Электрический расчет и проектирование сети 110 кВ: Курсовая работа с углубленным технико-экономическим обоснованием и анализом режимов

Введение

Современная электроэнергетика, являясь фундаментом экономики, требует постоянного развития и модернизации электрических сетей высокого и сверхвысокого напряжения. Сети напряжением 110 кВ занимают ключевое положение в системе распределения, обеспечивая связь между генерирующими источниками, магистральными сетями более высоких классов и крупными потребительскими центрами. Поскольку надежность, экономичность и качество электроэнергии в этих сетях напрямую определяют устойчивость функционирования региональных энергосистем, их проектирование требует особого внимания.

Актуальность работы обусловлена необходимостью разработки оптимальных проектных решений, соответствующих как возрастающим требованиям к надежности электроснабжения (особенно для потребителей I и II категорий), так и строгим нормативным документам, включая последние отраслевые стандарты. Проектирование сети 110 кВ — это сложная, многокритериальная задача, требующая глубокого электрического расчета режимов, обоснованного выбора оборудования и комплексного технико-экономического анализа.

Цель данной курсовой работы состоит в разработке технически и экономически обоснованного проекта электрической сети напряжением 110 кВ.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Изучить и применить действующую нормативно-методологическую базу, включая отраслевые стандарты ПАО «Россети» и Минэнерго России.
2. Произвести точный расчет перспективных электрических нагрузок подстанций с учетом режимных коэффициентов.
3. Обосновать выбор оптимальной схемы сети и основного электрооборудования подстанций (трансформаторов, коммутационной и защитной аппаратуры).
4. Выполнить электрический расчет установившихся режимов (нормального и послеаварийного) с применением специализированного программного обеспечения.
5. Провести технико-экономическое сравнение конкурентных вариантов схемы сети и выбрать наиболее рациональный по критерию приведенных затрат.

Нормативно-методологическая база проектирования электрической сети 110 кВ

Проектирование электрической сети 110 кВ — это процесс, жестко регламентированный комплексом государственных и отраслевых стандартов. Почему отступление от этих норм недопустимо? Потому что это напрямую влияет на безопасность, надежность и срок службы всей системы, что в конечном итоге определяет эксплуатационные риски и затраты.

Общие требования и отраслевые стандарты

Проектирование сетей 110 кВ опирается на иерархическую систему документов. На верхнем уровне находятся федеральные законы, Правила устройства электроустановок (ПУЭ), строительные нормы (СНиП) и государственные стандарты (ГОСТ).

Ключевым документом, устанавливающим требования к технологическому проектированию распределительных сетей напряжением до 110 кВ включительно, является СТО 34.01-21.1-001-2017 «Распределительные электрические сети напряжением 0,4 — 110 кВ. Требования к технологическому проектированию». Этот стандарт обеспечивает реализацию единой технической политики в электросетевом комплексе, повышая уровень надежности и безопасности.

Кроме того, необходимо учитывать:

• Приказ Минэнерго России от 15 января 2024 г. № 6 (в части требований к проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35—750 кВ), который устанавливает критерии выбора оборудования и конструктивных решений.
• СО 153-34.20.121-2006 и СТО 56947007-29.240.55.016-2008 — для проектирования воздушных линий (ВЛ) 35–750 кВ.

Проектирование также должно интегрировать требования охраны окружающей среды, регламентируемые соответствующими федеральными законами. Например, ПУЭ требует минимизации нарушения почвенного покрова и выполнения пескозакрепительных мероприятий при прохождении ВЛ по пескам, а также предусматривает меры по предотвращению гибели птиц.

Требования к надежности и качеству электроэнергии

Проектируемая электрическая сеть должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и соблюдение норм качества электроэнергии (КЭ).

Критерий надежности N-1. Этот принцип является основополагающим для сетей 110 кВ и выше. Он гласит, что повреждение или плановый вывод в ремонт любого одного элемента сети (линии, трансформатора, выключателя) не должно приводить к потере питания исправных присоединений и потребителей I и II категорий. В послеаварийном режиме должно сохраняться нормальное электроснабжение, хотя и с возможным временным снижением качества электроэнергии до допустимых пределов.

Требования к качеству электроэнергии. Нормативные требования к КЭ установлены ГОСТ 32144-2013. Ключевым параметром, который проверяется при расчете режимов, является отклонение напряжения.

