6

ВОЛОГОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра Электроснабжения

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту

на тему: Районная подстанция 110/35/10

Вологда 2004 г.

АННОТАЦИЯ

В дипломном проекте рассматривается вопрос о пути повышения качества электроэнергии (допустимый уровень отклонения напряжения у потребителей) и надёжности схемы электроснабжения ПС Долматово. Реконструкция заключается в расширении питающей сети 110 кВ и перевод установленных на подстанции трансформаторов 35/10 кВ на трансформаторы 110/35/10 кВ.

Проведён расчёт кольцевого участка с целью анализа отклонения напряжения на шинах подстанции Долматово, при резервном питании с подстанции Вельск. Рассчитаны сечения проводов с учётом требований Норм технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения к линиям 35 кВ.

По известному графику нагрузки режимного дня и ожидаемому росту нагрузки, выбраны трансформаторы реконструируемой подстанции. Проведена проверка основного электрооборудования устанавливаемого на комплектной трансформаторной подстации из блоков заводского изготовления.

Рассчитаны параметры для установки дифференциальной защиты трансформатора на база реле ДЗТ -11.

В технико-экономическом расчёте получен годовой экономический эффект в размере 196 тыс.руб. Главным образом, это связано с сокращением линий электропередачи 35 кВ.

Пояснительная записка содержит 88 листов, 36 таблиц., 20рисунков.

Графическая часть состоит из 4 листов формата А1 и 3 листов формата А2.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ ВЕЛЬСКОГО РАЙОНА АРХАНГЕЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ

11 Общие сведения

12 Краткая характеристика предприятия Вельских электрических сетей

13 Сведения о Вельском районе и линиях электропередачи высокого

напряжения (110 - 220 кВ)

14 Долматовский узел системы электроснабжения Вельского района

141 Расчётные климатические и геологические условия

142 Анализ состояния подстанции Долматово

143 Возможные варианты реконструкции подстанции

144 Описание принятого варианта реконструкции

2 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

21 Трасса линий электропередачи ВЛ - 35 кВ

211 Сведения по существующим линиям 35 кВ

22 Расчёт кольцевого участка линии 35 кВ

221 Исходные данные и условия для расчёта

222 Расчёт кольцевого участка для случая когда источником питания служит подстанция Вельск

223 Расчёт кольцевого участка для случая когда источником питания служит подстанция Долматово

23 Расчёт сечений проводов

24 Линия электропередачи 110 кВ

3 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПОДСТАНЦИИ

31 Выбор количества и номинальной мощности трансформаторов

32 Выбор главной схемы электрических соединений

33 Расчёт токов короткого замыкания

3.4. Аппаратура устанавливаемая на подстанции

3.5. Проверка аппаратуры подстанции

3.6 Выбор источника оперативного тока и трансформаторов собственных нужд подстанции

4РАСЧЁТ ПРОДОЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА ТМТН - 6300/110

41 Общие сведения

42 Выбор трансформаторов тока

43 Выбор параметров защиты

43 Выбор параметров защиты и схемы включения

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДСТАНЦИИ И ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

5.1. Организация эксплуатации подстанции и линии электропередачи

52 Требования предъявляемые к обслуживающему персоналу и меро-

приятия направленные на соблюдения техники безопасности

53 Характеристика опасных факторов

54 Пожарная безопасность

5.5. Восстановление нарушенных земель и охрана окружающей среды

5.6. Мероприятия по гражданской обороне

ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

61Принимаемые допущения при расчёте

62Исходные данные

63Расчёт капитальных вложений отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание

64 Определение затрат на возмещение мощности и потерь электроэнергии

641 Расчёт потерь электроэнергии в линиях

642 Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах

6. 5 Определение суммарных приведенных затрат

66 Выводы по результатам расчёта

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

6

ВВЕДЕНИЕ

Основной задачей электроснабжающих организаций является надёжное и качественное снабжение потребителей электроэнергией

Структура и характеристика потребителей определяют условия построения схемы их электроснабжения

Для повышения надёжности существующего электроснабжения и повышения качества электроэнергии а также для обеспечения электроснабжения новых потребителей и расширения зоны централизованного электроснабжения необходимо дальнейшее развитие электрических сетей сельскохозяйственного назначения. Для обоснования технических решений по развитию сетей разрабатываются схемы развития питающих сетей 35кВ, 110 кВ и распределительных сетей 10 кВ Они предназначаются для использования при текущем и перспективном планировании развития сетей на пятилетку и являются основой для составления проектов строительства и реконструкции линий 10…110 кВ подстанций 35…110 кВ

Выбор схем электроснабжения зависит в основном от следующих факторов:

-количества и размещения потребителей по рассматриваемой территории;

- значений расчётных нагрузок потребителей;

- категории потребителей по надёжности электроснабжения;

- количества и расположения опорных подстанций энергосистем

Число возможных вариантов схем построения и конфигурации электрических систем обладающих разными технико-экономическими показателями может быть большим

Выбор схем электроснабжения для новых животноводческих комплексов и других крупных потребителей а также существующих потребителей при росте их нагрузок производится путём технико-экономического сравнения вариантов питания их от действующих подстанций 110/35/10 кВ по сетям 10 кВ с учётом их расширения с вариантами строительства дополнительных (разукрупняющих) трансформаторных подстанций (ПС) 110/35/10 кВ Для комплексов основное их питание осуществляется как правило по новым специально для них предусматриваемым линиям 10 кВ подключённым к независимым источникам. Если существующие сети 35 кВ не обеспечивают передачу требуемых расчётных электрических мощностей то предусматривается увеличение их пропускной способности путём:

1) строительства дополнительных (новых) участков ВЛ 35 кВ;

2) перевода существующих сетей 35 кВ на напряжение 110 кВ;

3) строительства дополнительных ПC 110/35/10 кВ

Радиальная схема сетей получившая широкое распространение на первом этапе электрификации сельского хозяйства проектируется только в отдельных случаях с учётом в перспективе кольцевания сетей

Двойная радиальная схема сети при которой дублируются линии по параллельным трассам широко не применяется по экономическим соображениям и возможна в отдельных случаях при соответствующем обосновании

