝑋л5 , 𝑋л6 и 𝑋л7 ̶ Ржава – соответсвено сопротивления линий Александровка, Холодное – Радьковка, Скородное (2.13) Радьковка ̶ – Александровка, Холодное и Коньшино - Скородное соответственно, рассчитанные по формуле (1.3). Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 49

Суммарное сопротивление линий 𝑋∑л : 𝑋∑л = 0,405 · 27,64 + 0,423 · 22,5 + 0,423 · 16,7 + 0,423 · 10,6 + +0,405 · 14,95 = 35,3 Ом. В систему уравнений подставляются известные данные: 9,54 = 4,07 = { где 115 √3 ∙ 𝑋𝐶1 115 √3 ∙ 𝑋𝐶2 и 𝑋𝐶1 + + 115 √3 ∙ (𝑋𝐶2 + 35,3) 115 √3 ∙ (𝑋𝐶1 + 35,3) – 𝑋𝐶2 ; , значения сопротивлений систем ПС Ржава и ПС Коньшино, Ом. Далее вводится команда «Find», для находжения корни уравнений. 𝐹𝑖𝑛𝑑(𝑋𝐶1 , 𝑋𝐶2 ) → ( 7,85 … − 24,75 ) 26,23 … − 29,87 Получаем, что 𝑋𝐶1 = 7,85 Ом и 𝑋𝐶2 = 26,23 Ом. Теперь преобразуется схема путём эквивалентирования. Частично преобразованная схема представлена на рис. 2.6. ЕС1Ржава X ∑2 X∑1 ЕС2Коньшино КЗ ПС Александровка Рис.2.6. Частичное преобразование расчётной схемы Линии при Ржава – Прохоровка эквивалентировании и схемы Александровка не – Радьковка учитывается, потому что они не имеют источка ЭДС. Расчёт будет производится в именованных единицах. Первое суммарное сопротивление рассчитывается как последовательное соединение сопротивлений линии 2 и сопротивления системы 1: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 50

Ржава 𝑋∑1 = 𝑋𝐶1 + 𝑋л2 , (2.14) Ржава где 𝑋𝐶1 – сопротивление системы ПС Ржава, Ом; 𝑋л2 – сопротивление линии Ржава – Александровка. Суммарное сопротивление 1 равно: 𝑋∑1 = 7,85 + 11,2 = 19,05 Ом. Второе суммарное сопротивление рассчитывается как последовательное соединение сопротивления линии 1 и сопротивления системы 1: 𝑋∑2 = 𝑋л4 + 𝑋л5 + 𝑋л6 + 𝑋л7 + 𝑋С2 , (2.15) где 𝑋л4 – сопротивление линии Александровка - Радьковка, Ом; 𝑋л5 – сопротивление линии Радьковка - Холодное, Ом; 𝑋л6 – сопротивление линии Холодное - Скородное, Ом; 𝑋л7 – сопротивление линии Скородное - Коньшино, Ом; 𝑋С2 – сопротивление системы ПС Коньшино, Ом. Суммарное сопротивление 2 равно: 𝑋∑2 = 9,5 + 7,1 + 4,5 + 3 + 26,23 = 50,3. Окончательное преобразование расчётной схемы представленно на рис. 2.7. Е∑ X∑ КЗ Рис.2.7. Окончательное преобразование расчётной схемы Суммарное сопротивление схемы рассчитывается как параллельное соединение суммарного сопротивления 1 и 2: 𝑋∑ = 1 1 1 + 𝑋∑1 𝑋∑2 , (2.16) где 𝑋∑1 – суммарное сопротивление 1, Ом; 𝑋∑2 – суммарное сопротивление 2, Ом. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 51

Суммарное сопротивление схемы равно: 𝑋∑3 = 1 1 1 + 19,05 50,3 = 13,79 Ом. Суммарное ЭДС схемы рассчитывается по формуле: 𝐸𝐶1 𝐸𝐶2 + 𝑋∑1 𝑋∑2 𝐸∑ = , 1 1 + 𝑋∑1 𝑋∑2 (2.17) где 𝑋∑1 , 𝑋∑2 – суммарные сопротивления 1 и 2 соответственно, Ом; 𝐸𝐶1 , 𝐸𝐶2 – ЭДС систем ПС Ржава и ПС Коньшино соответственно, кВ; Суммарное ЭДС схемы равняется: 115,58 113,96 + 19,05 50,3 𝐸∑ = = 115,14 кВ. 1 + 50,3 19,05 3. По упрощённой схеме (см. рис. 2.7) находится значение периодической составляющей тока в месте короткого замыкания. Определяется начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ по формуле: (3) 𝐼п0 = 𝐸∑ , 𝑋∑ (2.18) где 𝐸∑ – суммарное ЭДС схемы, кВ; 𝑋∑ – суммарное сопротивление схемы Ом; Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ: (3) 𝐼п0 = Изм. Лист № докум. Подпись Дата 115,14 = 4,82 кА. 13,79 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 52