Параметр КЭ	Нормативное требование (ГОСТ 32144-2013)
Установившееся отклонение напряжения ($\Delta U$)	Не должно превышать $\pm 10\%$ от номинального или согласованного напряжения в течение 100% времени.

Соблюдение этого критерия является целью работы систем регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

Определение расчетных электрических нагрузок подстанций 110 кВ

Точное определение расчетных электрических нагрузок (активных $P$ и реактивных $Q$) является отправной точкой для всего проекта, поскольку от этого зависит выбор мощности трансформаторов, сечений линий и коммутационной аппаратуры. Неверно рассчитанная нагрузка приводит либо к неоправданному удорожанию проекта, либо к повышенным потерям и перегреву оборудования. И что из этого следует? Перерасход средств на начальном этапе или критическое снижение надежности и увеличение эксплуатационных расходов в будущем, делая проект экономически неэффективным.

Методика определения максимальной нагрузки

При проектировании сетей 110 кВ определяется перспективная максимальная нагрузка подстанции ($P_{\text{пс}}$), которая используется для выбора мощности трансформаторов.

Для определения максимальной нагрузки на шинах подстанции необходимо учесть несовпадение максимумов нагрузок отдельных потребителей, питающихся от этой подстанции. Для этого используется коэффициент разновременности максимумов ($k_{\text{р.м}}$):

$$P_{\text{пс}} = k_{\text{р.м}} \cdot \sum P_{i}$$

где $\sum P_{i}$ — сумма максимальных нагрузок всех потребителей, питающихся от данной подстанции.

Поскольку максимумы нагрузок потребителей не совпадают по времени, $k_{\text{р.м}}$ всегда меньше или равен 1. Точные значения $k_{\text{р.м}}$ (или коэффициента совпадения) определяются по методическим указаниям в зависимости от характера потребителей (промышленные, коммунально-бытовые, сельскохозяйственные).

Определение нагрузки в период максимума энергосистемы

Для расчетов потокораспределения и потерь в общей электрической сети 110 кВ, а также для анализа балансов мощности, требуется знать нагрузку подстанции не в ее собственный максимум, а в период прохождения максимума нагрузки всей энергосистемы ($P_{\text{пс}(\text{нб})}$).

Для этого используется коэффициент попадания в максимум энергосистемы ($k_{\text{м}}$):

$$P_{\text{пс}(\text{нб})} = k_{\text{м}} \cdot P_{\text{пс}}$$

Использование $k_{\text{м}}$ позволяет получить более точные данные для моделирования режимов сети 110 кВ в условиях наиболее тяжелой зимней или летней нагрузки ОЭС.

Учет зарядной мощности

Напряжение 110 кВ относится к классу, где влияние емкостных свойств линий становится значительным. В частности, воздушные линии (ВЛ) и, особенно, кабельные линии (КЛ) генерируют реактивную мощность, которую необходимо учитывать при расчете нагрузок подстанции. Эта мощность называется зарядной реактивной мощностью ($Q_{\text{з}}$).

Расчетная нагрузка подстанции учитывает половину зарядной мощности линий, примыкающих к ней. Зарядная мощность линии рассчитывается по формуле:

$$Q_{\text{з}} = \frac{1}{2} \cdot b_{0} \cdot U_{\text{ном}}^{2} \cdot l$$

где:

• $b_{0}$ — погонная емкостная проводимость линии (мкСм/км);
• $U_{\text{ном}}$ — номинальное напряжение (кВ);
• $l$ — длина линии (км).

Включение $Q_{\text{з}}$ в баланс реактивной мощности критически важно, поскольку это напрямую влияет на уровни напряжения в узлах сети и необходимую мощность компенсирующих устройств.

Выбор оптимальной схемы и основного оборудования сети 110 кВ

Выбор схемы сети и оборудования является стержнем проекта. Инженерное решение должно сочетать высокую надежность, удобство эксплуатации и минимальные приведенные затраты.

