Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ

5.4 Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ

1) Работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.

2) Работы должны вестись бригадами не менее чем из 2 чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не ниже группы IV, а остальные – не ниже группы III.

Во время работы один из состава бригады должен находиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измерения производятся с опор или специальных приспособлений.

3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъем штанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должна быть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускать раскачивания и ударов ее об опору.

Подъем штанги на невысокие опоры или конструкции разрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающих предохранительным поясом.

4) При производстве измерений запрещается касаться штанги выше ограничительного кольца.

5) При работах, со штангой изолирующая часть ее должна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия на соседние токоведущие части или заземленные части конструкции.

6) При работах на опорах необходимо следить за тем, чтобы лаковый покров штанги не повреждался. На металлических опорах линий 35 – 500 кВ работы со штангой допускается производить с верхней части опоры или траверсы.

7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующими штангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить при расстоянии между цепями не менее 3 м.

При расстоянии между ними менее 3 м производство работ с опор разрешается лишь на нижних фазах, а на всех фазах – лишь при отключенной второй цепи.

При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВ запрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами.

При работах на верхней фазе одностоечных опор положение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась ниже уровня нижнего провода на 0,6 м.

8) Работать со штангой на опорах, выполненных из столбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допуская прикосновения штанги к пропитанным деталям опор.

Пропиточная масса с поверхности штанги должна удаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистом бензине; при этом лаковый покров штанги не должен нарушаться. Работать штангой, получившей продольное повреждение лакового покрова изолирующей части более 20%, запрещается.

9) При каких-либо нарушениях, замеченных в работе штанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередному испытанию.

5.5 Периодические испытания штанг

1) В процессе эксплуатации механические испытания штанг не проводят.

2) Эксплуатационные электрические испытания проводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороны изолирующей части.

Испытаниям подвергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 - 500 кВ.

3) Все испытания должны проводиться специально обученными лицами.

4) Каждая штанга перед электрическим испытанием должна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировки изготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений, состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защиты требованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков.

5) Электрические испытания следует проводить переменным токам промышленной частоты, как правило, при температуре (25+10)º С.

Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложено толчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показания измерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки при этом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно и быстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения, после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2).

6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующей части. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытания целиком изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения и указателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их по частям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладывается часть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длине участка и увеличенная на 20%.

7) Изолирующие штанги, предназначенные для электроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываются напряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенные для электроустановок напряжением 110 кВ и выше - равным 3-кратному фазному.

8) Длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5 мин. для изоляции из других диэлектриков.

9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний

Средство защиты	Напряжение, кВ	Испытательное напряжение, кВ	Продолжительность Испытания, мин	Периодичность испытаний
Штанги изолирующие	До 1 До 35 110 и выше	2 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное	5 5 5	1 раз в 24 мес.
Измерительные штанги	До 35 110 и выше	3-х кратное линейное 3-х кратное фазное	5 5	1 раз в 12 мес.
Головки измерительных штанг	35-500	30	5	1 раз в 12 мес.

6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ

Согласно [4] расчет проводов и тросов воздушных линий производится по методу допускаемых механических напряжений при воздействии нормативных нагрузок.

Различные состояния линии электропередачи называются режимами работы линии. Нормальным режимом работы строительных конструкций ВЛ называется состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах. Аварийным режимом называется состояние ВЛ при оборванных одном или нескольких проводах или тросах. Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ в условиях монтажа опор, проводов, тросов.

Сочетания механических нагрузок в разных режимах работы ВЛ:

нормальный режим - основные сочетания;

монтажный режим - дополнительные сочетания;

аварийный режим - особые сочетания.

Предварительно, из справочников [2, 5],выписываются основные физико-механические и конструктивные данные заданной марки провода.

В результате механического расчета проводов и тросов определяются механические нагрузки, действующие на провода и тросы, внутренние напряжения, возникающие в них при самых неблагоприятных сочетаниях климатических условий, а также находятся длина пролета L_габ и наибольшая стрела провеса провода f_габ..

Расчет всех этих величин выполняется на ЭВМ. Программа механического расчета проводов и тросов разработана на кафедре «Электрические системы».

Рассматриваемая линия проходит по Западной Сибири, пользуясь картами районирования России по скоростным напорам ветра и толщине стенки гололеда определяем, что данная местность имеет I район по гололеду и II по ветровой нагрузке. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С, , температура гололеда -5°С, эксплуатационная +3°С.

С учётом уровня напряжения проектируемой линии находим нормативную толщину стенки гололеда с = 10 мм.

