Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

Произвести выбор числа и мощности понижающих трансформаторов в распределительной сети и определение расчетных токов, приведенных к стороне высшего напряжения трансформаторов.Разработать варианты развития распределительной сети.Произвести приближенный расчет токораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам ЛЭП и нагрузкам узлов с учетом перспективного развития сети и нагрузок.Произвести выбор числа параллельных цепей и сечений проводов в каждом из вариантов схем сети с учетом возможных аварийных ситуаций. Определение потерь мощности в каждом из вариантов.Произвести технико-экономическое сравнение вариантов распределительной сети по приведенным затратам и выбор наиболее рационального варианта.Произвести анализ установившихся режимов двух выбранных вариантов развития сети и регулирование параметров качества электроэнергии с помощью современного расчетного комплекса RASTR.Произвести окончательное сравнение вариантов развития распределительной электрической сети и выбор наилучшего в экономическом смысле варианта с учетом заданных технических требований.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕВариант №8Дополнительные данные для проектирования 1. Район проектирования сети — Урал. 2. Значения экономических характеристик, используемых при проектировании: - коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам, k = 68,8; - удельная стоимость потерь электроэнергии в сети, β = 1,2 руб./кВт·ч. 3. Состав потребителей электроэнергии по категориям надежности: потребители узла с наименьшей нагрузкой относятся к III категории по надежности, состав потребителей других узлов по надежности одинаков (I категория — 30 %; II категория — 30 %; III категория — 40 %). 4. Число часов максимальной мощности нагрузок района Тmax = 4500 ч. 5. Для всех нагрузок cos φ = 0,9. 6. Номинальные напряжения потребителей — 10 кВ. 7. Требуемые напряжения на шинах 10 кВ подстанций выбираются проектировщиком по следующим условиям: при мощности нагрузки в максимальном режиме - до 15 МВт Uтреб = 10 кВ; - при мощности от 15 до 25 МВт Uтреб = 10,2 кВ; -при мощности от 25 до 35 МВт Uтреб = 10,4 кВ; - при мощности более 35 МВт Uтреб =10,5 кВ.Рисунок 1.1 «Исходная схема развития сети»Таблица 1.1 – Исходные данныеПараметр№ Узла2341415Активная мощность Р, МВт3030152020Состав потребителей по надежности электроснабжения, %Первой категории30303030Второй категории30303030Третей категории40401004040Требуемое напряжение на стороне НН трансформатора, кВ10,410,410,210,210,21 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторовРасчёт электрической сети проводится по методике, приведённой в [1].Используя значения активной мощности и коэффициента мощности в узлах электрической сети, найдём реактивную и полную мощности.Реактивная мощность:(2.1.1)Узел2Узел3Узел4Узел14Узел15Полная мощность:(2.1.2)Узел2Узел3Узел4Узел14Узел15Определим номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по формуле:(2.1.3)Узел23758565593725По заданию подстанция с наименьшей нагрузкой состоит на 100% из потребителей III категории. Для потребителей III категории устанавливается 1 трансформатор00По заданию подстанция с наименьшей нагрузкой состоит на 100% из потребителей III категории. Для потребителей III категории устанавливается 1 трансформаторУзел3По заданию подстанция с наименьшей нагрузкой состоит на 100% из потребителей III категории. Для потребителей III категории устанавливается 1 трансформаторПо заданию подстанция с наименьшей нагрузкой состоит на 100% из потребителей III категории. Для потребителей III категории устанавливается 1 трансформаторУзел4 неверно, и транс значит другой пересчитатьУзел14Узел15В соответствии с рассчитанными мощностями выберем следующие трансформаторы:Узлы 2, 3: 2хТРДН – 25000/110;Узел 4 :1хТРДН – 25000/110; 2 всегдаУзлы 14, 15: 2хТДН – 16000/110.Расчет параметров трансформаторов.(2.1.4)(2.1.5)(2.1.6)Для узла 2:Для узла 3:Для узла 4:Для узла 14:Для узла15:Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1.