ударный 4.Определяется ток и наибольшее действующее значение тока короткого замыкания. Ударный ток короткого замыкания ̶ наибольшее мгновенное значение полного тока КЗ в фазе через 0,01 с после появления короткого замыкания. Ударный ток КЗ рассчитывается по формуле: (3) 𝑖уд = √2 · 𝑘у · 𝐼п0 , где – 𝑘у во сколько ударный раз (2.19) коэффициент, ударный ток показывающий больше начальной амплитуды периодической составляющей тока короткого замыкания; Ударный коэффициент для ВЛ 110 кВ равен 𝑘у = 1,65 [10]. (3) – 𝐼п0 начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА. Ударный ток КЗ равен: 𝑖уд = √2 · 1,65 · 4,82 = 11,25 кА. Посредством и вышеперечисленных преобразований периодической схемы формул замещения составляющей (см. были тока КЗ Приложение найдены и 2) значения ударный ток КЗ для ПС Александровка Прохоровского района. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 53

3. ВЫБОР ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ 3.1. Применение дугогасящих реакторов Дугогасящий реактор (ДГР) – электрический аппарат, представляющий собой катушку с неизменной индуктивностью, служит для ограничения однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) посредством компенсации емкостных токов [18]. Используется для заземления нейтрали трехфазных сетей 6-35 кВ. Необходимость использования ДГР объясняется наличием распределенных емкостей линий или кабелей электропередач [17]. При возникновении ОЗЗ в местах повреждения или неисправности изоляции возникает емкостной ток. В случае превышения им определенного порога (20-30 А) [5], происходит возникновения стабильной электрической дуги, которая вследствие термического воздействия способствует дальнейшему разрушению изоляции и возможному переходу ОЗЗ в двух- или трехфазное короткое замыкание. Процесс ОЗЗ в высоковольтной сети с изолированной нейтралью (рис. 3.1) можно описать следующим образом: при замыкании фазы на землю (для примера, фаза С), ток потечет через емкости в неповрежденные фазы от места повреждения, после по линиям через нейтраль вернется в место КЗ [18]. Напряжение фаз увеличивается в √3 раз. В поврежденной фазе ток, протекающий через емкость, равен нулю, а в рабочих фазах увеличивается в в √3 раз. Суммарный ток ОЗЗ, протекающий через место повреждения, равен сумме токов двух неповрежденных фаз. Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. 54 Выбор дугогасящих реакторов Паращук О.В. Белоусов А.В. Лист Листов 4 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

Рис. 3.1 Схема ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью При замыкании фазы на землю возникают перенапряжения в неповрежденных фазах, из-за появления непроизвольно гаснущей и загорающейся дуги. Данное воздействие негативно сказывается на изоляции фаз. В высоковольтных происходит снижение компенсации сетях дуговых емкостных с компенсированной перенапряжений токов ОЗЗ нейтралью посредством дугогасящей катушкой или ДГР, устанавливаемой в нейтрали трансформатора [20]. Процесс ОЗЗ в сети с компенсированной нейтралью (рис. 3.2) происходит следующим образом: как и в сети с изолированной нейтралью, при замыкании фазы на землю, увеличивается напряжение двух других фаз, напряжение нейтрали и земли становится равным фазному. При воздействии данной разницы потенциалов, от места ОЗЗ ток в нейтраль потечет через емкости двух фаз (IC) и катушку (IL). Сопротивление ДГР подбирают такой величины, чтобы индуктивный ток IL был равен 3IC. Рис. 3.2 Схема ОЗЗ в сети с компенсированной нейтралью Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 55

Из-за в того, что противоположные емкостной стороны и индуктивный (рис. 3.3), ток при направлены взаимодействии они будут компенсировать друг друга (IL= - 3IC). Рис. 3.3 Векторная диаграмма токов и напряжений при компенсации емкостного тока Данный критерий выбора сопротивления ДГР называется резонансным, но добиться полной компенсации практически невозможно, в следствии этого при ОЗЗ имеется остаточный ток. 3.2. Пример выбора дугогасящих реакторов Компенсация выполняться емкостного при тока ОЗЗ превышении в сетях данных 6-35 кВ токов должна значений, определенных для различных уровней напряжений. Выбор мощности ДГР должен осуществляться по величине емкостного тока сети с учетом развития на перспективу в 10 лет. Если данные о перспективах развития сети отсутствуют, то мощность ДГР выбирают по емкостному току, увеличенному в 1,25 раза [22]. Расчетная мощность ДРГ QК (кВА) определяется по формуле 3.1. 𝑄к = 𝐼𝑐 ∙ 𝑈ном √3 , (3.1) где Uном – номинальное напряжение сети, кВ; IC – емкостной ток замыкания на землю, А. Емкостной ток замыкания на землю IC определяется по формуле 3.2. 𝐼𝑐 = 3 ∙ 𝜔 ∙ 𝐶ф ∙ 𝑈ф ∙ 10−6 , где ω – угловая частота напряжения, с-1; (3.2) ) Cф – емкость фазы сети, мкФ; Uф – фазное напряжение, В. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 56