В качестве опор выбираем промежуточную ПБ – 1 – 3 и анкерную У2.

Расчет провода 3*АС-300/66.

Исходные данные:

Фактическое сечение провода – 353,8 мм²

Диаметр провода – 24,5 мм

Масса провода – 1313 кг/км

Температурный коэффициент линейного удлинения – 18,3×10^-6 град^-1

Модуль упругости – 8,9×10³ даН/(м²)

Скоростной напор – 71,5 даН/(м²)

Толщина стенки гололеда – 10 мм

Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 14,9 даН/(м²)

Допускаемые напряжения при среднегодовой температуре – 9,9 даН/(м²)

Исходные данные вводятся в файл id.dat. Далее запускаем файл Airline.exe, результаты расчета находятся в файле rez.dat, а также в файле line_7.mcd находятся графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП.

Результаты расчета провода (rez.dat) находится в приложении 12.

Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП:

Рис. 6.1 Графики изменения напряжения провода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП

Рис. 6.2 Графики изменения стрел провеса провода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП

Расчет троса С-70.

Исходные данные:

Фактическое сечение провода – 76,4 мм²

Диаметр провода – 11,2 мм

Масса провода – 617 кг/км

Температурный коэффициент линейного удлинения – 12×10^-6 град^-1

Модуль упругости – 20×10³ даН/(м²)

Скоростной напор – 75,3 даН/(м²)

Толщина стенки гололеда – 10 мм

Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 31 даН/(м²)

Допускаемые напряжения при среднегодовой температуре – 21,6 даН/(м²)

Результаты расчета троса (rez.dat)находится в приложении 12

Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП:

Рис. 6.3 Графики изменения напряжения троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП

рис. 6.4 Графики изменения стрел провеса троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП

Выводы: в данной главе по справочной литературе подготовили исходные данные для программы механического расчета проводов и тросов, затем произвели расчет провода АС-300/66 и провода С-70. В результате расчета получили удельные нагрузки, критические температуры и критические пролеты, а также построены графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р₀=1020 МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р_п/ст = 520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Р_резерв = 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а Западной Сибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвели расчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачи требуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети: добавлены один пункт потребления и еще один источник питания; была определена потребная району мощность, которая составила 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности; для двух выбранных вариантов развития сети произвели выбор (проверку) сечений проводов и трансформаторов; в результате технико-экономического сравнения рассчитали для вариантов приведенные затраты, которые составили З₁ = 541 тыс. руб. и З₂ = 589 тыс. руб. и для расчетов параметров основных режимов работы сети выбрали вариант 1; по результатам расчета режимов на ЭВМ выполнили регулирование напряжения у потребителей. Себестоимость передачи электроэнергии по линии 500 кВ составляет 0,146 коп за 1 кВт·ч. Себестоимость передачи электроэнергии по районной электрической сети 0,084 коп за 1 кВт·ч. Таким образом, спроектированная электропередача удовлетворяет условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей и является достаточно экономичной. Кроме того, выполнен обзор научно-технической литературы, в котором рассмотрены вопросы о повышении надежности работы ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. Так же в разделе по безопасности и экологичности приведена техника безопасности при профилактических испытаниях изоляции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Методические указания по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Утверждены Минэнерго СССР 30/XI 1990 г.

2.     Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с.

3.     Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с.

4.     Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. – М.: ЭАО “Энергосервис”, 2003. – 421с.

5.     Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ под ред. И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.

6.     Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: «Энергия», 1978 г.-455с.

7.     О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №2. -С.38-42.

8.     Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №4. -С.40-48.

9.     Андриевский В. Н. и др. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е перераб. и доп. М., «Энергия», 1986. – 616 с.

10.            Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.

11.           Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. Изд. 10-е. . – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 95 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Таблица П 1.1.

Время нагрева провода, сек

Ток, А	Время нагрева провода до tn = 2°С, при ветре скоростью
	2м/с	5м/с	10 м/с
249	∞	∞	∞
313	403	∞	∞
316	378	∞	∞
325	318	14342	∞
330	292	2844	∞
370	171	361	∞
400	127	210	744
500	64	80	110

Таблица П1.2.

Температура провода

Ток, А	Температура провода в установившемся режиме, °С, при ветре скоростью
	2м/с	5м/с	10м/с
249	1,3	-0,9	-2,1
313	5,1	1,6	-0,3
316	5,3	1,7	-0,2
325	6,0	2,1	0,1
330	6,3	2,3	0,3
370	9,2	4,3	1,7
400	11,6	5,8	2,8
500	20,3	11,7	7,1

Таблица П1.3.