Самой распространённой в настоящее время является кольцевая схема сетей при которой осуществляется двустороннее питание ПC 35-110/10 кВ При кольцевании сетей 10 кВ с ответвлениями для присоединения потребителей как правило должны иметь двустороннее питание от разных подстанций 35-110/10 кВ или одной подстанции 35-110/10 кВ с двусторонним питанием от ВЛ 35…110 кВ

При выборе схемы присоединения ПС к основной сети электроэнергетической системы (ЭС) необходимо учитывать “системный фактор” т е одновременное сохранение или обеспечение необходимой надёжности и живучести основной сети в целом

1 Энергоснабжение Вельского района Архангельской области

11 Общие сведения

Энергоснабжение Архангельской области осуществляет АО “Архэнерго” входящее в состав ОЕС “Севзапэнерго” которое в своей работе подчиняется РАО “ЕЭС России” Обслуживание и эксплуатацию распредсетей и трансформаторных подстанций Вельского района осуществляют предприятие Вельские электрические сети (ПВЭС) и Вельские районные электрические сети (ВРЭС)

Таблица 11 Основные производственные показатели ОАО Архэнерго за 2003г. по сравнению с 2002г

Основные показатели	2003 г.	2002 г.
Установленная мощность станций, МВт	1057,8	1057,8
Рабочая мощность станций, МВт	359,0	376,7
Выработанная электроэнергия, млн. кВтч	2584,8	2649,4
Покупная электроэнергия, млн. кВтч	1533,9	1504,2
Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВч	3050,9	3052,3
Полезный отпуск теплоэнергии, млн. Гкал	4450,9	4706,9
Средний фактический отпускной тариф на электроэнергию, руб./1000 кВтч	730	620

12 Краткая характеристика предприятия вельских электрических сетей

В состав предприятия Вельские электрические сети входят четыре района Вельский Устьянский Шенкурский Виноградовский Их зона обслуживания соответствует границам одноимённых административных районов Архангельской области Сетевые районы разделены на мастерские участки

Основные технические данные предприятия приведены в табл 12

Таблица 12Основные технические данные предприятия

НАИМЕНОВАНИЕ	КОЛИЧЕСТВО
Обьём обслуживания предприятия уе Площадь занимаемых предприятием земель га в том числе производственные обьекты га жильё га подсобное хозяйство га Количество подстанций 220/110/35 кВ шт Количество трансформаторов ПС 220/110/35 кВ шт Установленная мощность трансформаторов ПС 220/110/35 кВМВА Протяжённость трасс км ВЛ-220 кВ ВЛ-110 кВ ВЛ-35 кВ ВЛ-10 кВ ВЛ-04 кВ КЛ-10 кВ КЛ-04 кВ Износ производственных фондов %	18367,07 135,923 108,887 23,835 3,2 34 70 600,5 265,0 493,0 560,0 2573,6 1602,2 25,9 0 49

13 Сведения о Вельском районе и линиях электропередачи высокого напряжения (110 - 220 кВ)

Вельский район находится на юге Архангельской области Районный центр - город Вельск Район граничит с Шенкурским Устьянским Верховажским и Коношским районами

Вельский район располагается на среднепересечённой местности которая покрыта в основном лесами сильно заболочена Грунт 2-й категории - супесь и плывун встречается суглинок По климатическим условиям (скоростной напор ветра пляска проводов) относится согласно карт районирования под 1-й район

По территории района проходят автомагистраль Архангельск - Вологда с твёрдым покрытием дороги; две нитки железной дороги Коноша - Котлас; автодороги районного значения Вельск - Няндома Вельск - Коноша Вельск - Шангалы Протекают реки Вель Кулой Кокшеньга Пуя которые впадают в реку Вага Уровень паводковых вод доходит до 7 метров

Площадь района 10 тыс км²

По территории района проходят

одна системообразующая транзитная ЛЭП-220 кВ

(ВЛ-220 кВ Коноша - Вельск - Шангалы)

- две системообразующих ЛЭП-110 кВ

(ВЛ-110 кВ Ровдино - Благовещенск - Кокшеньга - Шангалы ВЛ-110 кВ Вельск - Верховажье)

В основном все трассы ЛЭП проходят по лесной местами заболоченной местности Сложностью обслуживания и эксплуатации ЛЭП влияющей на частоту аварийных отключений и время восстановления электроснабжения потребителей является зауженность трасс их труднопроходимость удалённость трасс ЛЭП от сети автодорог а также естественные водные преграды

Основными потребителями электроэнергии являются сельскохозяйственные предприятия и предприятия лесной промышленности

Центральная ремонтно-производственная база (РПБ) РЭС находится при ПС Вельск 220/110/35/10 кВ деревня Лукинская там же базируется управление района

Для оперативного обслуживания и управления подстанциями и распределительными сетями района создана оперативная диспетчерская группа (ОДГ) базирующаяся на ПС Вельск Обязанности дежурных на ПС Вельск исполняют диспетчера ОДГ которые несут круглосуточное дежурство На остальных подстанциях района организованно дежурство на дому силами электромонтёров по эксплуатации (ремонту) распредсетей имеющих оперативные права Обслуживанием и ремонтом распредсетей занимаются четыре бригады электромонтёров по ремонту ЛЭП и одна бригада электромонтёров по эксплуатации распредсетей

14 Долматовский узел системы электроснабжения Вельского района

141 Расчётные климатические и геологические условия

Согласно метеорологическим данным и расчётам район климатических условий по гололёду - 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру - I (расчетная скорость ветра 25 м/сек)

Расчётный скоростной напор ветра:

на высоте до 15 м: 40 даН/м²

при гололеде: 10 даН/м²

Нормативная глубина промерзания грунта см:

по площадке ПС “Долматово” 189

по трассе ВЛ 155

Грунтовые воды по площадке ПС “Долматово”

встречены на глубине 14 23 м

по трассе ВЛ 0,7 2,9 м

Удельное сопротивление грунта на площадке: 361 Омм

В районе трассы промышленных предприятий, загрязняющих атмосферу не имеется и район может быть отнесен к району с обычными полевыми загрязнениями, т.е. целесообразно применение оборудования с изоляцией класса А.