При тока, с применении мощность учетом в и сети ДГР со количество возможных изменений ступенчатым ДГР регулированием необходимо емкостного тока выбирать сети для того, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку, близкую к резонансной при всех вероятных схемах работы сети. Для подключения ДГР необходимо использовать силовые трансформаторы, имеющие схему соединения обмоток «звезда с выведенной нейтралью– треугольник». Можно так же использовать трансформаторы собственных нужд (ТСН) или ненагруженные трансформаторы. В этом случае трансформатор необходимо проверить по длительно допустимой нагрузке (формула 3.3). доп 𝐼нагр 𝐼к 2 2 √ = (1,1 ∙ 𝐼ном.тр. ) ∙ ( ) , 3 (3.3) где Iном.тр – номинальный ток трансформатора, А; IK – ток компенсации реактора. Для примера необходимо выбора выбрать тип ДГР найдем решение и мощность ДГР следующей в сети задачи: 10 кВ, при емкостном токе замыкания на землю IC = 35,6 А. Так как емкостной ток > 20 А, необходимо выполнить его компенсацию. Из-за того, что информация о развитии сети отсутствует, для расчета мощности ДГР возьмем емкостной ток увеличенный в 1,25 раза. 𝑄к = 1,25 ∙ 35,6 ∙ В соответствии РЗДПОМ-480/10У1 регулированием с √3 = 256,92 кВА. результатом (реактор с 10 помощью расчета, заземляющий изменения выбираем дугогасящий, зазора, ДГР типа с плавным однофазный, масляный, номинальной мощностью 480 кВА, номинального напряжения 10 кВ) [6]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 57

4. ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПЕРЕВОДА СЕТИ 35 КВ ПРОХОРОВСКОГО РАЙОНА НА НАПРЯЖЕНИЕ 110 КВ 4.1. Расчет потерь электроэнергии Для оценки экономического эффекта перевода сети с напряжения 35 кВ на напряжение 110 кВ рассчитаем приведенные затраты, ЧДД (чистый дисконтированный доход). Рассчитаем потери электроэнергии для существующей схемы (далее по тексту схема 1) трансформаторов по максимальным и суммарные значениям потери нагрузок для линий, в схеме. электроэнергии Значения потоков мощностей возьмем из результатов РР. Потери электроэнергии в трансформаторах: Рмакс2 + 𝑄макс2 𝑅т ∆𝑊тр = ∙ ∙𝜏 + 𝑁т · ∆Рхх · Тг , 𝑈ном2 𝑁т наиб где 𝑃макс , 𝑄макс – максимальные активные и (4.1) реактивные мощности трансформатора, МВт, МВАр; 𝑅т – активное сопротивление трансформатора, Ом; 𝑁т – число трансформаторов; ∆Рхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт; 𝑇г – количество часов в году, ч; 𝜏наиб − время наибольших потерь, ч. Время наибольших потерь рассчитаем по формуле: 𝜏наиб Тмакс 2 = (0,124 + ) ∙ Тг, 10000 (4.2) Время наибольших потерь равно: 𝜏наиб Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил 6100 2 = (0,124 + ) ∙ 8760 = 4720 ч. 10000 № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Оценка целесообразности перевода сети 35 кВ Прохоровского района на напряжение 110 кВ Лит. Лист 58 Листов 12 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

Потери электроэнергии в трансформаторе на ПС Подольхи: ∆𝑊Подольхи = 3,22 +1,162 352 ∙ 2,3 ∙ 4720 + 2 ∙ Результаты в 51 1000 · 8760 = 192,02 МВт·ч в год расчета трансформаторах для потерь схемы 1 и энергии проектируемой схемы (далее по тексту схема 2) представлены в табл. 4.1 и 4.2. Потери электроэнергии в ЛЭП рассчитываются по формуле: ∆𝑊ЛЭП = Рмакс.лэп2 +𝑄макс.лэп2 𝑈ном2 ·𝑅лэп ∙ 𝜏наиб + 𝑛ц · ∆Рк.уд ∙ 𝑙ЛЭП · 𝑇г + (4.3) +𝑛ц · ∆Риз.уд ∙ 𝑙ЛЭП · 𝑇г , где 𝑃макс.лэп , 𝑄макс.лэп – максимальные активные и реактивные потоки мощностей, текущие по ЛЭП, МВт, МВАр; 𝑅лэп – активное сопротивление линии, Ом; 𝑛ц – количество цепей; 𝜏наиб − время наибольших потерь, ч; 𝑙ЛЭП – длина ЛЭП, км; ∆Рк.уд – удельные среднегодовые потери на корону, кВт/км; ∆Риз.уд – удельные среднегодовые потери в изоляторах, кВт/км; 𝑇г – количество часов в году, ч. Потери электроэнергии в линии Александровка - Подольхи: 32 + 22 0 ∆𝑊Александровка−Подольхи = ∙ 6,78 ∙ 4720 + 1 · · 21,42 ∙ 8760 + 352 1000 1,07 +1 · · 21,42 ∙ 8760 = 362,49 МВт·ч 1000 Результаты расчета потерь энергии в ЛЭП для схемы 1 и 2 представлены в табл. 4.3 и 4.4. Суммарные потери электроэнергии: ∆W∑ = ∆Wтр + ∆WЛЭП + ∆WКУ (4.4) где ∆WКУ – потери в компенсирующем устройстве, кВт. Суммарные потери для первой схемы: ∆W∑1 = 2379,9 + 21416,03 = 23795,93МВт ∙ ч Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 59