Затраты мощности, времени и расход электроэнергии на удаление гололеда на проводе АС 120/19 при V= 5 м/с, t, = -5°С

Способ	Ток, А	Необходимая активная мощность на 1 км провода, кВт/км	Затраты времени на нагрев провода и плавление гололеда	Затраты электроэнергии на удаление гололеда на 1 км провода, кВт-ч/км
Предупредительый нагрев провода ВЛ	400 500	36 56	Нагрев провода 3 мин,предотвращение гололедообразования около 24 ч
Удаление гололеда цилиндрической формы с толщиной стенки Ь = 1 см	665 561 523 503	100 71 62 57	2,2 мин + 15 мин 5,4 мин + 30 мин 9,75 мин + 45 мин 16,5 мин + 60 мин	28,6 41,9 56,57 72,7
Удаление одностороннего гололеда	5000 6000 7000 8000	5675 8172 11123 14528	0,3 с + 2,39 с 0,21 с +1,65 с 0,15 с +1,24 с 0,12 с + 0,93 с	4,24 4,22 4,29 4,24

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рис. П2.1. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи

4хСВФ – 730/230 - 24

(2х3+1)АОДЦТН- 167000/500/220

Система

ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66

ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66

500 кВ

4хТДЦ – 400000/500

220 кВ

500 кВ

2хАТДЦТН- 500000/500/220

Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Расчет приведенных затрат:

Схема 1

З = Е_н· К_å + И_å + У

К_å = К_{å вл}

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 49,3∙380 = 18730 тыс. руб.

И_å =И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380) = 13,9 МВт

τ _л1= (0,124 + Т_мах./10000)² · 8760

W_год= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 2,864∙10⁶/500 =5728 час.

τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ΔW _л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 70∙380 = 26600 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} =

= 2∙10^-2∙59260 + 1,75∙10^-2∙26600 = 1651 тыс. руб.

 Тогда

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ} = 524,5 + 1651 = 2175,5 тыс. руб.

У = ω∙Т_в∙(Р_нб – Р_рез )∙ε_н∙У_ов

ω = 0,2∙10^-2∙380 = 0,76

ε_н = (Р_нб – Р_рез )/Р_нб = (500 – 320)/500 = 0,36

Т_в = 1,7∙10^-3

У_ов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 0,76∙1,7∙10^-3∙(500 – 320)∙0,36∙4,5∙1000 = 377 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К_å + И_å

К_å = К_{å вл}

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 2·49,3∙380 = 37470 тыс. руб.

И_å =И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·37470 = 1049 тыс.руб

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт

Т_мах = 5728 час; τ _л1= 4253 час

ΔW _л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} =

= 2∙10^-2∙29630 + 1,75∙10^-2∙53200 = 593,5 тыс. руб.

Тогда

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ} = 1049 + 593,5 = 1642,5 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З₂ = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Таблица П4.1

U2, кВ	500	505	510	515	520
δ1	17,61	17,49	17,37	17,26	17,15
Q′л1, Мвар	51,38	17,45	16,47	-50,37	-84,25
Qл1, Мвар	13,42	-20,51	-54,42	-88,32	-122,21
Uг, кВ	15,02	14,97	14,93	14,88	14,84
cosφг	0,995	0,997	0,999	1	1
ΔPл1, МВт	32,06	31,98	31,98	30,05	32,19
ΔQл1, Мвар	309,73	309,03	309,02	309,7	311,06
P′′л1, МВт	983,86	983,9	983,94	983,87	983,73
Q′′л1, Мвар	-258,35	-291,58	-325,5	-360,06	-395,31
P2, МВт	979,78	979,86	979,86	979,79	979,65
Qат , Мвар	176,04	153,4	223,59	106,46	82,16
Pсис, МВт	459,78	459,86	459,86	459,79	459,65
Q′ат , Мвар	139,21	118,2	96,46	74,01	50,85
U′2, кВ	491,5	497,85	504,22	510,6	517,01
Uсн, кВ	226,1	229,01	231,94	234,88	237,83
Q′нн, Мвар	-9,54	-30,56	-52,29	-74,74	-97,9
Qнн, Мвар	-9,56	-30,77	-52,9	-75,95	-99,93
Uнн, кВ	10,34	10,53	10,71	10,9	11,08
З, тыс. руб.	2741	2768	2802	2843	2892

Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НБ

Таблица П4.2

U2, кВ	500	505	510	515
δ1	10,5	10,45	10,41	10,36
Q′л1, Мвар	-3,5	-20,17	-36,84	-53,5
Qл1, Мвар	59,15	42,5	25,82	9,15
Uг, кВ	15,16	15,11	15,07	15,02
cosφг	0,97	0,982	0,99	0,996
ΔPл1, МВт	5,725	5,75	5,81	5,9
ΔQл1, Мвар	55,32	55,55	56,12	57,02
P′′л1, МВт	298,235	298,21	298,15	298,06
Q′′л1, Мвар	-58,82	-75,73	-92,96	-110,53
P2, МВт	296,2	296,17	296,11	296,02
Qат , Мвар	13,32	-1,56	-16,74	-32,22
Pсис, МВт	140,2	140,17	140,11	140,02
Q′ат , Мвар	7,33	-7,39	-22,52	-38,07
U′2, кВ	499,1	505,9	512,7	519,5
Uсн, кВ	229,6	232,7	235,8	238,98
Q′нн, Мвар	-35,255	-49,97	-65,1	-80,65
Qнн, Мвар	-35,82	-51,08	-66,9	-83,4
Uнн, кВ	10,65	10,86	11,07	11,28
З, тыс. руб.	542	567,7	597,1	630,4

Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Таблица П5.1

Суммарный график нагрузки пунктов для зимы

t, час	0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
Р1, МВт	31,6	31,6	47,4	47,4	79	31,6
Р2, МВт	13,2	33	33	19,8	13,2	13,2
Р3, МВт	4	8	20	20	12	4
Р4, МВт	2,8	7	7	4,2	2,8	2,8
Р5, МВт	4,4	4,4	6,6	6,6	11	4,4
Р6, МВт	5	10	25	25	15	5
Рсум, МВт	61	94	139	123	133	61

Таблица П5.2

Суммарный график нагрузки пунков для лета

t, час	0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
Р1, МВт	15,8	15,8	23,7	23,7	39,5	15,8
Р2, МВт	13,2	16,5	16,5	9,9	6,6	6,6
Р3, МВт	2,2	4	10	10	6	2,2
Р4, МВт	2,8	3,5	3,5	2,1	1,4	1,4
Р5, МВт	2,2	2,2	3,3	3,3	5,5	5,5
Р6, МВт	2,5	5	12,5	12,5	7,5	2,5
Рсум, МВт	30,5	47	69,5	61,5	66,5	30,5

Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета

Таблица П5.3

Суммарный график реактивной мощности пунктов для зимы

t, час	0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
Q1, Мвар	14,4	14,6	21,6	21,6	36	14,4
Q2, Мвар	12,8	16	16	9,6	6,4	6,4
Q3, Мвар	1,8	3,6	9,1	9,1	5,5	3,6
Q4, Мвар	2,4	3	3	1,8	1,2	1,2
Q5, Мвар	2,1	2,1	3,2	3,2	5,3	5,3
Q6, Мвар	2,13	4,26	10,25	10,25	6,4	2,13
Qсум, Мвар	28,07	43,4	65,52	55,9	60,76	28,07

Рис. П5.3. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для зимы

Таблица П5.4

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета

t, час	0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
Qсум, Мвар	14,03	21,7	31,76	27,97	30,4	14,03

Рис. П5.4. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для лета

Таблица П5.5

Выбор компенсирующих устройств

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6
Тип КУ	12×УК-10-1350 6×УК-900 6×УК-10-650	8×УК-10-1350	4×УК-10-900 2×УК-10-125	4×УК-10-450	4×УК-10-900	2×УК-10-1350 6×УК-10-675
Qку, МВАр	23,85	10,8	5,85	1,8	3,6	6,75
Q, МВАр	36	15,98	9,11	2,98	5,33	10,65
Q`, МВАр	12,14	5,18	3,26	1,18	1,73	3,9
сos(φ`)	0.988	0,988	0,987	0,986	0,988	0,988

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Рис. П6.1. Вариант 1 L=304,1

Рис. П6.2. Вариант 2 L=275 км

Таблица П6.1.