Район строительства по пляске проводов: I (с редкой пляской проводов)

Температура воздуха °С ;

максимальная: + 36

минимальная: - 50

среднегодовая: + 18

средняя наиболее холодной пятидневки: -32

Число грозовых часов в году: 31

142 Анализ состояния подстанции «Долматово»

ПС Долматово находится на территории Вельского района и расположена в 72 км от райцентра г Вельск ПС Долматово построена и вошла в эксплуатацию в 1972 году После этого модернизация ПС не проводилась силовое оборудование устарело и морально и физически На ПС установлены два трансформатора мощностью 3200 кВА каждый. На 2003 год износ силового оборудования подстанции составил 89 %

В настоящее время ПС Долматово имеет связь по линиям 35 кВ с ПС Ровдино и с подстанциями Липовка Пайтово кольцевания с ПС Вельск 220/110/35/10 кВ В нормальном режиме ПС Долматово питается по линии 35 кВ Ровдино - Долматово (Лист 1, Лист 2.) Данная линия выполнена на деревянных опорах которые в настоящее время имеют износ близкий к 100 % При демонтаже этой линии или аварийной ситуации ПС Долматово придётся питать с ПС Вельск что связано с большими потерями при передаче электроэнергии и занижением напряжения у потребителей менее допустимого (линия Вельск - Березник - Ефремковская - Липовка - Долматово выполнена проводом АС - 35 длинной 111,5 км (Лист 2) Данная проблема отмечена в годовом отчёте предприятия на 01 01 99 как одна из требующих решения в скором времени

143 Возможные варианты реконструкции системы электроснабжения

Сложившиеся обстоятельства ставят вопрос о пути улучшения электроснабжения ПС Долматово Для исправления существующих недостатков в сети 35 кВ возможны следующие пути реконструкции схемы электроснабжения:

1 Замена существующих проводов линий 35 кВ на провода больших сечений

( уменьшение потерь при передаче);

2 Строительство дополнительных (новых) участков ВЛ 35 кВ;

3 Перевод существующих сетей 35 кВ на напряжение 110 кВ;

4 Строительство дополнительных ПС 110/35/10 кВ

Первый вариант частично рассматривается при расчёте кольцевого участка 35 кВ с учётом новых требований 1

Второй вариант в последнее время является неперспективным что связано с преимуществами реконструкции сетей напряжения 110 кВ

В данном случае третий и четвёртый варианты являются наиболее предпочтительными т к ПС Долматово находится в 2 км от трассы ВЛ 110 кВ

145 Описание принятого варианта реконструкции

Расширение сети 110 кВ позволяет улучшить гибкость связей на уровне РЭС Это так же уменьшит потери при передаче электроэнергии и является эффективнее по надёжности(более высокий класс изоляции)

В будущем перспективным направлением реконструкции системы электроснабжения является перевод существующих линий 35 кВ на напряжение 110 кВ с установкой трансформаторов 110 / 10 кВ

В нашем случае реконструкция ПС Долматово заключается в присоединении её к линии 110 кВ Благовещенск - Ровдино таким образом ПС Долматово становится транзитной Трансформаторы 35/10 кВ заменяются на трансформаторы 110/35/10 кВ Присоединение ПС Долматово осуществляется по двухцепной линии длинной 2 км.

2 Расчет электрических сетей

21 Трасса линий электропередачи ВЛ - 35 кВ

Трасса линии ВЛ - 35 кВ проходит в пределах Вельского района Архангельской области (см Лист 1).

Общий характер рельефа спокойный

Общая протяжённость трассы ВЛ составляет 198,3 км.

В районе изысканий трассы имеется автомобильная дорога Вельск - Архангельск общегосударственного значения Кроме указанной автодороги имеются грунтовые просёлочные дороги

Движение автотранспорта по магистральным дорогам возможно в любое время года а по грунтовым - только в зимний период и сухое время года

Ближайшая железнодорожная станция Вельск имеющая возможность принимать грузы находится на расстоянии 4 км от ПС Вельск

Геологические условия

В геологическом отношении район прохождения трассы сложен аллювиальными озёрно - болотными озёрно - ледниковыми флювиогляциальными отложениями

Основная часть грунтов изысканной трассы представлена песками супесями и суглинками

Трасса линии пересекает много участков болот общей протяжённостью 608 км что составляет 34 % от всей длины трассы

Протяженность отдельных участков колеблется от 80 до 1500 м

Болота низинные и переходные

Болотные воды и воды заболоченных участков слабо и средне агрессивны по отношению к бетону

211 Сведения по существующим линиям 35 кВ

2111 ВЛ Вельск - Пайтово

Протяжённость ВЛ - 326 км; марка провода АС - 70 ;

Количество опор: всего 212 шт;

в том числе: промежуточных железобетонных: 182 шт;

промежуточных металлических: 4 шт;

анкерно - угловых: 26 шт

Длина пролёта м: максимальная 380

минимальная 159

критическая 250

Тип изоляторов: ПФ 6 - Б

ШВ 35 - Б

Таблица 21 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
металлические: У-35-1 У-35-2 У-35-3+3 У2М-2 ПУМ-2	1 1 1 3 3	200 212 96 6 3 1 2 4 5
железобетонные: ПУСБ - 1В УБ - 35-2 УСБ - 35 - 1В УБ - 35 - 1В ПБ - 35 - 1В	3 1 8 10 191	107 139 6 121 70 71 90 91 95 120 149 119 92 10 13, 55, 69, 83, 96, 199, 79 204 11-12, 14-68, 72-77 80-89, 93-94, 97-119, 122-138, 140-148, 150-199, 201-203, 205-211

Таблица 22 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
подземный кабель связи	1	76 - 77
линия связи	2	83 - 84, 122 - 123
шоссе	2	72 - 73, 122 - 123
грунтовая дорога	1	26 - 27
ВЛ - 10 кВ	1	40 - 41

2112 ВЛ Пайтово - Долматово

Протяжённость ВЛ - 346 км; марка провода АСУ - 95 ;