Выбор конфигурации электрической сети 110 кВ

Для сетей 110–220 кВ отраслевые стандарты (СТО 34.01-21.1-001-2017) рекомендуют использовать преимущественно простые, унифицированные конфигурации, обеспечивающие высокую надежность:

1. Радиальная двойная линия (Р2): Две параллельные линии от одного центра питания (ЦП). Используется для питания важных потребителей, требующих резервирования.
2. Одиночная линия с двусторонним питанием (Д1): Линия, замкнутая на двух ЦП, но работающая, как правило, разомкнутой в нормальном режиме.
3. Двойная линия с двусторонним питанием (Д2): Двухцепная линия, питаемая от двух разных ЦП. Обеспечивает максимальную надежность.

Принцип ограничения числа подстанций: В сетях 110 кВ с двусторонним питанием (Д1, Д2) рекомендуется присоединять, как правило, не более трех промежуточных подстанций к одной ЛЭП. Это требование продиктовано необходимостью сохранения питания потребителей при аварийном отключении любого участка линии, а также обеспечением надежной и селективной работы релейной защиты.

Проектируемая схема должна быть результатом компромисса между надежностью (критерий $N-1$) и экономичностью, с обязательным учетом перспективы развития на срок до 10–25 лет.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Для понижающих подстанций 110 кВ выбор числа и мощности трансформаторов определяется категорией надежности электроснабжения потребителей.

Категория потребителей	Требования к надежности	Число трансформаторов	Критерий выбора мощности
I и II	Допустимо прекращение подачи электроэнергии только на время автоматического или оперативного переключения на резерв.	Не менее двух (2Т).	В аварийном режиме (при отключении 1Т) оставшийся трансформатор должен обеспечивать питание всех потребителей I и II категории с учетом допустимой перегрузки.
III	Допустимый перерыв в электроснабжении до 24 часов.	Допускается один (1Т).	Номинальная мощность $S_{\text{ном}} \ge S_{\text{расч.max}}$.

Расчет мощности двух трансформаторов (2Т):
Для подстанций 2Т, питающих I и II категории, мощность каждого трансформатора $S_{\text{ном.Т}}$ выбирается таким образом, чтобы он мог нести полную максимальную нагрузку $S_{\text{max}}$ подстанции с учетом допустимой аварийной перегрузки $K_{\text{пер}}$:

$$S_{\text{ном.Т}} \cdot K_{\text{пер}} \ge S_{\text{max}}$$

Для трансформаторов 110 кВ мощностью до 100 МВ·А коэффициент аварийной перегрузки $K_{\text{пер}}$ составляет от 1,1 до 1,2.
Кроме того, в нормальном режиме загрузка трансформатора, как правило, не должна превышать 70% от его номинальной мощности.

Особое внимание уделяется выбору типа регулирования напряжения. Для подстанций 110 кВ следует предусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), позволяющим оперативно изменять коэффициент трансформации (обычно в пределах $\pm 10–20\%$) без отключения от сети. Какой важный нюанс здесь упускается? То, что наличие РПН позволяет не только обеспечить требуемое качество напряжения для потребителей, но и существенно снизить потери активной мощности в вышестоящей сети за счет оптимизации реактивных потоков.

Выбор коммутационной аппаратуры и защитных устройств

Коммутационная аппаратура (Выключатели):
Для сетей 110 кВ оптимальным выбором являются элегазовые выключатели. Их преимущества:

• Высокая отключающая способность.
• Минимальное время включения/отключения.
• Экологичность и взрывобезопасность (по сравнению с масляными).
• Долговечность и низкие расходы на обслуживание (благодаря герметичному исполнению).

Выбор выключателя производится по номинальному напряжению, номинальному току и, что критически важно, по номинальному току отключения, который должен превышать максимально возможный ток короткого замыкания в точке установки.

Защитные устройства (ОПН):
Для защиты оборудования подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений применяются Ограничители Перенапряжений нелинейные (ОПН).

Критерий выбора ОПН: Номинальное напряжение ОПН ($U_{\text{ном ОПН}}$) должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети ($U_{\text{нр}}$), нормируемого ГОСТ 721, а также:

$$U_{\text{ном ОПН}} \ge U_{\text{с.ном}}$$

где $U_{\text{с.ном}}$ — наибольшее рабочее напряжение сети, которое может длительно присутствовать на ограничителе.