Предварительный выбор напряжения для варианта 1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
1-2	24	P1(до реконстр)	16	16	24	24	40	16	93,7	110
		P4	2,8	7	7	4,2	2,8	2,8
		P5	4,4	4,4	6,6	6,6	11	4,4
		PΣ	23,2	27,4	37,6	34,8	53,8	23,2
ИП1-2	45,8	P1(до реконстр)	16	16	24	24	40	16	110,6	110
		P2	13,2	33	33	19,8	13,2	13,2
		P4	2,8	7	7	4,2	2,8	2,8
		P5	4,4	4,4	6,6	6,6	11	4,4
		PΣ	36,4	60,4	70,6	54,6	67	36,4
ИП1-3	43,3	PΣ = P3	4	8	20	20	12	4	61,8	110
1-4	43,3	PΣ = P4	2,8	7	7	4,2	2,8	2,8	37,1	35
1-5	45,8	PΣ = P5	4,4	4,4	6,6	6,6	11	4,4	46,3	35
1-6	48	PΣ = P6	5	10	25	25	15	5	68,9	110
ИП2-1	53,7	P1(добавл)	15,6	15,6	23,4	23,4	39	15,6	99	110
		P6	5	10	25	25	15	5
		PΣ	20,6	25,6	48,4	48,4	54	20,6

Таблица П6.2.

Предварительный выбор напряжения для варианта 2

ВЛ	L,км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Uрасч, кВ	Uном, кВ
5-6	19	PΣ = P6	5	10	25	25	15	5	66,5	110
1-5	45,7	P5	4,4	4,4	6,6	6,6	11	4,4	76,9	110
		P6	5	10	25	25	15	5
		PΣ	9,4	14,4	31,6	31,6	26	9,4

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Таблица П7.1.

Выбор сечений проводов для варианта 1

ВЛ	1-2	ИП1-2	ИП1-3	1-4	1-5	1-6	ИП2-1
S, МВА	54,4	71,4	20,2	7,1	11,1	25,3	54,6
Uном кВ	110	110	110	35	35	110	110
Iрасч, А	143	188	53	59	92	66	143
Марка	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iпред, А	150	190	65	65	125	105	150
Проверка по нагреву
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Iраб.мах, А	286	375	106	117	184	133	287
	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит
Проверка по короне(Fmin=70 мм2)
F,мм	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит
Проверка по допустимым потерям напряжения
Хо, Ом/км	0,427	0,42	0,444	0,432	0,421	0,434	0,427
Rо, Ом/км	0,249	0,198	0,428	0,428	0,306	0,306	0,249
Длина, км	24	45,8	43,3	43,3	45,8	48,1	53,7
Х, Ом	5,1	9,6	9,6	9,36	9,6	10,4	11,5
R, Ом	3	4,5	9,3	9,3	7	7,36	6,7
Р, МВт	53,8	70,6	20	7	11	25	54
Q, МВАр	8,3	11	3,3	1,2	1,7	3,9	8,3
Uвл, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Потери, %	1,68	3,52	1,79	6,2	7,65	1,8	3,77
	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит	Проходит

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Составим график нагрузки каждого трансформатора, для этого просуммируем все мощности, протекающие через трансформатор.

Вариант 1.

Рис. П8.1. Вариант сети 1

ПС1: складываем нагрузки пунктов 1, 4, 5.

Рис. П8.2. График нагрузки пункта 1

ПС6: нагрузка пункта 6.

Рис. П8.3 График нагрузки пункта 6

Вариант 2.

Рис. П8.4. Вариант сети 2

ПС1: складываем нагрузки пунктов 1 и 4.

Рис. П8.5. График нагрузки пункта 1

ПС5: нагрузка пункта5.

Рис. П8.6. График нагрузки пункта 5

Выбор трансформаторов сведем в таблицу.

Таблица П8.1

Выбор трансформаторов для варианта 1

Пункт	Трансформатор	Sмакс	Sрасч	SЭ1	К1	SЭ2	К2	К2ДОП
1	ТРДН-63000/110	102,1	72,9	44,2	0,7	79,6	1,26	1,5
6	ТДН-16000/110	27,2	19,43	7,7	0,48	24,1	1,53	1,6

Таблица П8.2

Выбор трансформаторов для варианта 2

Пункт	Трансформатор	Sмакс	Sрасч	SЭ1	К1	SЭ2	К2	К2ДОП
1	ТДТН-63000/110	89,8	64,1	47,8	0,76	89,8	1,426	1,7
5	ТДН-10000/110	12,2	8,7	6,3	0,63	12,2	1,22	1,6

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Вариант 1

Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.

Таблица П9.1

Капиталовложения в линии для варианта 1

ВЛ	Провод	Длина, км	U, кВ	К0 тыс. руб./км	К, тыс. руб.	КΣ, тыс. руб.
1-6	АС – 70/11	48	110	17,8	855,9	1678
ИП2-1	АС – 120/19	53,7	110	15,3	822,5

Найдём капиталовложения в ПС.

Для этого необходимо выбрать типовые схемы ПС Для выбора типовых схем необходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора.

В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4.

Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих стоимостных составляющих:

1. Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, трансфор-маторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

2. Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

3. Компенсирующие устройства и реакторы.

4. Постоянная часть затрат. Учитывает полную расчётную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.

Стоимость компенсирующих устройств не учитываем.

К_ОРУ = К_ОРУНН + К_ОРУСН + К_ОРУВН

 

К_ОРУНН – капитальные вложения в ОРУ НН (не учитываются)

К_ОРУСН – капитальные вложения в ОРУ СН ( табл. 9.14. [2])

К_ОРУВН – капитальные вложения в ОРУ ВН ( табл. 9.14. [2])

К_Т – капитальные вложения в трансформатор ( табл. 9.19. [2]), для двухтрансформаторной подстанции вложения удваиваем.

К_П.Ч. – постоянная часть затрат по подстанции ( табл. 9.35. [2])

При оценке стоимости реконструкции или расширения подстанции необходимо сделать следующие коррективы:

1. Стоимость реконструкции (расширения) открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек (по табл. 9.15 [2]).

2. Стоимость реконструкции ОРУ без выключателей принимается равной разности между стоимостями ОРУ после и до реконструкции.

3. При переходе от схемы без выключателей к схеме с выключателями, а также при сооружении дополнительного ОРУ его стоимость учитывается как на вновь сооружаемой подстанции.

4. Стоимость дополнительной установки или замены трансформатора принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора. В случае если при замене новый трансформатор устанавливается на существующий фундамент, из расчетной стоимости необходимо вычесть затраты на строительные работы в размере примерно 10% от стоимости трансформатора.

5. Постоянная часть затрат принимается в соответствии с затратами на схему подстанции после реконструкции в следующих размерах (проценты сумм, приведенных в табл. 9.35[2]).

Расчет капиталовложений в подстанции сведем в таблицу.

Таблица П9.2

Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 1

№ пс	1	6
Схема ОРУ ВН	110-4Н => 110 – 12	110 – 4
КОРУ ВН тыс.руб	(12-2)·35=350	36,3
Марка трансформатора	ТДТН-63000/110	ТДН-16000/110
Кт, тыс.руб	136·2=272	63·2=126
Кп.ч тыс.руб	320·(30%+20%)=160	130
Кпс, тыс.руб	782	292,3
КпсΣ, тыс руб	1074,3

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_Σ = К_л + К_пс = 1678 + 1074,3 = 2752,3 тыс. руб.

Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110.

К_возвр = К_о(1 – а_р·t/100)

К_о – первоначальная стоимость оборудования

а_р – норма амортизационных отчислений на реновацию, %

t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа

К_возвр = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

Тогда К_Σ = 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·1678 = 47 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·1074,3 = 94,4 тыс. руб.

И_Σа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 47 + 94,4 = 141,4 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Таблица П9.3

Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 1

Линии	1 – 6	ИП2 – 1	1-5
Рmax, МВт	25	54	11
Wгод , МВт.ч	96050	245900	42260
Тмах , ч	3842	4553	3842
Время потерь ч/год	2262	2940	2262
Smax , Мвар	25,3	54,6	11,135
R, Ом	10,3	6,7	7
Uном, кВ	110	110	35
Рл, МВт	0,544	1,651	0,71
Wгод.л, МВт ч/год	1232	3735	1340

Таблица П9.4

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 1

№ пункта	1	6	5
Рмах, МВт	79	25	11
Wгод , МВт.ч	303500	96050	42260
Тмах , ч	3842	3842	3842
Время потерь ч/год	2262	2262	2262
Рхх, МВт	0,056	0,019	0,0145
Рк, МВт	0,29	0,085	0,065
Sном.тр, МВА	63	16	10
ΔWгод т, МВт	1842	610,2	363,9

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год

ΔW_ГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Σпотерь} = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.

И_Σ = 141,4 + 81,23 = 222,63 тыс. руб.

З₁ = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

Аналогично произведем расчет для второго варианта.

Таблица П9.5

Капиталовложения в линии для варианта 2

ВЛ	Провод	Длина, км	U, кВ	К0 тыс. руб./км	К, тыс. руб.	КΣ, тыс. руб.
1-5	АС – 95/16	45,8	110	17,8	814,8	1976
1-6	АС – 70/11	19	110	17,8	338,3
ИП2-1	АС – 120/19	53,7	110	15,3	822,5

В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; в пункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме с демонтажем ОРУ.