Приведённая нагрузочная мощность вычисляется по формулам:(2.1.7)(2.1.8)Узел 2: Узел 3: Узел 4: Узел 14: Узел 15: Таблица 2.1.1 – Выбор числа и мощности трансформаторов №,узлаPн,МВТQн, МВАcosS нmax, МВАSнт, МВАТрансфор-маторПараметры трансформаторовRэ, ОмХэ, ОмΔР эхх, МВтΔQ эхх, Мвар23014,530,933,3325ТРДН-25000/1101,2727,950,0540,3533014,530,933,3325ТРДН-25000/1101,2727,950,0540,354157,260,916,6725ТРДН-25000/1102,5455,90,0270,17514209,690,922,2216ТДН-16000/1102,1943,350,0380,22415209,690,922,2216ТДН-16000/1102,1943,350,0380,224Максимальные нагрузочные и расчётные токи определяются формулами:(2.1.9)где: α1 = 1.05, αт = 1.Узел 2: Узел 3: Узел 4: Узел 14: Рассчитанные токи сведены в таблицу 2.1.3. Таблица 2.1.2 – Максимальные нагрузочные и расчётные токи узлов№ узлаРЭ, МВтQЭ, МварSЭ, МВАIЭ, АIрасч, А230,1717,4534,85183192330,1717,4534,85183192415,098,7217,4391961420,2713,3424,21221281520,2713,3424,21221282.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схем развития сети1 вариант.На рисунке 2.2.1 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 1 замкнутая, токи в кольце 1-2-3-15-14-1 можно определить по правилу электрических моментов с использованием эквивалентных длин. Рисунок 2.2.1 Схема сети по варианту 1 Эквивалентная длинна участка определяется по формуле:(2.2.1)где - число цепей в линииПо первому закону Кирхгофа найдем токи в линиях:Выбор сечений проводится по экономической плотности тока.(2.2.2)выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-95/16Выбранные сечения проводов проверим по аварийному току. Наиболее тяжелыми видами аварий будут отключение головного участка 1-14 и участка 2-3.Отключение участка 1-14:Отключение участка 2-3:Рисунок 2.2.2 Схема сети по варианту 1 аварийный режим Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.1.Таблица 2.2.1 – Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 1)Участокl, кмnIрас, АFрасч, мм2Марка и сечение проводаВид аварииIавр, АIдоп, А1-2272414,01882АС-240/39отключение линии 1-146506102-3251222,0202AC-240/39отключение линии 1-144586103-1536130,027АС-95/16отключение линии 1-1426633014-1563198,089АС-95/16отключение линии 2-33253301-14271226,0205AC-240/39отключение линии 2-32666101-42519687АС-95/16330Число выключателей в распределительных устройствах подстанций: 22.2 вариант.На рисунке 2.1 показана схема распределительной сети с указанием в узлах расчетных токов. Схема электрической сети варианта 1 разомкнутая и токи во всех ветвях определяются по первому закону Кирхгофа. Токи и их направления указаны на схеме сети.Рисунок 2.2.3 Схема сети по варианту 2Выбор сечений проводится по экономической плотности тока.выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-120/19выбираем провода марки АС70/11выбираем провода марки АС70/11Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.2.Таблица 2.2.2 – Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 2)Участокl, кмnIрас, АFрасч, мм2Марка и сечение проводаВид аварииIавр, АIдоп, А1-22723841752АС-240/39отключение одной цепи линии 1-21756102-3252192872АС-95/16отключение одной цепи линии 1-2873301-42522561162АС-120/19отключение одной цепи линии 1-21163904-15292128582АС-70/11отключение одной цепи линии 1-2582651-14272128582АС-70/11отключение одной цепи линии 1-258265Число выключателей в распределительных устройствах подстанций 24 .3 вариант.Рисунок 2.2.4 Схема сети по варианту 3.Выбор сечений проводится по экономической плотности тока.выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-185/29выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-70/11выбираем провода марки АС-185/29Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3.Таблица 2.2.3 – Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 3)Участокl, кмnIрас, АFрасч, мм2марка и сечение проводаВид аварииIавр, АIдоп, А1-2272384175АС-240/39отключение одной цепи линии 1-23846102-3252192872АС-95/16отключение одной цепи линии 2-31923301-4251183166АС-185/29отключение линии 1-143625104-152918779АС-95/16отключение линии 1-422933014-156314137АС-70/11отключение линии 1-42292651-14271169154АС-185/29отключение линии 1-4362510Число выключателей в распределительных устройствах подстанций 23 .4 вариант.Рисунок 2.2.5 Схема сети по варианту 4.Выбор сечений проводится по экономической плотности тока.выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-185/29выбираем провода марки АС-70/11выбираем провода марки АС-150/24выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-70/11Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4.