Суммарные потери для второй схемы: ∆W∑2 = 1908,38 + 8971,0 = 10879,38 МВт ∙ ч Таблица 4.1 Расчетные потери электроэнергии в трансформаторах для схемы 1. Подстанция Рмакс, МВт Александровка Подольхи Прохоровка Прелестное Сажное Скородное Радьковка Холодное 10,62 3,2 4,22 2,62 5,24 3,2 2,91 3,2 Qмакс,МВА р 3,17 1,16 1,45 1,02 2,18 1,16 1,16 1,31 Суммарные Rт, Ом Uном,кВ 1,5 2,3 3,98 1,3 2,19 2,6 0,7 1,3 110 35 110 35 110 110 35 35 потери в ΔPХХ, МВт 0,062 0,0102 0,028 0,0134 0,038 0,046 0,0184 0,0134 ∆Wтр, МВт*ч 614,92 192,02 276,13 156,9 360,35 414,71 187,64 177,22 трансформаторах 35 кВ = 713,78 МВт∙ч; 110 кВ = 1666,12 МВт∙ч. Таблица 4.2 Расчетные потери электроэнергии в трансформаторах для схемы 2. Подстанция Рмакс, МВт Александровка Подольхи Прохоровка Прелестное Сажное Скородное Радьковка Холодное 10,62 3,2 4,22 2,62 5,24 3,2 2,91 3,2 Qмакс,МВА р 3,17 1,16 1,45 1,02 2,18 1,16 1,16 1,31 Rт, Ом Uном,кВ ΔPХХ, МВт 110 0,028 0,011 0,023 0,011 0,023 0,011 0,011 0,011 3,98 21,3 7,35 21,3 7,35 21,3 21,3 21,3 ∆Wтр, МВт*ч 435,56 192,62 258,52 161,91 293,68 192,62 177,85 195,62 Суммарные потери в трансформаторах 110 кВ = 1908,38 МВт∙ч. Таблица 4.3 Расчетные потери электроэнергии в линиях схемы 1 № Линия 0_1 Ржава – Прохоровка Ржава – Александровка Прохоровка – Беломестное Александровка – Прелестное Прелестное – Кочетовка 0_2 1_11 2_3 3_10 Изм. Лист № докум. Рмакс, МВт 31 Qмакс, МВАр -7 Rт, Ом 5,28 40 17 5,36 27 -10 12,2 5 2 3,63 2 1 10,06 Подпись Дата Uном, кВ 110 110 ΔPк.уд, МВт 0,92 1 0,92 1 110 3 35 3 35 ΔPиз.уд, МВт 1,68 lЛЭП, км 27,23 ∆WЛЭП, МВт*ч 2150,8 1,68 27,64 4021,1 0,92 1,68 62,86 4108,2 0 1,07 8,7 414,88 0 1,07 17 211,98 ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 60

Продолжение табл.4.3 № Линия Рмакс, МВт Qмакс, МВАр Rт, Ом 2_4 Александровка Сажное 17 5 5,19 4_12 Сажное – Белгород 11 -1 7,19 3 2 6,78 3 1 0 3 4 2 2_5 2_6 6_7 7_8 8_16 8_15 8_14 8_13 Александровка – Подольхи Александровка – Радьковка Радьковка – Холодное Холодное - Скородное Скородное – Кретово Скородное – Истобное Скородное – Коньшино Скородное - Короча ΔPиз.уд, МВт lЛЭП, км ∆WЛЭП, МВт*ч 1,68 26,76 705,21 0,92 1,68 37,05 438,47 35 0 1,07 21,42 362,49 8,87 35 0 1,07 22,5 365,81 1 2 2 1 5,24 3,33 6,53 7,98 35 35 35 35 0 0 0 0 1,07 1,07 1,07 1,07 16,7 10,6 20,8 19 38,06 178,12 525,41 174,05 45 13 6,53 110 1,15 1,68 14,95 5630,4 27 2 7,03 110 1,15 1,68 28,7 2091,1 Суммарные Uном, кВ 110 ΔPк.уд, МВт 1 0,92 1 110 потери в линиях 35 кВ = 2270,79 МВт∙ч; 110 кВ = 19145,24 МВт∙ч. Таблица 4.4 Расчетные потери электроэнергии в линиях схемы 2 № 0_1 0_2 1_11 2_3 3_10 2_4 4_12 2_5 2_6 6_7 7_8 8_16 Изм. Лист Линия Ржава – Прохоровка Ржава – Александровка Прохоровка – Беломестное Александровка – Прелестное Прелестное – Кочетовка Александровка - Сажное Сажное – Белгород Александровка – Подольхи Александровка – Радьковка Радьковка – Холодное Холодное Скородное Скородное – Кретово № докум. Рмакс, МВт Qмакс, МВАр Rт, Ом lЛЭП, км ∆WЛЭП, МВт*ч 31 -7 3,27 0,575 27,23 1349,6 29 14 3,32 0,575 27,64 1405,2 26 -10 7,54 0,575 62,86 2423,9 5 3 2,13 1,15 8,7 52,87 2 2 4,16 1,15 17 61,09 17 3 4,34 26,76 569,37 Uном, кВ ΔPк.уд, МВт ΔPиз.уд, МВт 0,746 110 1,68 11 -1 6,00 0,746 37,05 375,39 3 2 5,25 1,15 21,42 87,23 6 0 5,51 1,15 22,5 141,04 9 3 4,09 1,15 16,7 190,84 12 5 2,60 1,15 10,6 201,38 4 2 5,10 1,15 20,8 98,65 Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 61