Количество опор: всего 139 шт;

в том числе: промежуточных железобетонных: 126 шт;

промежуточных металлических: 2 шт;

анкерно - угловых: 11 шт

Длина пролёта м: максимальная 248

Тип изоляторов: ПC - 70 - Д

Таблица 23 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
металлические: У-35-1Т У-35-1 У-35-15 П110-35	3 6 2 2	128, 134, 139 18, 30, 43, 63, 83, 109 137, 138 51, 52
железобетонные: ПБ - 35 - 1 ПУБ-110-35-1Т ПУБ-110-35-1	124 1 1	все не указанные 90 3

Таблица 24 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
грунтовая дорога	1	83 - 84
речка	1	105 - 106
линия связи	1	133 - 134
ВЛ - 10 кВ	4	1 - 2, 3 - 4, 7 - 8, 128 - 129

2113 ВЛ Долматово - Липовка

Протяжённость ВЛ - 3269 км; марка провода АС - 35 ;

Количество опор: всего 352 шт;

в том числе: промежуточных: 305 шт;

промежуточных угловых: 7 шт;

анкерных: 27 шт;

анкерно - угловых: 3 шт

Длина пролёта м: максимальная 165

расчётная 95

критическая 180

Тип изоляторов: ШФ - 35 - Б; ШФ - 35 - В; ПС - 6 Б

Таблица 25 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
промежуточные: ПБ-35	305	все не указанные
угловые и анкерные: УААо - 35 ААг - 35 УАА - 35 АПП - 35 УААг - 35 АП - 35	2 33 7 3 1 1	2, 236 3, 6 11, 31 48 57, 91 104 113 120 133 140 148 152 169 180 193 206 218 229 239 256 265 273 289 298 310 320 335 343 350 68, 92, 230, 246 261 304, 325 7, 22, 294 21 15

Таблица 26 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
речка	2	104 - 105, 292 - 293
линия связи	1	13 - 14
шоссе	1	91 - 92
грунтовая дорога	2	317 - 318
ВЛ - 10 кВ	3	23 - 24, 90 - 91, 348 - 349

2114 ВЛ Ефремковская - Липовка

Протяжённость ВЛ - 296 км; марка провода АС - 35 ;

Количество опор: всего 336 шт;

в том числе: промежуточных: 326 шт;

анкерно - угловых: 10 шт

Длина пролёта м: максимальная 90

Тип изоляторов: ШР 35

Таблица 27 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
угловые: УААг - 35 УПАг - 35 УБ - 35	2 5 3	162, 218 115, 242, 282, 293, 331 5, 29, 49
промежуточные: ПБ - 35	326	все не указанные

Таблица 28 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
речка	1	281 - 282
ручей	1	162 - 163, 242 - 243
грунтовая дорога	2	160 - 161
ВЛ - 10 кВ	1	331 - 332

2115 ВЛ Березник - Ефремковская

Протяжённость ВЛ - 29,5 км; марка провода АС - 35 ;

Количество опор: всего 312 шт;

в том числе: промежуточных: 182 шт;

анкерно - угловых: 16 шт

Тип изоляторов: ПС 6 - Б

ШФ - 35 - Б

Таблица 29 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
угловые и анкерные: УПАг - 35 УААг - 35 ААг (Каг) - 35	3 3 6	20, 110, 247 55, 143, 308 80, 88, 123, 173, 264, 294
промежуточные: ПБ - 35	300	все не указанные

Таблица 210 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
Ручей	1	15 - 16
грунтовая дорога	2	71 - 72, 95 - 96
ВЛ и ВЛС нет	-----	--------

2116 ВЛ Вельск - Березник

Протяжённость ВЛ - 196 км; марка провода АС - 35 ;

Количество опор: всего 182 шт;

в том числе: промежуточных: 160 шт;

анкерных: 10 шт;

анкерно - угловых: 12 шт

Тип изоляторов: ПФ 6 - Б

ШВ 35 - Б

Таблица 211 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
металлические: У2М - 2 П4М - 2 У1М - Н - 8,7 У1Н	3 5 1 1	1, 2, 8, 3, 4, 5, 6, 7 9 182
железобетонные: ПБ - 35 УПАг- 35 ААг- 35 УААг- 35	155 8 7 2	кроме указанных 30, 71, 83, 105, 129, 151, 168, 181 10, 115, 116, 121, 156, 164 12, 55

Таблица 212 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
грунтовая дорога	1	124 - 125
ВЛ - 10 кВ	1	11 - 12
ВЛ - 220 кВ	1	9 - 10

2117 ВЛ Долматово - Ровдино

Протяжённость ВЛ - 196 км; марка провода АС - 35 ;

Количество опор: всего 115 шт;

в том числе: промежуточных: 103 шт;

анкерно - угловых: 12 шт

Длина пролёта м: максимальная 185

расчётная 181

критическая 196

Тип изоляторов: ПФ 6 - Б

Таблица 213 Типы опор и их номер по трассе

Типы опор	Количество	Номера опор
деревянные: ПДс - 35 УАД - 35	103 12	кроме указанных 2, 13, 27, 36, 41, 53, 58, 65, 76, 80, 93, 106

Таблица 214 Объекты и пересечения

Наименование объекта	Количество	Номера опор
шоссе	2	53 - 54, 62 - 63
грунтовая дорога	2	1 - 2, 27 - 28
речка	4	63 - 64, 65 - 66, 74 - 75, 77 - 78
линия связи	2	102 - 103, 27 - 28

22 Расчёт кольцевого участка линии 35 кВ

221 Исходные данные и условия для расчёта

В случае аварии или ремонтных работ на линии Ровдино - Долматово ПС Долматово получает питание с ПС Вельск Для анализа данной режима работы проводим расчёт замкнутого (кольцевого) участка по которому осуществляется питание ПС Долматово Проведём также расчёт для случая когда ПС Долматово является источником питания для ПС Вельск Данный режим работы возможен в случае серьёзной аварии на ПС Вельск.