Таблица 2.2.4 – Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 4)Участокl, кмnIрас, АFрасч мм2марка и сечение проводаВид аварииIавр, АIдоп, А1-22723791722АС-240/39отключение участка 1-46306102-3251187170АС-185/29отключение участка 1-44215103-1536155АС-70/11отключение участка 1-42292654-15291133121АС-150/24отключение участка 2-33254501-4251229208АС-240/39отключение участка 2-34216101-1427212858АС-70/11отключение отной цепи участка 1-14265Число выключателей в распределительных устройствах подстанций 23 .5 вариант.Рисунок 2.2.5 Схема сети по варианту 5 Выбор сечений проводится по экономической плотности тока.выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-240/39выбираем провода марки АС-95/16выбираем провода марки АС-70/11выбираем провода марки АС-70/11Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5.Таблица 2.2.5 – Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 4)Участокl, кмnIрас, АFрасч, мм2марка и сечение проводаВид аварииIавр, АIдоп, А1-2272192872АС-240/39отключение одной цепи участка 1-21926101-42524161892АС-240/39отключение одной цепи участка 1-44165103-4232192872АС-95/16отключение одной цепи участка 3-41922654-15292128582АС-70/11отключение одной цепи участка 4-151282651-14272128582АС-70/11отключение одной цепи участка 1-141282652.3 Экономическое сравнение вариантов развития сетиДля экономического анализа вариантов рассчитывают статические приведённые затраты, определяемые формулой:(2.3.1)где – нормативный коэффициент эффективности; – капиталовложения в подстанции и линии соответственно; – годовые издержки на амортизацию и обслуживание: – средний ущерб от нарушения электроснабжения. (2.3.2)(2.3.3)где – издержки на амортизацию и обслуживание в линиях; – издержки на амортизацию и обслуживание подстанций; – издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях; (2.3.4)где Капиталовложения в линии электропередачи вычисляются по соотношению:(2.3.5)где – удельная стоимость сооружения ЛЭП, в ценах 1990 г.; – длина линии электропередачи, км; – число параллельных линий; – коэффициент приведения капвложений к современным ценам.Капитальные вложения в подстанции определяются формулой:(2.3.6)(2.3.7)где – расчётная стоимость силового трансформатора, в ценах 1990 г.; – число трансформаторов;(2.3.8)где – расчётная стоимость ячейки выключателя, в ценах 1990 г.; – число ячеек выключателей;Годовые издержки на амортизацию и обслуживание Ил и Ип/ст, находятся по следующим формулам:(2.3.9)(2.3.10)где, – соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.Издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях определяются формулой:(2.3.11)где – суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; – суммарные постоянные потери, так как в сетях 110 кВ и ниже потери на корону не учитываются, то ;– удельная стоимость потерь активной энергии в сети;τ – число часов максимальных потерь в году, определяющиеся формулой:где– годовое число часов максимальной мощности.1 ВариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.5):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.6), (2.3.6):— значение для всех схем одинаково (далее не рассчитывается)Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.8):Тогда находим затраты на подстанцию:Суммарные капиталовложения в сеть:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулами (2.3.9) и (2.3.10):Определим постоянные потери активной мощности, используя (2.3.12):Определим переменные потери активной мощности по формуле:(2.3.13)2 ВариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.5):Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.8):Тогда находим затраты на подстанцию:Суммарные капиталовложения в сеть:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулами (2.3.9) и (2.3.10):Определим переменные потери активной мощности по формуле (2.3.13):3 ВариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.5):Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.8):Тогда находим затраты на подстанцию:Суммарные капиталовложения в сеть:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулами (2.3.9) и (2.3.10):Определим переменные потери активной мощности по формуле (2.3.13):4 ВариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.5):Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.8):Тогда