Таблица П9.6

Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 2

№ пс	1	5	6
Схема ОРУ ВН	110-4Н => 110 – 12	35-4Н =>110-4	110 – 4
КОРУ ВН тыс.руб	(10-2)·35=280	36,3	36,3
Марка трансформатора	ТДТН-63000/110	ТДН-10000/110	ТДН-16000/110
Кт, тыс.руб	136·2=272	54·2 = 108	63·2=126
Кп.ч тыс.руб	320·(30%+20%)=160	130·70%=91	130
Кпс, тыс.руб	712	235,3	292,3
КпсΣ, тыс руб	1240,6

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_Σ = К_л + К_пс = 1976 + 1240,6 = 3216,6 тыс. руб.

Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ.

К_{возврТ110} = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

К_{возврТ35} = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.

К_{возврQ35} = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.

К_{возврВЛ35} = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.

К_возврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.

Тогда К_Σ = 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.

И_Σа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 55,3 + 116,6 = 172 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах

Таблица П9.7

Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 2

Линии	ВЛ 5 – 6	ВЛ ИП2 – 1	ВЛ1-5
Рmax, МВт	25	54	31,6
Wгод , МВт.ч	96050	245900	138300
Тмах , ч	3842	4553	5532
Время потерь ч/год	2262	2940	4018
Smax , Мвар	25,3	54,6	32
R, Ом	10,3	6,7	7
Uном, кВ	110	110	110
Рл, МВт	0,544	1,651	0,592
Wгод.л, МВт ч/год	1232	3735	1340

Таблица П9.8

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 2

№ пункта	1	6	5
Рмах, МВт	79	25	11
Wгод , МВт.ч	303500	96050	42260
Тмах , ч	3842	3842	3842
Время потерь ч/год	2262	2262	2262
Рхх, МВт	0,056	0,019	0,014
Рк, МВт	0,29	0,085	0,06
Sном.тр, МВА	63	16	10
ΔWгод т, МВт	1842	610,2	346,7

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год

ΔW_ГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Σпотерь} = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.

И_Σ = 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.

З₂ = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Таблица П10.1

Параметры узлов в режиме наибольших нагрузок

Узел №	Код	Uном	Нагрузка		Генерация
		кВ	P,мВт	Q,мВАр	P,мВт	Q,Мвар
1	3	10.	47.4	7.285	0.	0.
2	3	10.	33.	5.18	0.	0.
3	3	10.	20.	3.26	0.	0.
4	3	10.	7.	1.18	0.	0.
5	3	10.	6.6	1.038	0.	0.
6	3	10.	25.	3.9	0.	0.
7	3	35.	0.	0.	0.	0.
8	3	35.	0.	0.	0.	0.
9	3	110.	0.	0.	0.	0.
10	3	35.	0.	0.	0.	0.
11	3	110.	0.	0.	0.	0.
12	3	110.	0.	0.	0.	0.
13	3	110.	0.	0.	0.	0.
14	3	110.	0.	0.	0.	0.
15	1	110.	0.	0.	94.6	0.
16	0	115.5	0.	0.	0.	0.

 

Таблица П10.2

Параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок

Ветвь		R	X	G	B	Кt	< Kt
Начало	Конец	Ом	Ом	мкСм	мкСм
4	7	0.7	7.3	152.	937.2	0.314	0.
5	8	0.44	5.05	239.7	1322.	0.299	0.
7	10	9.275	9.362	0.	0.	0.	0.
8	10	7.003	9.635	0.	0.	0.	0.
6	9	2.19	43.35	314.	1851.	0.096	0.
9	13	10.29	10.674	0.	-245.2	0.	0.
13	16	6.693	11.477	0.	-286.	0.	0.
2	12	1.27	29.95	489.8	3174.6	0.091	0.
12	15	4.532	9.613	0.	-247.2	0.	0.
12	13	2.993	5.133	0.	-127.9	0.	0.
3	14	2.19	43.35	314.	1851.	0.096	0.
14	15	9.275	9.622	0.	-221.	0.	0.
1	11	0.25	6.8	925.62	7289.25	0.096	0.
10	11	0.25	0.	75.56	595.04	0.335	0.
11	13	0.25	11.0	0.	0.	0.	0.