По нормам 1 потери напряжения в электрических сетях напряжением 10 кВ не должны превышать 10 В нашем случае для обеспечения данных значений на отходящих линиях 10 кВ ПС Долматово необходимое значение напряжения на вводе подстанции должно составлять не менее 35 кВ Наибольшее рабочее напряжение линий 35 кВ составляет 405 кВ которое достигается регулированием напряжения на трансформаторах 110/35/10 кВ ПС Вельск с помощью РПН на стороне высокого напряжения (ВН) и ПБВ на стороне среднего напряжения (СН) Таким образом максимальные допустимые потери напряжения составляют 15 от номинального (35 кВ) Исходя из этого условия и проводим дальнейшие расчёты

222 Расчёт кольцевого участка для случая когда источником питания служит подстанция Вельск

Проводим расчёт нормального режима работы кольцевой сети принимая за источник питания ПС Вельск (1) (Рис21) Информация по линиям подстанциям и нагрузкам представлена в табл21 и табл21 Напряжение на секциях щин имееет одинаковое значение В связи, с отсутствием данных по нагрузкам на подстанциях сети, для расчёта принимаем коэффициенты загрузки подстанций соответствующие минимуму приведенных затрат (Кзмз = 0,8) и минимуму потерь активной мощности (Кзмп = 0,6)

Рис 21 Схема сети 35 кВ

Составляем схему замещения сети разрезая кольцо по шинам источника питания 1 (рис22)

Таблица215 Параметры участков сети

Участок	Марка провода	R0 Ом/км	Х0 Ом/км	L км	Z Ом
А - 2	АС - 70	0,420	0,396	32,6	18,9
2 - 3	АС - 95	0,299	0,385	34,6	17
3 - 4	АС - 35	0,773	0,417	32,7	28,8
4 - 5	АС - 35	0,773	0,417	29,6	26,0
5 - 6	АС - 35	0,773	0,417	29,6	26,0
6 - В	АС - 35	0,773	0,417	19,6	17,2
А - В	-----------	-----------	-----------	178,7	133,9

Таблица216 Расчётные нагрузки подстанций сети

№ПС	Sпс кВА	Коэфзагрузки	Sрасч кВА	cos	P кВт	Q квар
1	2 20000	0,6	2400	0,85	2040	1264
		0,8	3200	0,85	2720	1685
2	2500 1600	0,6	2460	0,85	2091	1296
		0,8	3280	0,85	2788	1729
3	23200	0,6	3860	0,85	3281	2033
		0,8	5120	0,85	4352	2698
4	21600	0,6	1920	0,85	1632	1011
		0,8	2560	0,85	2176	1349
5	21600	0,6	1920	0,85	1632	1011
		0,8	2560	0,85	2176	1349
6	21000	0,6	1200	0,85	1020	0632
		0,8	1600	0,85	1360	0843

Примечания: 1) В расчётах применяем среднее значение cos. для линий 35 кВ (cos. _СР=085) 2) P=S cos. 3) Q=S sin (sin _СР=05267)

Выполняем предварительный этап расчёта режима - определение приближённого потокораспределения в кольце с целью выявления точки потокораздела Т к сеть неоднородна (т е сечение проводов участков неодинаковое) расчёт ведём по сопротивлениям участков сети:

- активная мощность передаваемая из источников питания (т А и т В рис )

Ра =Р₂(Z_{2 -3}+ Z_{3 -4}+ Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Р₃( Z_{3 -4}+ Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Р₄( Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ +Z_{6 -B})+ Р₅( Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Р₆ Z_{6 -B} / Z_A-B

Ра=2091(17+28,8+26+26+17,2)+3281(28,8+26+26+17,2)+1632(26+26+17,2)+1632 (26+17,2)+10217,2 /133,9=5690 кВт

Р_В =Р₆(Z_5-6+ Z_4-5+ Z_{3 -4}+ Z_2-3+ Z_А-2)+ Р₅( Z_4-5+ Z_{3 -4}+ Z_2-3+ Z_А-2)+ Р₄( Z_{3 -4}+ Z_2-3+ +Z_А-2)+ Р₃( Z_2-3+ Z_А-2)+ Р₂ Z_А-2 / Z_A-B

Р_В=1020(26+26+28,8+17+18,9)+1632(26+28,8+17+18,9)+1632(28,8+17+18,9)+

+3281(17+18,9)+209118,9 /133,9=3960 кВт

реактивная мощность передаваемая из источников питания (т А и т В рис )

Qа =Q₂(Z_{2 -3}+ Z_{3 -4}+ Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Q₃( Z_{3 -4}+ Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Q₄( Z_{4 -5}+ Z_{5 -6}+ +Z_{6 -B})+ Q₅( Z_{5 -6}+ Z_{6 -B})+ Q₆ Z_{6 -B} / Z_A-B

Qа=1296(17+28,8+26+26+17,2)+2033(28,8+26+26+17,2)+1011(26+26+17,2)+1011 (26+26+17,2)+63217,2 /133,9=3480 квар

Q_В =Q₆(Z_5-6+ Z_4-5+ Z_{3 -4}+ Z_2-3+ Z_А-2)+ Q₅( Z_4-5+ Z_{3 -4}+ Z_2-3+ Z_А-2)+ Q₄( Z_{3 -4}+ Z_2-3+ +Z_А-2)+ Q₃( Z_2-3+ Z_А-2)+ Q₂ Z_А-2 / Z_A-B

Q_В=632(26+26+28,8+17+18,9)+1011(26+28,8+17+18,9)+1011(28,8+17+18,9)+2033 (17+18,9)+129618,9 /133,9=2460 квар

Проверяем правильность определения потоков мощности на головных участках кольца по условию Р_А+Р_В = Р₂+ Р₃+ Р₄+ Р₅+ Р₆

Р_А+Р_В =5690+3960=9650 кВт

Р₂+ Р₃+ Р₄+ Р₅+ Р₆= 2091+3281+1632+1632+1020=9650 кВт

Q_А+Q_В = Q₂+ Q₃+ Q₄+ Q₅+ Q₆

Q_А+Q_В = 3480+2460=5940 квар

Q₂+ Q₃+ Q₄+ Q₅+ Q₆=1296+2033+1011+632=5980 квар

Следовательно определение значений Р_А; Р_В; Q_А и Q_В выполнено верно

Определяем потоки мощности на других участках линии без учёта потерь мощности и найдём точку потокораздела в кольцевой сети:

Р_2-3=Р_А - Р₂

Р_2-3=5690 - 2091=3599 кВт

Q_2-3=Q_А - Q₂

Q_2-3=3480 - 1296=2184 квар

Р_3-4=Р_В - ( Р₄+Р₅+Р₆)

Р_3-4=3960 - (1632+1632+1020)= -324 кВт

Q_3-4=Q_В - ( Q₄+Q₅+Q₆)

Q_3-4=2460 - ( 1011+1011+632)= -194 квар

Р_4-5=Р_В - ( Р₅+Р₆)

Р_4-5=3960 - (1632+1020)=1308 кВт

Q_4-5=Q_В - ( Q₅+Q₆)

Q_4-5=2460 - ( 1011+632)= -817 квар

Р_5-6=Р_В - Р₆

Р_5-6=3960 -1020=2940 кВт

Q_5-6=Q_В - Q₆

Q_5-6=2460 - 632=1828 квар

Знак минус перед Р_3-4 и Q_3-4 показывает что поток мощности на этом участке направлен от точки 3 к точке 4 т е точка 4 является точкой потокораздела (рис23 )

В точке потокораздела кольцевую схему делим на две радиальные (рис24 ) и определяем потери напряжения на участках линии

Потери напряжения на участках линии определяем по формуле:

(21)

где U_i - потери напряжения на i-ом участке сети В;

Pi - расчётная активная нагрузка на i-ом участке кВт;

Qi - расчётная реактивная нагрузка на i-ом участке квар;

Ro -удельное активное сопротивление провода Ом/км;

Xo -удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;

Li - длина участка км;

Uном - номинальное напряжение линии кВ

Потери напряжения в процентах определяем по выражению:

U_i()= (22 )

На участке А-2: U_А-2=(56900,420+34800,396)32,6 /35 = 3510 В

U_А-2()=3510/35000100=10

На участке 2-3: U_2-3=(35990,299+21840,385)34,6 /35 = 1895 В

U_2-3()=1895/35000100=5,4

На участке 3-4: U_3-4=(3240,773+1940,417)32,7 /35 = 310 В

U_3-4()=310/35000100=0,9

На участке 4-5: U_4-5=(13080,773+8170,417)29,6 /35 = 1143 В

U_4-5()=1143/35000100=3,3

На участке 5-6: U_5-6=(29400,773+18280,417)29,6 /35 = 2567 В

U_5-6()=2567/35000100=7,3

На участке 6-В: U_6-В=(39600,773+24600,417)2=19,6 /35 = 2289 В

U_5-6()=2289/35000100=6,5

Потери напряжения до ПС Долматово:

U_А-4()=U_А-2() + U_2-3() + U_3-4()

U_А-4()=10 + 5,4 + 0,9 =16,3

U_В-4()=U_4-5() + U_5-6() + U_{6 -В}()

U_В-4()=3,3 + 7,3 + 6,5 =17,1

Расчёт при k_З=0,8 аналогичен

Результаты расчёта представлены на рис25 и табл 217

Таблица 217 Результаты расчёта сети при kЗ=0,8

РА , кВт	7581	QА, квар	4700	UA-2 ,B	4699	UA-2 ,()	13,4
РВ , кВт	5271	QВ, квар	3268	U2-3 ,B	2548	U2-3 , ()	7,3
Р2-3, кВт	4793	Q2-3, квар	2971	U3-4 ,B	425	U3-4 , ()	1,2
Р3-4, кВт	441	Q3-4, квар	273	U4-5 ,B	1514	U4-5 , ()	4,3
Р4-5, кВт	1735	Q4-5, квар	1076	U5-6 ,B	3412	U5-6 , ()	9,7
Р5-6, Квт	3911	Q5-6, квар	2425	U6-B ,B	3045	U6-B , ()	8,7

Потери напряжения до ПС Долматово (при k_З=0,8):

U_А-4()=13,4 + 7,3 + 1,2 =21,9

U_В-4()=4,3 + 9,7 + 8,7 =22,7

Результаты расчёта показывают что потери напряжения на данном участке превышают допустимое значение (15 п.2.2.1.) Для обеспечения необходимого уровня напряжения необходимо уменьшить потери напряжения путём увеличения сечений проводов ВЛ Расчёт сети в случае аварии на одном из головных участков не проводим, принимая, что одновременное повреждение головного участка (А-2 или А-6) и линии Ровдино - Долматово, маловероятно.

223 Расчёт кольцевого участка для случая когда источником питания служит подстанция Долматово

Проводим расчёт нормального режима работы кольцевой сети принимая за источник питания ПС Долматово (3) (рис26)

Рис 26 Схема сети 35 кВ

На ПС Вельск установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА каждый При расчёте принимаем нагрузку на стороне 35 кВ в размере 50 % от мощности трансформаторов При отсутствии сведений о нагрузке первой категории допускается принимать их долю в размере от 10 до 15 % от общей нагрузки ПС 5 В случае когда в качестве источника питания будет служить ПС Долматово (аварийный режим) от ПС Вельск остаются запитаны только потребители первой категории Таким образом расчётная мощность составит:

при k_З=0,6 S₁=2400,50,10,6=2,4 МВА =2400 кВА

при k_З=0,8 S₁=2400,50,10,8=3,2 МВА = 3200 кВА

Составляем схему замещения сети разрезая кольцо по шинам источника питания 3 (рис27)

Рис27 Схема замещения линии 35 кВ

Таблица 218Параметры участков сети

Участок	Марка провода	R0 Ом/км	Х0 Ом/км	L км	Z Ом
С - 2	АС - 95	0,299	0,385	34,6	170
2 - 1	АС - 70	0,420	0,396	32,6	18,9
1 - 6	АС - 35	0,773	0,417	19,6	17,2
6 - 5	АС - 35	0,773	0,417	29,6	260
5 - 4	АС - 35	0,773	0,417	29,6	260
4 - Е	АС - 35	0,773	0,417	32,7	28,8
С - Е	-----------	-----------	-----------	178,7	133,9