находим затраты на подстанцию:Суммарные капиталовложения в сеть:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулами (2.3.9) и (2.3.10):Определим переменные потери активной мощности по формуле (2.3.13):5 ВариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.5):Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.8):Тогда находим затраты на подстанцию:Суммарные капиталовложения в сеть:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулами (2.3.9) и (2.3.10):Определим переменные потери активной мощности по формуле (2.3.13):Таблица 2.3.1 – Сравнение вариантов сетиПоказательНомер варианта12345Капитальные вложения в линии, млн. руб197,0174,9197,3177,0182,6Капитальные вложения в ПС, млн. руб100,7105,7103,2103,2103,2Издержки на амортизацию и обсл. линий, млн.руб5,54,95,55,05,1Издержки на амортизацию и обсл. ПС, млн.руб9,59,99,79,79,7Годовые издержки на потери, млн.руб11,010,29,99,78,8Приведенные затраты, млн.руб89,381,185,280,480,8Вывод: как показал экономический анализ, наиболее выгодными будут варианты развития №4 и №5.3 АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И АВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИКак показал анализ приведённых затрат варианты 4 и 5 являются наилучшими по затратам. Поэтому дальнейшие расчёты проводим для вариантов №4 и №5.3.1 Исследование установившихся режимов4 вариант.Выполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблицах 3.1.1 и 3.1.2. Таблица 3.1.1 – Параметры сети в установившемся режиме до регулированияТипНачалоКонецRХBЛЭП123,1910,94-75,82ЛЭП123,1910,94-75,82ЛЭП233,9810,33-68,68ЛЭП31515,1915,98-91,69ЛЭП4155,9212,18-78,50ЛЭП142,9510,13-70,20ЛЭП11411,3911,99-68,77ЛЭП11411,3911,99-68,77ТипНачалоКонецRтХтКтТр-р2212,5455,90,091Тр-р2212,5455,90,091Тр-р3312,5455,90,091Тр-р3312,5455,90,091Тр-р4412,5455,90,091Тр-р141414,3886,70,096Тр-р141414,3886,70,096Тр-р151514,3886,70,096Тр-р151514,3886,70,096Таблица 3.1.2 – Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования№ узлаU номPнагр, МВтQнагр, МВарU кВ,U кВ,Отклонение %Требуемое потребителюРасчетное (полученное в RastrWin)210,53014,5310,409,845,38310,53014,5310,409,597,79410,5157,2610,209,823,731411,0209,6910,2010,45-2,451511,0209,6910,2010,110,88Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Там, где отклонение выше допустимых пределов (более 10%Uтреб), выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.Выбор количества отпаек производим по формуле:(3.1.1)где v - цена деления отпайки, x - число отпаек на которое необходимо установить РПН.В данном случае регулировка не требуется.5 вариант.Таблица 3.1.3 – Параметры сети в установившемся режиме до регулированияТипНачалоКонецRХBЛЭП123,1910,94-75,82ЛЭП123,1910,94-75,82ЛЭП142,9510,13-70,20ЛЭП142,9510,13-70,20ЛЭП346,929,98-60,05ЛЭП346,929,98-60,05ЛЭП41512,2412,88-73,86ЛЭП41512,2412,88-73,86ЛЭП11411,3911,99-68,77ЛЭП11411,3911,99-68,77ТипНачалоКонецRтХтКтТр-р2212,5455,90,0913Тр-р2212,5455,90,0913Тр-р3312,5455,90,0913Тр-р3312,5455,90,0913Тр-р4412,5455,90,0913Тр-р141414,3886,70,0957Тр-р141414,3886,70,0957Тр-р151514,3886,70,0957Тр-р151514,3886,70,0957Таблица 3.1.4 – Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования№ узлаU номPнагр, МВтQнагр, МВарU кВ,U кВ,Отклонение %Требуемое потребителюРасчетное (полученное в RastrWin)210,53014,5310,409,964,23310,53014,5310,409,696,83410,5157,2610,209,853,431411,0209,6910,2010,45-2,451511,0209,6910,2010,190,10Регулирование напряжения не требуется3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимовРасчет мощности БСК., (3.2.1), (3.2.2)4 вариант.Отключение линий 1-2, 1-14, не приводит к недопустимому падению напряжения в узлах. Никаких дополнительных мер при этом не требуется. Результаты расчетов занесены в таблицу 3.2.2.Отключение линии 1-4, приводит к недопустимому падению напряжения в узлах 3, 4, 15.В узле 3 отрегулируем напряжение при помощи РПН трансформатора:Узел 3.В узлах 4 и 15 необходима установка БСК:Узел 4.Исходя из условия выбора определяем к установке 10 последовательных КС2-1,05-50 в 4 параллельных ветвей. Общее количество 40шт.Узел 15.Исходя из условия выбора определяем к установке 10 последовательных КС2-1,05-50 в 2 параллельных ветвей. Общее количество 20шт.После установки данной БСК уровни напряжений изменились, но не пришли в норму. Отрегулируем при помощи РПН.