Продолжение табл. 4.4 № Линия Скородное – Истобное Скородное – Коньшино Скородное Короча 8_15 8_14 8_13 Рмакс, МВт Qмакс, МВАр Rт, Ом 2 2 4,66 48 13 0,90 27 2 3,44 Uном, кВ ΔPк.уд, МВт ΔPиз.уд, МВт 1,15 110 0,315 1,68 0,315 lЛЭП, км ∆WЛЭП, МВт*ч 19 68,31 14,9 897,94 28,7 1048,2 Суммарные потери в линиях 110 кВ = 8971,0 МВт∙ч. 4.2. Расчет среднегодовых эквивалентных затрат Оптимальный вариант схемы электрической сети выбирается по техникоэкономическому сравнению вариантов друг с другом. Для выбора оптимального варианта используют следующие показатели [6]: 1. Среднегодовые эквивалентные (приведённые) затраты (З); 2. Чистый дисконтированный доход (ЧДД). Определим капиталовложения на сооружения: К = Клэп + Кпс; (4.5) где Клэп – капиталовложения на сооружения ЛЭП; Кпс – капиталовложения на сооружения подстанции. Капиталовложения в ЛЭП: КЛЭП = Куд ∙ 𝐿 ∙ Кзон ∙ Кусл ∙ Кизм , где – Куд стоимость сооружения (4.6) 1 км линии (выбирается по сечению провода, напряжению, типу опор); – Кзон зональный повышающий коэффициент стоимости строительства, для Белгородской области Кзон = 1; – Кусл коэффициент, учитывающий суммарную сложность строительства ЛЭП, для Белгородской области Кусл = 1; Кизм – коэффициент изменения сметной стоимости, Кизм = 4,43[23] Капиталовложения в линию Ржава-Прохоровка Схемы 1. К0_1 = 850 · 27,23 · 1 · 1 · 4,43 = 102 534,57 тыс. руб. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 62

Суммарные капиталовложения в ЛЭП схемы 1: К∑1ЛЭП = 1 296 141,89 тыс. руб. Суммарные капиталовложения в ЛЭП схемы 2: К∑2ЛЭП = 1 439 093,92 тыс. руб. Капиталовложения подстанций: КПС = (КТР + КОРУ + КПОСТ ∙ Ксниж ) ∙ Кзон ∙ Кизм , (4.7) где КТР – капиталовложения в трансформаторы (справочные данные); КОРУ – капиталовложения, на открытые распределительные устройства; ККУ – капиталовложения на компенсирующие устройства, принимаем равными 0, так как КУ отсутствуют; КПОСТ – капиталовложения, отвечающие за облагораживание подстанций; Ксниж – коэффициент снижения постоянных затрат. Капиталовложения в ПС Прохоровка схема 1: КПС.Прохоровка = (2 · 4100 + 3∙7000 + 11000∙0,5)·1·4,43= 153 721 тыс. руб. Суммарные капиталовложения в ПС схемы 1: К∑ПС1 = 1 128 764 тыс. руб. Суммарные капиталовложения в ПС схемы 2: К∑ПС2 = 1 621 380 тыс. руб. Суммарные капиталовложения в схему 1: К∑1=1 296 141,89 + 1 128 764 = 2 424 905,89 тыс.руб. Суммарные капиталовложения в схему 2: К∑2=1 439 093,92 + 1 621 380 = 3 060 473,92 тыс.руб. Суммарные издержки рассчитываются по следующей формуле: И𝛴 = ИАМ + ИРО + И∆𝑊 , (4.8) где ИАМ – амортизационные издержки, тыс.руб.; ИРО – издержки на плановые и аварийные ремонты, тыс.руб.; Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 63

ИΔW – издержки на возмещение потерь при транспорте ЭЭ, тыс.руб. Амортизационные издержки рассчитываются по формуле: ИАМ = 𝛼АМ ∙ К, (4.9) где αАМ – норма амортизационных отчислений, αАМ =0,05; К – капиталовложения, тыс.руб. Для первой схемы: ИАМ =0,05·2 424 905,89 = 121 245,29 тыс.руб. Издержки на ремонт и обслуживание рассчитываются по формуле: ИРО = ИРО.ЛЭП + ИРО.ПС , где ИРО.ЛЭП - суммарные ежегодные отчислений (4.10) на ремонт и на ремонт и обслуживание ЛЭП, тыс. руб.; ИРО.ПС суммарные - ежегодные отчислений обслуживание ПС, тыс. руб. Издержки на обслуживание подстанций: ИРО.ПС =αРО.ПС · ∑Кпс, где αРО.ПС - норма ежегодных отчислений (4.11) на ремонт и обслуживание ПС, αРО.ПС = 0,059 [6]; ∑Кпс – суммарные капиталовложения в ПС. Издержки на обслуживание линий электропередач: ИРО.ЛЭП =αРО.ЛЭП · ∑КЛЭП, где αРО.ЛЭП - норма ежегодных отчислений (4.12) на ремонт и обслуживание ЛЭП, αРО.ЛЭП = 0,008 [6]; ∑КЛЭП – суммарные капиталовложения в ПС. Издержки на обслуживание первой схемы: ИРО.ЛЭП = 0,008 · 2 424 905,89 = 10 369,14 тыс.руб. ИРО.ПС = 0,059 ∙1 128 764 = 66 597,08 тыс. руб. ИРО = 10 369,14 + 66 597,08 = 76 966,22 тыс. руб. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 64