Выполняем предварительный этап расчёта режима - определение приближённого потокораспределения в кольце с целью выявления точки потокораздела:

- активная мощность передаваемая из источников питания (т С и т Е рис )

Рс =Р₂(Z_{2 -1}+ Z_{1 -6}+ Z_{6 -5}+ Z_{5 -4}+Z_4-E)+ Р₁( Z_{1 -6}+ Z_{6 -5}+ Z_{5 -4}+Z_4-E)+ Р₆( Z_{6 -5}+ Z_5-4 +Z_4-E)+ Р₅( Z_{5 -4}+ +Z_4-E)+ Р₄ Z_4-E / Z_C-E

Рс=2091(18,9+17,2+26+26+28,8)+204(17,2+26+26+28,8)+1020(26+26+28,8)+1632(26+28,8)+163228,8 /133,9=4953 кВт

Р_Е =Р₄(Z_5-4+ Z_6-5+ Z_{1 -6}+ Z_2-1+ Z_С-2)+ Р₅( Z_6-5+ Z_{1 -6}+ Z_2-1+ Z_С-2)+ Р₆( Z_{1 -6}+ Z_2-1 + Z_С-2 )+ Р₁( Z_2-1+ Z_С-2)+ Р₂ Z_С-2 / Z_С-Е

Р_Е=1632(26+26+17,2+18,9+17)+1632(26+17,2+18,9+17)+1020(17,2+18,9+17)+2040(18,9+17)+209117 /133,9=3451 кВт

реактивная мощность передаваемая из источников питания (т C и т E рис )

Qс =Q₂(Z_{2 -1}+ Z_{1 -6}+ Z_{6 -5}+ Z_{5 -4}+Z_4-E)+ Q₁( Z_{1 -6}+ Z_{6 -5}+ Z_{5 -4}+Z_4-E)+ Q₆( Z_{6 -5}+ Z_{5- 4}+Z_4-E)+ +Q₅( Z_{5 -4}+ Z_4-E)+ Q₄ Z_4-E / Z_C-E

Qс=1296(18,9+17,2+26+26+28,8)+1264(17,2+26+26+28,8)+632(26+26+28,8)+1011(26+28,8)+101128,8 /133,9=3069 квар

Q_Е =Q₄(Z_5-4+ Z_6-5+ Z_{1 -6}+ Z_2-1+ Z_С-2)+ Q₅( Z_6-5+ Z_{1 -6}+ Z_2-1+ Z_С-2)+ Q₆( Z_{1 -6}+ Z_2-1 + Z_С-2 )+ Q₁( Z_2-1+ Z_С-2)+ Q₂ Z_С-2 / Z_С-Е

Р_Е=1011(26+26+17,2+18,9+17)+1011(26+17,2+18,9+17)+ 632(17,2+18,9+17)+1264(18,9+17)+129617 /133,9=2138 кВт

Проверяем правильность определения потоков мощности на головных участках:

Р_C+Р_Е =4953 + 3451 = 8,404 кВт

Р₂+ Р₁+ Р₆+ Р₅+ Р₄= 2091 + 2040 + 1020 + 1632 + 1632 = 8415 кВт

Q_С+Q_Е = Q₂+ Q₁+ Q₆+ Q₅+ Q₄

Q_С+Q_Е = 3069 + 2138 = 5207 квар

Q₂+ Q₁+ Q₆+ Q₅+ Q₄= 1296 + 1264 + 632 + 1011 + 1011 = 5210 квар

Баланс мощностей соблюдается

Определяем потоки мощности на других участках линии без учёта потерь мощности и найдём точку потокораздела в кольцевой сети:

Р_2-1=Р_С - Р₂

Р_2-1=4953 - 2091 = 2862 кВт

Q_2-1=Q_С- Q₂

Q_2-1=3069 - 1296 = 1,773 квар

Р_6-1=Р_Е - ( Р₆+Р₅+Р₄)

Р_6-1= 3451 - (1020 + 1632 + 1632) = - 832 кВт

Q_6-1=Q_Е - ( Q₆+Q₅+Q₄)

Q_6-1=2138 - ( 632 + 1011 + 1011) = - 516 квар

Р_5-6=Р_Е - ( Р₅+Р₄)

Р_5-6=3451 - (1632 + 1632) = 187 кВт

Q_5-6=Q_Е - ( Q₅+Q₄)

Q_5-6=2138 - ( 1011 + 1011)= 116 квар

Р_4-5=Р_Е - Р₄

Р_4-5=3451 - 1632 = 1819 кВт

Q_4-5=Q_Е - Q₄

Q_4-5= 2138 - 1011 = 1127 квар

По результатам расчёта видно что точка 6 является точкой потокораздела.

В точке потокораздела кольцевую схему делим на две радиальные (рис28 ) и определяем потерю напряжения на участках линии

Потери напряжения на участках линии определяем по ( 21) и (22):

На участке С-2: U_С-2=(49530,299+30690,385)34,6 /35 = 2632 В

U_С-2()=2632/35000100=7,5

На участке 2-1: U_2-1=(28620,42+17730,396)32,6 /35 = 1773 В

U_2-1()=1773/35000100=5

На участке 1-6: U_1-6=(8320,773+5160,417)19,6 /35 = 481 В

U_3-4()=481/35000100=1,4

На участке 5-6: U_5-6=(1870,773+1160,417)29,6 /35 = 163 В

U_4-5()=163/35000100=0,5

На участке 4-5: U_4-5=(18190,773+11270,417)29,6 /35 = 1586 В

U_4-5()=1586/35000100=4,5

На участке Е-4: U_Е-4=(34510,773+21380,417)32,7 /35 = 3325 В

U_Е-4()=3325/35000100=9,5

Потери напряжения до ПС Вельск:

U_С-6()=U_С-2() + U_2-1() + U_1-6()

U_С-6()=7,5 + 5 + 1,4 =13,9

U_Е-6()=U_Е-4() + U_4-5() + U_5-6()