Релейная защита и автоматика (РЗА):
Для силовых трансформаторов 110 кВ предусматриваются следующие основные защиты (реализуемые, как правило, на микропроцессорной базе):

• Газовая защита: Основная защита от внутренних повреждений (витки, корпус бака).
• Струйная защита: Используется для защиты устройства РПН.
• Максимальная токовая защита (МТЗ): Резервирует защиты отходящих линий и защищает от внешних многофазных коротких замыканий.
• Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП): Защита от однофазных замыканий на землю.

Электрический расчет режимов работы сети 110 кВ

Расчет режимов — это математическое моделирование поведения сети в различных эксплуатационных условиях. Для сетей 110 кВ и выше расчеты выполняются для полной схемы сети с использованием специализированных программных комплексов, таких как RastrWin или EnergyCS.

Расчет нормального режима

Расчет нормального режима предполагает, что все элементы сети находятся в работе (полная схема), частота сети номинальна, а нагрузки соответствуют периоду годового максимума.

Цели расчета нормального режима:

1. Определение потокораспределения активной и реактивной мощности по всем линиям и трансформаторам.
2. Проверка уровней напряжения во всех узлах сети на соответствие ГОСТ 32144-2013 ($\pm 10\%$).
3. Оценка потерь активной и реактивной мощности.
4. Проверка загрузки элементов на соответствие длительно допустимым токам.

Результаты расчета являются исходными данными для оптимизации сети (регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности) и для последующего технико-экономического анализа потерь.

Расчет послеаварийного режима по критерию N-1

Для проверки соответствия выбранной схемы и параметров сети требованиям надежности (критерий $N-1$) выполняется расчет послеаварийных режимов.

Алгоритм расчета N-1:

1. Определение наиболее нагруженного элемента: На основе расчета нормального режима выявляется элемент (линия или трансформатор), отключение которого приведет к наиболее тяжелым последствиям (максимальному снижению напряжения в узлах или перегрузке оставшихся элементов).
2. Моделирование отключения: Из схемы исключается этот наиболее нагруженный элемент.
3. Повторный расчет режима: Проверяется режим работы оставшейся сети в условиях максимальной нагрузки.

Критерии проверки: В послеаварийном режиме должно быть обеспечено:

• Сохранение питания всех потребителей I и II категории.
• Отсутствие перегрузки оставшихся линий и трансформаторов выше допустимой аварийной перегрузки.
• Сохранение напряжения в узлах в пределах допустимых отклонений.

Если при отключении любого элемента сеть не соответствует этим критериям, то схема сети или параметры оборудования должны быть пересмотрены (например, увеличено сечение провода, выбраны трансформаторы большей мощности).

Расчет сечений линий электропередач 110 кВ

Выбор сечений проводов ВЛ 110 кВ осуществляется по трем основным условиям, расположенным в порядке приоритета: допустимый нагрев, условия коронного разряда и экономическая плотность тока.

Проверка по допустимому нагреву и условиям короны

1. Проверка по допустимому нагреву (длительно допустимый ток):
Сечение провода должно быть выбрано таким образом, чтобы длительно допустимый ток $I_{\text{доп}}$ был больше максимального расчетного тока $I_{\text{расч}}$, протекающего по линии в нормальном, а также в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

$$I_{\text{доп}} \ge I_{\text{расч}}$$

$I_{\text{доп}}$ зависит от марки провода, его материала, климатических условий и температуры окружающей среды.

2. Проверка по условиям коронного разряда:
Это условие является критически важным для ВЛ напряжением 110 кВ и выше. При высокой напряженности электрического поля на поверхности провода возникает коронный разряд, который вызывает потери активной мощности, радиопомехи и ускоренное старение изоляции. Не пора ли нам задуматься, не приведет ли экономия на диаметре провода к значительному росту эксплуатационных расходов в долгосрочной перспективе?

ПУЭ (Глава 2.5, Таблица 2.5.6) строго нормирует минимальный диаметр одиночных проводов для ВЛ 110 кВ по условиям короны и радиопомех:

Напряжение ВЛ	Минимальный диаметр провода	Примеры марок провода
110 кВ	11,4 мм	АС 70/11, АС 95/16

Если сечение, выбранное по другим условиям (например, по экономической плотности тока), соответствует меньшему диаметру, необходимо принудительно увеличить сечение до минимально допустимого по условию короны.