И∆w - издержки на возмещение потерь при транспорте ЭЭ, тыс. руб: И∆w = С∆w · ∆W∑ , (4.13) где С∆w - одноставочный тариф на электроэнергию в части приобретаемой электрическими сетевыми организациями для компенсации стоимости потерь электрической энергии, на напряжении 110 кВ: С∆w110 = 77,33 руб/(МВт · ч); на напряжении 35 кВ: С∆w35 = 181,36 руб/(МВт · ч) [24]; ∆W∑ - суммарные потери, МВт∙ч. Издержки на возмещение потерь ЭЭ для схемы 1: И∆w = (77,33 · 2984,58 + 181,36 ∙20811,36 )/1000= 2150,63 тыс. руб. Суммарные издержки для схемы 1: И∑ = 121 245,29+10 369,14 + 66 597,08 + 2 150,63 = 200 362,13 тыс. руб. Приведённые затраты: З = Е·К + И∑ , где Е норма - (4.14) дисконтирования, приведённая к одному году (второй квартал 2018 г: Е = 0,1). Приведенные затраты для первой схемы: З = 0,1· 2 424 905,89 + 200 362,13 = 442 852,72 тыс. руб Результаты расчета экономических показателей для первой и второй схемы приведены в таблице для всех схем в табл. 4.5. Таблица 4.5 Экономические показатели схем ∆W∑ЛЭП, МВт*ч ∆W∑тр, МВт*ч К, тыс. руб. И∑, тыс. руб. З, тыс. руб. Схема 1 21 416,04 2 379,89 2 424 905,89 200 362,13 442 852,72 Схема 2 8 971,00 1 908,38 3 060 473,92 261 039,17 567 086,56 Как видно из результатов расчетов, вторая схема имеет меньшие суммарные потри, но требует больших капиталовложений и затрат на эксплуатацию. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 65

4.3. Расчет чистого дисконтированного дохода Для анализа технико-экономической эффективности сооружения электроэнергетических объектов сопоставляются затраты для объектов и прибыль, получаемая во время их эксплуатации. Разница между этими двумя показателями дает представление о доходе от объекта. При сравнении и выборе из различных инвестиционных проектов руководствуются различными экономическими критериями, одним из которых является ЧДД. Расчёт ЧДД будем вести на период 20 лет, связанный со сроком эксплуатации сети. Результат деятельности объектов (выручка) рассчитывается по формуле 4.15. Следует учесть, что единые котловые тарифы разделяются по уровням напряжения. Для схем 1 и 2 учитываем два тарифа: 1. Высокое напряжение (ВН) – для объектов напряжением 110 кВ и выше; 2. Среднее первое напряжение (СН1) – для объектов напряжением 35 кВ [25]. Результат деятельности объектов (выручка): Ор = 𝑊ОТП35 ∙ 𝑇котл35 + 𝑊ОТП110 ∙ 𝑇котл110 , (4.15) где 𝑊ОТП – отпускаемая в сеть ЭЭ, МВт·ч; 𝑇котл35 – котловой тариф за передачу ЭЭ за передачу ЭЭ по сетям СН1, равный 2,24 руб/(кВт·ч) [24]; 𝑇котл110 – котловой тариф по сетям ВН, равный 1,796 руб/(кВт·ч) [24]. Выручка от деятельности объектов для первой схемы: Ор = 72 736,4 ∙ 2,24 + 141 928,7 ∙ 1,796 = 977 752,48 тыс. руб. Издержки на содержание сети, без учета амортизационных отчислений: И = И𝛴 − ИАМ , (4.16) Издержки на содержание сети для первой схемы: И = 200 362,13 − 121 245,29 = 79 116,84 млн. руб Налоги на прибыль, получаемую при эксплуатации сети: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 66