Таблица П10.3

Результаты расчета режима наибольших нагрузок

Ветвь/узел		P, мВт		Q, мВАр		I	U	б	∆U
№ узла	№  узла	задано	расчёт	задано	расчёт	кА	кВ	град.	кВ
1	11		-47.4		-7.3	2.764			.681
	1	-47.4	-47.4	-7.3	-7.3		10.0	-13.3
2	12		-33.0		-5.2	2.026			.380
	2	-33.0	-33.0	-5.2	-5.2		9.5	-15.1
3	14		-20.0		-3.3	1.152			.136
	3	-20.0	-20.0	-3.3	-3.3		10.2	-17.1
4	7		-7.0		-1.2	0.406			.479
	4	-7.0	-7.0	-1.2	-1.2		10.1	-16.9
5	8		-6.6		-1.0	0.390			.281
	5	-6.6	-6.6	-1.0	-1.0		9.9	-15.9
6	9		-25.0		-3.9	1.508			.842
	6	-25.0	-25.0	-3.9	-3.9		9.7	-15.1
7	4		7.0		1.6	0.128			.479
7	10		-7.0		-1.6	0.128			.504
	7	0.0	0.0	0.0	0.0		32.7	-14.1
8	5		6.6		1.4	0.117			.281
8	10		-6.6		-1.4	0.117			.831
	8	0.0	0.0	0.0	0.0		33.3	-14.2
9	6		25.2		6.8	0.145			.842
9	13		-25.2		-6.8	0.145			.080
	9	0.0	0.0	0.0	0.0		103.8	-9.2
10	7		7.5		2.1	0.128			.504
10	8		6.9		1.8	0.117			1.831
10	11		-14.4		-3.9	0.245			0.035
	10	0.0	0.0	0.0	0.0		35.2	-11.6
11	1		47.5		9.5	0.267			.681
11	10		14.5		4.6	0.084			.035
11	13		-62.1		-14.1	0.350			.818
	11	0.0	0.0	0.0	0.0		105.0	-11.6
12	2		33.2		8.5	0.185			.380
12	13
12	15		31.4		-44.2	0.365			3.000
13	9		25.8		4.7	0.142			.080
13	11		62.2		18.1	0.350			1.818
13	12		55.6		-35.2	0.356			.157
13	16		-143.6		12.3	0.379			.657
	13	0.0	0.0	0.0	0.0		106.8	-8.1
14	3		20.1		5.1	0.111			.136
14	15		-20.1		-5.1	0.111			.074
	14	0.0	0.0	0.0	0.0		107.9	-12.8
15	12		-30.4		43.2	0.351			.000
15	14		30.4		2.8	0.108			.074
	15	94,6	94,6		5.9		110.0	-12.0
16	13		51,2		5.1	0.379			.657
	16		51,2		5.1		115.5	0.0

Таблица П10.4

Параметры узлов в режиме наименьших нагрузок

Узел №	Код	Uном	Нагрузка		Генерация
		кВ	P,мВт	Q,мВАр	P,мВт	Q,Мвар
1	3	10.	15,8	7,2	0.	0.
2	3	10.	6,6	3,2	0.	0.
3	3	10.	2,0	0,911	0.	0.
4	3	10.	1,4	0,6	0.	0.
5	3	10.	2,2	1,066	0.	0.
6	3	10.	2,5	1,06	0.	0.
7	3	35.	0.	0.	0.	0.
8	3	35.	0.	0.	0.	0.
9	3	110.	0.	0.	0.	0.
10	3	35.	0.	0.	0.	0.
11	3	110.	0.	0.	0.	0.
12	3	110.	0.	0.	0.	0.
13	3	110.	0.	0.	0.	0.
14	3	110.	0.	0.	0.	0.
15	1	110.	0.	0.	20.	0.
16	0	112.2	0.	0.	0.	0.

Таблица П10.5

Параметры ветвей в режиме наименьших нагрузок

Ветвь		R	X	G	B	Кt	< Kt
Начало	Конец	Ом	Ом	мкСм	мкСм
4	7	0.7	7.3	152.	937.2	0.314	0.
5	8	0.44	5.05	239.7	1322.	0.299	0.
7	10	9.275	9.362	0.	0.	0.	0.
8	10	7.003	9.635	0.	0.	0.	0.
6	9	2.19	43.35	314.	1851.	0.096	0.
9	13	10.29	10.674	0.	-245.2	0.	0.
13	16	6.693	11.477	0.	-286.	0.	0.
2	12	1.27	29.95	489.8	3174.6	0.091	0.
12	15	4.532	9.613	0.	-247.2	0.	0.
12	13	2.993	5.133	0.	-127.9	0.	0.
3	14	2.19	43.35	314.	1851.	0.096	0.
14	15	9.275	9.622	0.	-221.	0.	0.
1	11	0.25	6.8	925.62	7289.25	0.096	0.
10	11	0.25	0.	75.56	595.04	0.335	0.
11	13	0.25	11.0	0.	0.	0.	0.