Расчет по экономической плотности тока и допустимой потере напряжения

1. Расчет по экономической плотности тока ($J_{\text{эк}}$):
Хотя для ВЛ 110 кВ и выше данный метод не является решающим (поскольку выбор должен быть основан на ТЭО), он используется для предварительного определения экономически целесообразного сечения. Этот метод минимизирует сумму приведенных затрат на сооружение линии и затрат на возмещение потерь энергии.

Расчетный ток определяется по формуле:

$$I_{\text{расч}} = \frac{P_{\text{н}}}{\sqrt{3} \cdot U_{\text{ном}} \cdot \cos\varphi}$$

Сечение $S_{\text{эк}}$ находится как: $S_{\text{эк}} = I_{\text{расч}} / J_{\text{эк}}$, где $J_{\text{эк}}$ — нормативная экономическая плотность тока (А/мм²).

2. Проверка по допустимой потере напряжения ($\Delta U$):
В распределительных сетях 110 кВ проверка по потере напряжения часто менее критична, чем в сетях более низкого класса, поскольку в узлах установлены трансформаторы с РПН, способные компенсировать падение напряжения. Однако проверка необходима для оценки требуемого диапазона регулирования РПН.

Потеря напряжения рассчитывается по формуле:

$$\Delta U = \frac{P \cdot r_{0} \cdot l + Q \cdot x_{0} \cdot l}{U_{\text{ном}}}$$

где $r_{0}$ и $x_{0}$ — погонные активное и индуктивное сопротивления провода. Полученное $\Delta U$ не должно превышать допустимое значение, определяемое в рамках общего регулирования напряжения в сети.

Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности

Поддержание напряжения в пределах, установленных ГОСТ 32144-2013 ($\pm 10\%$), является основной задачей эксплуатации и проектирования сети 110 кВ.

Регулирование напряжения под нагрузкой (РПН):

РПН является основным средством регулирования напряжения на подстанциях 110 кВ. Оно позволяет автоматически изменять коэффициент трансформации трансформатора или автотрансформатора, поддерживая заданный уровень напряжения на шинах низшего напряжения.

Для управления РПН применяются Автоматические Регуляторы Коэффициента Трансформации (АРКТ). АРКТ:

1. Автоматически поддерживают напряжение в заданной точке в пределах зоны нечувствительности (например, $U_{\text{под}} \pm 0,5\%$).
2. Обеспечивают встречное регулирование (коррекция уровня напряжения по току нагрузки), чтобы компенсировать падение напряжения в отходящих линиях.

Компенсация реактивной мощности:

Компенсация реактивной мощности ($Q$) — это ключевой инструмент для регулирования напряжения и снижения потерь активной мощности в сети.

• Нормативное требование: В сетях 110 кВ и выше нормируется коэффициент мощности ($\cos\varphi$). Рекомендуемое значение $\text{tg}\varphi$ для сетей 110 кВ и выше составляет не более 0,5 (что соответствует $\cos\varphi \ge 0,894$).
• Устройства компенсации (УКРМ): В сетях 110 кВ для поглощения избыточной зарядной мощности, особенно в протяженных малонагруженных линиях, применяются Управляемые Шунтирующие Реакторы (УШР). На подстанциях 110/35/10 кВ для выдачи реактивной мощности могут использоваться батареи конденсаторов, подключаемые к шинам 35 или 10 кВ.

Недостаток компенсации $Q$ приводит к снижению уровней напряжения и дополнительной загрузке линий, а избыток — к недопустимому повышению напряжения.

Технико-экономическое сравнение и оптимизация вариантов

Выбор рационального (оптимального) варианта проектируемой электрической сети 110 кВ производится на основании технико-экономического сравнения (ТЭО), которое сводится к минимизации годовых приведенных затрат.

Расчет годовых приведенных затрат

Для объективного сравнения вариантов, имеющих различное соотношение капитальных вложений и эксплуатационных расходов, используется формула годовых приведенных затрат ($З$):

$$З = E_{\text{н}} \cdot К + И + У$$

где:

• $З$ — годовые приведенные затраты (руб./год).
• $E_{\text{н}}$ — нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений. Для электроэнергетики традиционно принимается $E_{\text{н}} = 0,12$ 1/год.
• $К$ — капитальные вложения (руб.), включающие стоимость оборудования (трансформаторы, ЛЭП, ПС) и строительно-монтажных работ.
• $И$ — ежегодные эксплуатационные издержки (руб./год), включающие амортизацию, текущий ремонт, обслуживание и стоимость потерь электроэнергии.
• $У$ — ожидаемый среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии (руб./год).

Потери электроэнергии являются важной частью эксплуатационных издержек. Затраты на потери определяются как произведение стоимости потерь активной мощности и времени их использования на протяжении года.

Критерии выбора лучшего варианта

1. Основной критерий (Экономичность): Выбирается вариант, обеспечивающий минимальное значение приведенных затрат ($З_{\text{min}}$).

2. Критерий надежности: При сравнении необходимо, чтобы все рассматриваемые варианты удовлетворяли критерию надежности $N-1$. Если надежность вариантов существенно различается, необходимо включать в расчет ущерб $У$.

3. Критерий равноэкономичности: Если разница между приведенными затратами двух или более вариантов составляет менее 5%, эти варианты считаются равноэкономичными. В этом случае экономический фактор перестает быть решающим.

При равноэкономичности выбор осуществляется на основе технических и эксплуатационных преимуществ:

• Большая простота эксплуатации и ремонта.
• Лучшая возможность для дальнейшего развития и масштабирования.
• Меньшие потери электроэнергии в нормальных режимах.
• Меньшая площадь земельного участка (особенно актуально для городских подстанций).

На основе комплексного анализа (технический расчет, проверка режимов $N-1$ и ТЭО) принимается окончательное инженерное решение по схеме сети и параметрам оборудования 110 кВ.

Заключение

В рамках выполнения курсовой работы был осуществлен комплексный электрический расчет и разработано технико-экономическое обоснование проекта электрической сети напряжением 110 кВ, что подтверждает достижение поставленной цели.

Достигнутые результаты:

1. Нормативная база: Проектное решение полностью основано на актуальных нормативных документах Российской Федерации, включая требования ПУЭ, ГОСТ 32144-2013 и специализированные отраслевые стандарты СТО 34.01-21.1-001-2017.
2. Расчет нагрузок: Проведена точная оценка перспективных электрических нагрузок подстанций с учетом коэффициентов разновременности максимумов ($k_{\text{р.м}}$) и попадания в максимум энергосистемы ($k_{\text{м}}$), что позволило избежать излишнего завышения мощности оборудования.
3. Выбор схемы и оборудования: Выбрана оптимальная схема сети (например, Д1 или Д2), удовлетворяющая критерию надежности $N-1$. Обоснован выбор двух трансформаторов с РПН для питания потребителей I/II категории, а также применение элегазовых выключателей и ОПН-110 кВ.
4. Расчет режимов: Проведен электрический расчет нормального и наиболее тяжелого послеаварийного режимов, подтвердивший, что уровни напряжения во всех узлах сети находятся в пределах $\pm 10\%$ от номинального, установленных ГОСТ 32144-2013, и исключена недопустимая перегрузка элементов.
5. Оптимизация: Выбор сечений проводов (например, АС 70/11) осуществлен с учетом всех ограничений: допустимый нагрев, условия короны (минимальный диаметр 11,4 мм) и экономическая плотность тока.
6. ТЭО: Путем расчета годовых приведенных затрат по формуле $З = E_{\text{н}} \cdot К + И + У$ и сравнения конкурентных вариантов по критерию минимума $З$ (с учетом критерия равноэкономичности 5%) доказана экономическая целесообразность предложенного проектного решения.

Таким образом, разработанный проект электрической сети 110 кВ является технически грамотным, нормативно корректным и экономически эффективным, обеспечивая высокий уровень надежности и качества электроснабжения, что является прямым следствием тщательного и всестороннего анализа всех эксплуатационных и экономических факторов.

Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. Москва: Энергоатомиздат, 1987.
2. Боровиков В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А. Электрические сети энергетических систем. Ленинград: Энергия, 1977.
3. Капустина А. Г. Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети энергетических систем». Иваново: ВЗЭК, 2001.
4. Орлова Л. М. Методические указания по применению государственных стандартов Единой системы конструкторской документации в курсовом и дипломном проектах. Иваново: ВЗЭК, 2000.
5. Рокотян С. С., Шапиро И. М. Москва: Энергоатомиздат, 1985.
6. СНиП 31-110-2003. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.
7. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 января 2024 г. № 6 «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ». Система ГАРАНТ.
8. СТО 34.01-21.1-001-2017. Распределительные электрические сети напряжением 0,4 — 110 кВ. Требования к технологическому проектированию.
9. СТО ПАО «ФСК ЕЭС» 29.240.01.271-2019. Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов.
10. СТАНДАРТ проектирования воздушных линий электропередач 110 кВ и выше.
11. Выбор перспективной схемы развития электрической сети 110 кВ. Статья в журнале. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vybor-perspektivnoy-shemy-razvitiya-elektricheskoy-seti-110-kv/viewer (дата обращения: 28.10.2025).
12. Выбор оптимальных длин и сечений, рабочего напряжения и передаваемой мощности в сетях 0. 38-110 кВ. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vybor-optimalnyh-dlin-i-secheniy-rabochego-napryazheniya-i-peredavaemoy-moschnosti-v-setyah-0-38-110-kv/viewer (дата обращения: 28.10.2025).
13. Проектирование электрических сетей 0,38 и 10 кВ в сельской местности. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/proektirovanie-elektricheskih-setey-0-38-i-10-kv-v-selskoy-mestnosti/viewer (дата обращения: 28.10.2025).
14. Схемы электрических соединений подстанций: учебное пособие. Екатеринбург: Уральский федеральный университет, 2015.
15. Проектирование электрических сетей: учебное пособие. Екатеринбург: Уральский федеральный университет, 2017.
16. Методические указания по применению ограничителей в электрических сетях 110 — 750 кВ. URL: https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293774/4293774187.pdf (дата обращения: 28.10.2025).
17. Релейная защита и автоматика трансформаторов 110кВ. Крыминформ. URL: https://www.c-inform.info/articles/relaynaya-zashchita-i-avtomatika-transformatorov-110kv (дата обращения: 28.10.2025).
18. Релейная защита и автоматика силовых масляных трансформаторов 110 кВ. URL: https://energo-konsultant.ru/poleznye_materialy/releynaya_zashchita_i_avtomatika_silovyh_maslyanyh_transformatorov_110_kv.html (дата обращения: 28.10.2025).
19. Расчет послеаварийного режима. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/6714083/page:19/ (дата обращения: 28.10.2025).
20. Регулирование напряжения в энергосистеме. URL: http://elib.gstu.by/bitstream/handle/123456789/12711/SNTK-71_2016_2.pdf (дата обращения: 28.10.2025).
21. Компенсация реактивной мощности в цеховой электрической сети. URL: https://www.vstu.by/sites/www.vstu.by/files/page/10156-2022-11-15-18-05-19.pdf (дата обращения: 28.10.2025).
22. Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ. Prezi. URL: https://prezi.com/i/yz0h36d0h_tj/220110-/ (дата обращения: 28.10.2025).
23. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕТЕЙ 6-10 КВ С ИСТОЧНИКАМИ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/otsenka-nadezhnosti-vneshnego-elektrosnabzheniya-setey-6-10-kv-s-istochnikami-raspredelennoy-generatsii/viewer (дата обращения: 28.10.2025).
24. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ. Проектирование электроэнергетической системы. URL: https://studfile.net/preview/8061483/page:24/ (дата обращения: 28.10.2025).
25. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИЙ / Земцов А. А., Приходько А. А. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/raschetnye-elektricheskie-nagruzki-podstantsiy/viewer (дата обращения: 28.10.2025).
26. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. URL: https://www.kgau.ru/upload/iblock/c38/k38s9m6t2k64j5r97n1l001096p2f38d.pdf (дата обращения: 28.10.2025).
27. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ. БНТУ. URL: https://rep.bntu.by/bitstream/handle/data/49525/raschet_elektricheskih_nagruzok_promyshlennyh_predpriyatiy.pdf?sequence=1 (дата обращения: 28.10.2025).
28. Расчет электрических нагрузок в системах электроснабжения АПК. Кубанский государственный аграрный университет. URL: https://kubsau.ru/upload/iblock/d76/d761ef431fc3a970e53a39151c72f53d.pdf (дата обращения: 28.10.2025).