Н = 0,2 ∙ (Ор − И𝛴 ), (4.17) Налоги для первой схемы: Н = 0,2 ∙ (977 752,48 − 200 362,13) = 179 727,13 тыс. руб. Время эксплуатации сети: 𝑡 = 0,1 … 20 лет Расчёт ЧДД проводится по формуле: Э𝑑𝑡𝑖 = Э 𝑡𝑖 (1+𝐸)𝑡𝑖 ; (4.18) где Э𝑡𝑖 – чистый доход, млн.руб; ti – год, для которого ведется расчет. Чистый доход рассчитывается по формуле: Э𝑡𝑖 = Ор𝑖 − И𝑖 − Н𝑖 − К𝑖 ; (4.19) где Ор𝑖 , И𝑖 , Н𝑖 , К𝑖 – выручка, издержки, налоги и капиталовложения соответственно в год, для которого ведется расчет, млн.руб. Результаты расчета для схем 1 и 2 представлены в табл. 4.6 и 4.7. Таблица 4.6 Расчётные данные чистого дисконтированного дохода схемы 1 t, год 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Изм. Лист К, млн.руб. ОР, млн.руб. И, млн.руб. Н, млн.руб. Эt, млн.руб. 2424,91 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 977,75 0 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 79,12 0 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 179,73 -2424,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 718,91 № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ ЧДД, млн.руб. -2204,46 -1610,32 -1070,19 -579,17 -132,78 273,02 641,94 977,31 1282,19 1559,37 1811,34 2040,41 2248,65 2437,96 2610,06 2766,52 2908,75 3038,05 3155,59 3262,46 Лист 67

Таблица 4.7 Расчётные данные чистого дисконтированного дохода схемы 2 t, год 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 К, млн.руб. ОР, млн.руб. И, млн.руб. Н, млн.руб. Эt, млн.руб. 3060,47 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 928,94 0 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 108,02 0 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 164,18 -3060,47 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 656,74 ЧДД, млн.руб. -2782,25 -2239,49 -1746,08 -1297,52 -889,73 -519,02 -182,01 124,36 402,88 656,08 886,26 1095,52 1285,75 1458,69 1615,91 1758,83 1888,77 2006,89 2114,27 2211,89 Графики ЧДД, полученные по результатам расчета (см. Приложение 3) для схем 1 и 2, представлены на рис.4.1 и рис.4.2: Рис.4.1. График ЧДД схемы 1. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 68

Рис.4.2. График ЧДД схемы 2. По результатам расчета видно, что показатели ЧДД схемы 1 выше, чем схемы 2, однако, схема 1 (существующая) имеет недопустимы отклонения напряжения в послеаварийном режиме, что не позволит функционировать некоторым высокие потребителям. Схема характеристики 2 (проектируемая) послеаварийного имеет более Так же, режима. повышение напряжения линий с 35 кВ до 110 кВ повышает пропускную способность линий, передавать большие что при дальнейшем мощности без развитии изменения сети позволит оборудования. Этот же фактор позволяет развивать системообразующие сети Белгородской области, упрощая логистику ЭЭ в сети и увеличивая тем самым ее надежность. С социальной точки зрения вторая схема имеет преимущество, так как обслуживание сети 110 кВ требует большего количества персонала, чем сеть 35 кВ, следовательно, после реконструкции сети увеличится количество рабочих мест. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 69

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Главной задачей выпускной квалификационной работы является разработка оптимальной схемы развития сети Прохоровского района Белгородской области, состоящей из 8 подстанций, определение возможности и целесообразности перевода элементов сети с напряжения 35 кВ на 110 кВ. В процессе выполнения работы были определены нагрузки потребителей, выбраны схемы РУ, выбраны силовые трансформаторы, марки и сечения проводов, рассчитаны потери электроэнергии, капиталовложения в электрическую сеть и затраты на сооружения для каждого из вариантов сети. На основе результатов расчетов можно сделать следующие выводы: 1. Схема развития сети с переводом подстанций Прохоровского района с напряжения 35 кВ на 110 кВ имеет большие затраты и меньший чистый дисконтированный доход, чем существующая сеть. Однако может функционировать в послеаварийном режиме, в отличие от существующей сети, которая в послеаварийном режиме имеет слишком низкие напряжения на некоторых подстанциях, что делает невозможным эксплуатацию потребителей, присоединенных к этим подстанциям. 2. Перевод сети на более высокое напряжение в целом снижает потери электроэнергии, повышает мобильность с точки зрения передачи электроэнергии в соседние районы в послеаварийных режимах, но требует больших капиталовложений на сооружение и издержки при эксплуатации. Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. 70 Заключение Паращук О.В. Белоусов А.В. Лист Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Белгородской области на пятилетний период 2017 - 2021 годы.: г. Белгород, 2016. – 86 с. 2. Прохоровка. / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Прохоровка (дата обращения 15.03.2018) 3. Белгородские энергетики приступили к реконструкции подстанции 110 кВ «Александровка» / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://gubkin.info/belgorod/47337-belgorodskie-yenergetiki-pristupili-k.html (дата обращения 28.04.2018) 4. О районе | Прохоровский район / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.admprohorovka.ru/o-poselenii/ (05.03.2018) 5. Правила устройств электроустановок. Раздел 7. Электрооборудование специальных установок. – Введ. 2003-01-01. – М.: ОАО «ВНИИЭ», 2003. – 222 с. 6. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей/ И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро – М. :ЭНАС, 2012. – 376 с. 7. Неклепаев. Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: учеб. для вызов/ Б.Н. Неклепаев – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 640 с. 8. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: учеб. для вузов/ В.И. Идельчик – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с. 9. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения: СТО 56947007-29.240.30.010-2008. 10.Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учеб. для студ. сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М: Издательский центр «Академия», 2007. – 448 с. Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. 71 Список литературы Паращук О.В. Белоусов А.В. Лист Листов 3 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