U_Е-6()=9,5 + 4,5 + 0,5 =14,5

Расчёт при k_З=0,8 аналогичен Результаты расчёта представлены на рис 29 и табл219

Таблица 219 Результаты расчёта сети при kЗ=0,8

РС , кВт	6604	QС, квар	4094	UС-2 ,B	3120	UС-2 ,()	8,9
РЕ , кВт	4602	QЕ, квар	2853	U2-1 ,B	2383	U2-1 , ()	6,8
Р2-1,кВт	3816	Q2-1, квар	2365	U1-6 ,B	633	U1-6 , ()	1,8
Р1-6,кВт	1096	Q1-6, квар	680	U5-6 ,B	218	U5-6 , ()	0,6
Р5-6,кВт	250	Q5-6, квар	155	U4-5 ,B	2116	U4-5 , ()	60
Р4-5, Вт	426	Q4-5, квар	1504	UЕ-4 ,B	4435	UЕ-4 , ()	12,6

Потери напряжения до ПС Вельск (при k_З=0,8):

U_С-6()=8,9 + 6,8 + 1,8 = 17,5

U_Е-6()=12,9 + 6 + 0,6 = 19,2

В данном случае (аварийный режим) потери напряжения меньше чем в предыдущем Однако это связано с тем что на ПС Вельск остаются запитаны только потребители первой категории Расчёт сети в случае аварии на одном из головных участков не проводим, принимая, что вероятность одновременного повреждения головного участка (С-2 или Е-4) и линии питающих ПС Вельск от других источников, исключена.

С целью уменьшения потерь проведём расчёт сечений проводов по заданным условиям и учётом требований 1

23 Расчёт сечений проводов

По требованиям 1 минимальное допустимое сечение сталеалюминевых проводов на ВЛ 35 кВ должно быть не менее 70 мм² Следовательно все провода сечением 35 мм² требуют замены

Выбор сечения проводов ВЛ 35 кВ проводим по наибольшим расчётным нагрузкам на участках сети в нормальном режиме работы в случае когда источником питания является ПС Вельск (п.2.2.2) Т к ПС Долматово в качестве источника питания для ПС Вельск может быть лишь в случае серьёзной аварии (что маловероятно) т к ПС Вельск имеет резервное питание от других подстанций

При расчёте используем метод экономической плотности тока 2 :

F_э=I_max / j_э (23)

где F_э- экономическая плотность сечения проводов, мм²;

I_max - максимальный ток участка, А;

j_э- экономическая плотность тока, А/мм². Для голых алюминиевых проводов при времени использования нагрузки от 3000 до 5000 ч j_э= 1.1 [2]

Imax= S_р / (173U_ном) (24)

S_р- максимальная расчётная мощность на данном участкекВА

Наибольшие значения нагрузок берём из расчётов сделанных в п212 (Рис25 табл 23)

Imax_1-2=8919/(17335)= 147 А

Imax_1-6=6201/(17335)= 102 А

Imax_2-3=5639/(17335)= 93 А

Imax_5-6=4601/(17335)= 76 А

Imax_4-5=2046/(17335)= 34 А

Imax_3-4=519/(17335)= 9 А

Таблица 220 Наибольшие значения нагрузок на участках сети

Участок	1-2 (А-2)	1-6 (В-6)	2-3	5-6	4-5	3-4
Рмах кВт	7581	5271	4793	3911	1735	441
Sмах кВА	8919	6201	5639	4601	2041	519
Iмах А	147	102	93	76	34	9

Fэ_1-2=147 / 11=133 мм²

Fэ_1-6=102 / 11=93 мм²

Fэ_2-3=93 / 11=85 мм²

Fэ_5-6=76 / 11=69 мм²

Fэ_4-5=34 / 11=31 мм²

Fэ_3-4=9 / 11=8 мм²

Выбираем ближайшие стандартные значения сечении (Табл. 221) По требованиям норм 1 минимальное допустимое сечение сталеалюминевых проводов на ВЛ 35 кВ должно быть не менее 70 мм². Поэтому на участках 5-6 4-5 и 3-4 выбираем провод АС-70

Таблица 221 Параметры участков сети после замены проводов

Участок	Марка провода	R0 Ом/км	Х0 Ом/км	L км	Z Ом
1-2 (А - 2)	АС - 120	0,245	0,379	32,6	14,7
2 - 3	АС - 95	0,299	0,385	34,6	170
3 - 4	АС - 70	0,420	0,396	32,7	24,8
4 - 5	АС - 70	0,420	0,396	29,6	22,4
5 - 6	АС - 70	0,420	0,396	29,6	22,4
1-6 (В-6)	АС - 95	0,299	0,38	19,6	9,5
А - В	-----------	-----------	-----------	178,7	110,8

Проводим перерасчёт кольцевого участка с целью проверки допустимых значений потерь напряжения при kЗ трансформаторов равном 0,8 Расчёт аналогичен предыдущим поэтому результаты расчёта представлены на рис210 рис211 и в табл222

Рис 210 Схема замещения кольцевой сети 35 кВ

211 Схема потокораспределения мощностей в сети 35 кВ

Таблица 222 Результаты расчёта сети при kЗ=0,6

РА , кВт	5513	QА, квар	3416	UA-2 ,B	2463	UA-2 ,()	7
РВ , кВт	4143	QВ, квар	2567	U2-3 ,B	1818	U2-3 , ()	4,7
Р2-3,кВт	3422	Q2-3, квар	2120	U3-4 ,B	87	U3-4 , ()	0,2
Р3-4,кВт	141	Q3-4, квар	87	U4-5 ,B	839	U4-5 , ()	2,4
Р4-5,кВт	1491	Q4-5, квар	924	U5-6 ,B	1757	U5-6 , ()	5
Р5-6,кВт	3123	Q5-6, квар	1935	U6-B ,B	1247	U6-B , ()	3,5

U_А-4() = 12,4

U_В-4()=10,9

Результаты расчёта при k_З=0,8 представлены на рис212 и табл223

Рис212 Схема потокораспределения мощностей в сети 35 кВ (при k_З=0,8)

Таблица 223 Результаты расчёта сети при kЗ=0,8