Узел 4.Узел 15.Отключение линии 2-3, приводит к недопустимому падению напряжения в узле 3.В узле 3 необходима установка БСК::Узел 3.Исходя из условия выбора определяем к установке 10 последовательных КС2-1,05-50 в 10 параллельных ветвей. Общее количество 100шт.После установки данной БСК уровни напряжений изменились, но не пришли в норму. Отрегулируем при помощи РПН.Узел 3.Отключение линии 3-5, не приводит к недопустимому падению напряжения в узлах.Отключение линии 4-15, приводит к недопустимому падению напряжения в узле 3. Отрегулируем при помощи РПНУзел 3.Таблица 3.2.1 – Нагрузка узлов в аварийном режиме до регулированияВид аварии (отключение линии)Узел2341415Uном10,510,510,51111Uтреб10,4010,4010,2010,2010,201-2, 1-14Uрасч9,69,49,7910,2910,01Отклонение, %7,699,624,02-0,881,861-4Uрасч9,629,007,9210,458,55Отклонение, %7,5013,4622,35-2,4516,182-3Uрасч9,968,089,5110,459,31Отклонение, %4,2322,316,76-2,458,733-15Uрасч9,849,589,8210,4510,11Отклонение, %5,387,883,73-2,450,884-15Uрасч9,749,289,9710,459,28Отклонение, %6,3510,772,25-2,459,02Таблица 3.2.2 – Исследование аварийных и послеаварийных режимов с установкой БСК (вариант 3)Вид аварии (отключение линии)Узел2341415Uном10,510,510,51111Uтреб10,4010,4010,2010,2010,201-2, 1-14РПН00000БСК-----Uрасч9,69,49,7910,2910,01Отклонение, %7,699,624,02-0,881,861-4РПН0-7-90-8БСК--40хКС2-20хКС2Uрасч9,6610,359,7910,4510,17Отклонение, %7,120,484,02-2,450,292-3РПН0-9000БСК-100хКС2---Uрасч9,9610,179,5710,459,47Отклонение, %4,232,216,18-2,457,163-15РПН00000БСК-----Uрасч9,849,589,8210,4510,11Отклонение, %5,387,883,73-2,450,884-15РПН0-9000БСК-----Uрасч9,7410,409,9710,459,28Отклонение, %6,350,002,25-2,459,02Таблица 3.2.3 – Параметры установившегося режима с БСК№ узлаUном, кВPнагр, МВтQнагр, МВарUтреб, кВUрасч, кВОтклонение, %210,53014,5310,49,875,10310,53014,5310,49,785,96410,5157,2610,29,962,351411209,6910,210,45-2,451511209,6910,210,21-0,10Из таблицы 3.2.3. видно, что в нормальном режиме БСК отключать не требуется.5 вариант.Отключение линий 1-2, 1-4, 1-14, 3-4, 4-15не приводит к недопустимому падению напряжения в узле 3. Таблица 3.2.3 – Нагрузка узлов в аварийном режиме до регулирования№ узлаU номPнагр, МВтQнагр, МВарU кВ,U кВ,Отклонение %Требуемое потребителюРасчетное (полученное в RastrWin)210,53014,5310,409,845,38310,53014,5310,409,2211,35410,5157,2610,209,566,271411,0209,6910,2010,29-0,881511,0209,6910,209,695,00Выполним регулирование напряжения в улзе 3 при помощи РПН:Узел 3.Таблица 3.2.3 – Нагрузка узлов в аварийном режиме после регулирования№ узлаU номPнагр, МВтQнагр, МВарU кВ,U кВ,Отклонение %Требуемое потребителюРасчетное (полученное в RastrWin)210,53014,5310,49,845,38310,53014,5310,410,330,67410,5157,264810,29,566,271411209,686410,210,29-0,881511209,686410,29,695,00ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения курсовой работы были просчитаны несколько вариантов развития электрической сети и выбраны два более экономически выгодных варианта для дальнейших расчетов. Расчеты анализа нормального и аварийного режимов работы данных вариантов показали, что для 4 варианта необходимо установка БСК в общем количестве 160 конденсаторных батарей типа КС2-1,05-50. Что приводит к увеличению капитальных затрат. Вариант 5 является наиболее выгодным, как в технико-экономическом плане, так и по качеству электроэнергии, устойчивости к авариям и для дальнейшего развития сети. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Ананичева С.С., Калинкина М.А. Практические задачи электрических сетей/ Екатеринбург: УрФУ,.2012. 115с.2. Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009. 108с.ПриложенияПриложение №1 Схема сети по варианту 4 – нормальный режимПриложение №2 Схема сети по варианту 4 – аварийный режим (отключение одной цепи линий 1-2, 1-14)Приложение №3 Схема сети по варианту 4 – аварийный режим (отключение линии 1-4)Приложение №4 Схема сети по варианту 4 – аварийный режим (отключение линии 2-3)Приложение №5 Схема сети по варианту 4 – аварийный режим (отключение линии 3-15)Приложение №6 Схема сети по варианту 4 – аварийный режим (отключение линии 4-15)Приложение №7 Схема сети по варианту 5 – нормальный режим Приложение №8 Схема сети по варианту 5 – аварийный режим (отключение одной цепи линий 1-2, 1-4, 1-14, 3-4, 4-15)