11.Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. Том 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. Ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. – М.: Идательство МЭИ, 2004. −964 с. 12.Костин В.Н, Передача и распределение электроэнергии: учебное пособие / В.Н. Костин, К.В. Распопов, Е.А. Родченко. – СПб: СЗТУ, 2002. –147 с. 13.Программный комплекс «RastrWin3». Руководство пользователя.: г.Москва, 2015. – 281 с. 14.Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. ГОСТ 14209-97. –Введ. 2002-01-01. – М.: Изд-во стандартов, 2002. – 82 с. 15. Хавроничев, С. В. Расчет токов коротких замыканий и проверка электрооборудования: учеб. пособие / С. В. Хавроничев, И. Ю. Рыбкина. – Волгоград: ИУНЛ ВолгГТУ, 2012. – 56 с. 16. Кокин, С.Е. Схемы электрических соединений подстанций: учеб. пособие / С.Е. Кокин, С.А. Дмитриев, А.И. Хальясмаа. – Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2015. – 100 с. 17. Олин, Д.М. Переходные процессы в электрических сетях : учеб. пособие / Д.М. Олин, Н.М. Попов. – Кострома: КГСХА, 2013. – 103 с. 18. Девочкин, О.В. Электрические аппараты: учеб. пособие для студ. Учреждений сред. проф. образования / О.В. Девочкин, В.В. Лохнин, Р.В. Меркулов, Е.Н. Смолин. – М.: Издательский центр «Академия», 2010. – 240 с. 19. Герасименко, А.А. Электроэнергетические системы и сети. Версия 1.0 [Электронный ресурс] : конспект лекций / А.А. Герасименко, Е.С. Кинев, Т.М. Чупак. – Электрон. дан. (7 Мб). – Красноярск: ИПК СФУ, 2008. – (Электроэнергетические системы и сети : УМКД №261-2007 / рук. творч. коллектива Е.С. Кинев). – 1 электрон. Опт. Диск (DVD). 20. Крючков, И.П. Короткие замыкания и выбор электрооборудования: учеб. пособие для вузов / И.П. Крючков, В.А. Старшинов, Ю.П. Гусев и др.; под ред. И.П. Крючкова, В.А. Старшинова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2012. – 568 с. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 72

21. Куликов, Ю.А. Переходные процессы в электроэнергетических системах: учеб. пособие. – М.: Издательство «Омега-Л», 2013. – 384 с. 22. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ. РД 34.20.179. – Введ. 1988-06-04. – М.: СПО Союзтехэнерго №1988, 1988. – 26 с. 23. Прогнозные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по объектам строительства, определяемых с применением федеральных и территориальных единичных расценок, на Iквартал 2018 года: Письмо Минстроя России от 04.04.2018 №13606-хм/09// налоговый вестник. 2017. - №12. 24. Об утверждении энергопринимающих ставок платы устройств за технологическое заявителей к присоединение электрическим сетям территориальных сетевых организаций, осуществляющих свою деятельность на территории Белгородской области на 2018 год: Приказ комиссии по государственному регулированию цен и тарифов в Белгородской области №39/5// Нормативные акты по финансам, налогам, страхованию и бухгалтерскому учету. – 2017. №5. 25. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 N 1178 (ред. от 30.04.2018) "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (вместе с "Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике", "Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике") {КонсультантПлюс} Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 73

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Приложение 1 Лит. Лист 74 Листов 20 Расчет перспективных нагрузок и выбор оборудования БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 75

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 76

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 77

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 78

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 79

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 80

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 81

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 82

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 83

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 85

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 86

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 87

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 88

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 89

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 90

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 91

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 92

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 93

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. Приложение 2 Расчет токов короткого замыкания Лист 94 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. Приложение 3 Расчет экономических показателей Лист 95 Листов 20 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 96

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 97

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 98

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 99

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 100

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 101

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 102

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 103

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 104

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 105

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 106

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 107

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 108

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 109

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 110

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 111

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 112

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 113

Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лист 114

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. Приложение 4 Карта-схема и однолинейная схема существующей сети Лист 115 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Приложение 5 Нормальный режим работы существующей сети с перспективными нагрузками Лит. Лист 116 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Приложение 6 Послеаварийный режим работы существующей сети с перспективными нагрузками Лит. Лист 117 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Лит. Приложение 7 Однолинейная схема проектируемой сети Лист 118 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Приложение 8 Нормальный режим работы проектируемой сети с перспективными нагрузками Лит. Лист 119 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

ПРИЛОЖЕНИЕ 9 Изм. Лист Разраб. Руков. Консульт. Н. контр. Утвердил № докум. Подпись Дата Селин А.Ю. Воловиков А.А. Паращук О.В. Белоусов А.В. ВКР 13.03.02 №2060-2018 ПЗ Приложение 9 Послеаварийный режим работы проектируемой сети с перспективными нагрузками Лит. Лист 120 Листов 1 БГТУ им. В.Г. Шухова Э-42

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв