Xreferat.com » Рефераты по физике » Развитие районной электрической сети

Сколько стоит написать твою работу?

Работа уже оценивается. Ответ придет письмом на почту и смс на телефон.

?Для уточнения нюансов.
Мы не рассылаем рекламу и спам.
Нажимая на кнопку, вы даёте согласие на обработку персональных данных и соглашаетесь с политикой конфиденциальности

Спасибо, вам отправлено письмо. Проверьте почту .

Если в течение 5 минут не придет письмо, возможно, допущена ошибка в адресе.
В таком случае, пожалуйста, повторите заявку.

Спасибо, вам отправлено письмо. Проверьте почту .

Если в течение 5 минут не придет письмо, пожалуйста, повторите заявку.
Хотите промокод на скидку 15%?
Успешно!
Отправить на другой номер
?Сообщите промокод во время разговора с менеджером.
Промокод можно применить один раз при первом заказе.
Тип работы промокода - "дипломная работа".

Развитие районной электрической сети

Содержание


Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источника питания

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

2.2 Составление баланса реактивной мощности

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети

3.2 Выбор (проверка) напряжения

3.3 Выбор (проверка) сечений проводов

3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

4. Расчёты параметров основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок

4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима

5. Регулирование напряжения сети

6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети

Приложения

Заключение

Библиографический список

Введение


В данном курсовом проекте рассматривается развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии.

Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая подстанция энергосистемы.

Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого составляются не менее двух вариантов развития сети, для каждого из которых определяются параметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии, трансформаторы у потребителей) и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом потребления, а также выбираются схемы ОРУ на новых и реконструируемых подстанциях. Затем для рассмотренных вариантов производится технико-экономический расчёт, по результатам которого выбирается наиболее экономичный вариант развития сети.

Для выбранного варианта производится расчёт и анализ основных рабочих и двух послеаварийных режимов работы с помощью ЭВМ, а также осуществляется регулирование напряжения у потребителей. Завершающим этапом проекта является определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.

1. Анализ исходных данных


1.1 Характеристика электрифицируемого района


Развитие сети происходит в районе города Смоленска. Смоленская область располагается в центре Восточно-европейской равнины, в западной части Российской Федерации. Особенности физико-географического положения определяют основные черты природы области - умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкое распространение лесов и древесно-подзолистых почв.

На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области.

Климат Смоленской области умеренно континентальный с хорошо выраженными сезонами года. Лето сравнительно тёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая температура воздуха изменяется по области от 3,4°С на северо-востоке до 4,8°С на юге. Максимальная температура воздуха +36°С, минимальная - 32°С. Годовая норма осадков изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Район по ветру - I.

Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой - 1-2 дня за лето. Число часов грозовой активности - от 40 до 60 в год. Район по гололёдности - III. Нормативная толщина стенки гололёда на высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм. [3]

Из полезных ископаемых на территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.


1.2 Характеристика потребителей


Районная электрическая сеть питает пять пунктов потребителей электроэнергии. Согласно исходным данным добавляется ещё один пункт нагрузки (шестой) и происходит значительный рост нагрузки в пунктах 2 и 4. Эти три пункта и охарактеризуем.

В пункте 2 наибольшая зимняя нагрузка возросла с 40 МВт до 51 МВт. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 ч. Состав потребителей по категориям надёжности: 50% потребителей I категории, 30% - II категории и 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92.

В пункте 4 максимум нагрузки вырос с 9 до 20 МВт. Состав потребителей по категориям надёжности: 15% - I категории, 15% - II категории и 70% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 часов.

В пункте 6 нагрузка представлена крупным предприятием. Состав потребителей по категориям надёжности: 25% потребителей I категории, 25% - II категории и 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Максимум нагрузки наблюдается с 8 до 16 часов и составляет 19 МВт.

Во всех пунктах номинальное вторичное напряжение сети - 10кВ, летняя нагрузка составляет 50% от зимней.


1.3 Характеристика источника питания


Согласно исходным данным вторым источником питания является недавно сооружённая узловая подстанция 500/110/10 кВ. Необходимую сети мощность следует выдавать с шин 110 кВ по двухцепной линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I категории.

Необходимость ввода второго источника питания связана с увеличением нагрузки в уже питаемых пунктах и добавлением двух новых пунктов нагрузки.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район - 0,95.

Напряжения на шинах источников питания составляют при наибольших нагрузках - 105%, при наименьших - 101%, при тяжелых авариях в питающей сети - 105%.

На рисунке 1 представлена схема сети до реконструкции, новые пункты и источник.


Развитие районной электрической сети

Рис.1.1 Географическое расположение пунктов.


Все ВЛ двухцепные, подстанции двухтрансформаторные. Сечение проводов существующих линий, мощности трансформаторов, нагрузка потребительских пунктов до и после реконструкции представлены ниже.

Вывод: в данной главе была охарактеризована районная электрическая сеть, состоящая из двух источников питания и шести пунктов потребления электроэнергии, дано описание электрифицируемого района.

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети


2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии


Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузке:


Развитие районной электрической сети,


Где Развитие районной электрической сети- потребная мощность сети, Развитие районной электрической сети - максимальная зимняя нагрузка. Построим графики нагрузки для каждого из пунктов в именованных единицах:.


Развитие районной электрической сети


Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь:


Развитие районной электрической сети; Развитие районной электрической сети

Развитие районной электрической сети; Развитие районной электрической сети,


где Развитие районной электрической сети, Развитие районной электрической сети - активные мощности пунктов 2 и 4 до роста нагрузки.


Таблица 2.1 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы.


t, час 0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24

До развития


Развитие районной электрической сети, МВт

4,4 17,6 22 22 13,2 4,4

Развитие районной электрической сети, МВт

8 24 32 32 40 8

Развитие районной электрической сети, МВт

9,2 13,8 23 18,4 9,2 9,2

Развитие районной электрической сети, МВт

1,8 5,4 7,2 7,2 9 1,8

Развитие районной электрической сети, МВт

4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8

Развитие районной электрической сети, МВт

28,2 68 96,2 89,2 76,2 28,2
После развития

Развитие районной электрической сети, МВт

4,4 17,6 22 22 13,2 4,4

Развитие районной электрической сети, МВт

10,2 30,6 40,8 40,8 51 10,2

Развитие районной электрической сети, МВт

9,2 13,8 23 18,4 9,2 9,2

Развитие районной электрической сети, МВт

4 12 16 16 20 4

Развитие районной электрической сети, МВт

4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8

Развитие районной электрической сети, МВт

3,8 15,2 19 19 11,4 3,8

Развитие районной электрической сети, МВт

36,4 96,4 132,8 125,8 109,6 36,4

Развитие районной электрической сети, МВт

28,2 68 96,2 89,2 76,2 28,2

Развитие районной электрической сети, МВт

8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50% от зимней.

Принимаем активную мощность источника питания ИП-1 ограниченной и равной значению РИП сети до реконструкции:


Развитие районной электрической сети


Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2:


Развитие районной электрической сети


Потребная мощность сети:


Развитие районной электрической сети


Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:


Развитие районной электрической сети,


где

Развитие районной электрической сети - число зимних дней в году;

Развитие районной электрической сети=165 - число летних дней в году;

Развитие районной электрической сети - суточное потребление энергии зимой;

Развитие районной электрической сети - суточное потребление энергии летом.

Полученные результаты сведем в таблицу 2.2


Таблица 2.2 Годовое потребление электроэнергии.

№ пункта №1 №2 №3 №4 №5 №6

WзимЧРазвитие районной электрической сети, МВтРазвитие районной электрической сети

66880 146880 66240 57600 34560 57760

WлетЧРазвитие районной электрической сети, МВт Развитие районной электрической сети

27588 60588 27324 23760 14256 23826

Wгод, МВт Развитие районной электрической сети

94468 207468 93564 81360 48816 81586

2.2 Составление баланса реактивной мощности


Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в трансформаторах и в линиях за вычетом зарядной мощности линий.


Развитие районной электрической сети

Считаем Развитие районной электрической сети


Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют приблизительно 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки.


Развитие районной электрической сети МВАр

Развитие районной электрической сети МВА


Потери реактивной мощности в трансформаторе:

Развитие районной электрической сети МВАр

Найдем суммарную максимальную реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:


Таблица 2.3 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта.

t, час 0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24

Развитие районной электрической сети, Мвар

2,01 8,02 10,02 10,02 6,01 2,01

Развитие районной электрической сети, Мвар

4,35 13,04 17,38 17,38 21,73 4,35

Развитие районной электрической сети, Мвар

4, 19 6,29 10,48 8,38 4, 19 4, 19

Развитие районной электрической сети, Мвар

1,93 5,81 7,75 7,75 9,69 1,93

Развитие районной электрической сети, Мвар

2, 19 3,28 5,47 4,37 2, 19 2, 19

Развитие районной электрической сети, Мвар

1,62 6,48 8,09 8,09 4,86 1,62

Развитие районной электрической сети, Мвар

16,29 42,92 59, 19 55,99 48,67 16,29

Развитие районной электрической сети, Мвар

8,15 21,46 29,6 28,0 24,34 8,15

Потребная реактивная мощность:


Развитие районной электрической сети МВАр


Реактивная мощность источников питания:


Развитие районной электрической сети МВАр

cosjГ = 0,95 Ю tgjГ = 0,328


Во всех пунктах устанавливаются компенсирующие устройства БСК.

Мощность компенсирующих устройств:


Развитие районной электрической сети

Развитие районной электрической сети


Желаемая реактивная мощность в каждом пункте:


Развитие районной электрической сети; Развитие районной электрической сети


Для шестого пункта:


cosj6 = 0,92 Ю tgj6 = 0,426

Развитие районной электрической сети


МВАр Ю выбираем компенсирующие устройства УК-10 - 900, количество 4 шт.

Действительная реактивная мощность КУ6:


QКУ6действ. = 900Ч4Ч10-3 = 3,6 МВАр


Реактивная мощность нагрузки с учётом компенсации:


Qў6MAX = Q6MAX - QКУ6действ. = 8,09- 3,6 = 4,49 МВАр

Развитие районной электрической сети Ю cosjў6 = 0,973


Расчёт остальных компенсирующих устройств сведём в таблицу:


Таблица 2.3 - Расчёт компенсирующих устройств.

Пункт: 1 2 3 4 5 6
cosj 0,91 0,92 0,91 0,9 0,91 0,92
tgj 0,456 0,426 0,456 0,484 0,456 0,426
PMAX, МВт 22 51 23 20 12 19

Развитие районной электрической сети, МВАр

4,818 9,639 5,037 4,94 2,628 3,591
QMAX, МВАр 10,02 17,38 10,48 7,75 5,47 8,09
Тип КУ УК-10-1350 УК-10-675 УК-10-1350 УК-10-1350 УК-10-675 УК-10-900
Количество, шт. 4 14 4 4 4 4
QКУдейств., МВАр 5,4 9,45 5,4 5,4 2,7 3,6
Q'MAX, МВАр 4,62 7,93 5,08 2,35 2,77 4,49
tgjў 0,21 0,155 0,221 0,118 0,231 0,236
cosjў 0,9786 0,9882 0,9764 0,9931 0,9743 0,9671

Вывод: в данной главе для каждого пункта были построены графики нагрузок в именованных единицах, затем, просуммировав графики, определили максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, активные мощности источников питания без учёта потерь, а также нашли часы, в которые достигается максимум нагрузки. После этого была определена потребная району активная мощность и годовое потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учётом компенсации реактивной мощности (Q'i, cosjiў), необходимые для дальнейших расчётов.

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети


3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети


Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов к. з.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей сети.

Для заданного географического расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5% надбавки из-за рельефа местности).

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети:


Развитие районной электрической сети

вариант 1 вариант 2

Рис. 3.1 Варианты развития сети.


Суммарная длина сети до реконструкции: Развитие районной электрической сетикм.


L 4-6 = 23,5 км

L ИП2-4 = 33,8 км

Развитие районной электрической сети км

L 3-6 = 30,9 км

L ИП2-2 = 63,21 км

Развитие районной электрической сети км


3.2 Выбор (проверка) напряжения


Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:


Развитие районной электрической сети,


где Развитие районной электрической сети - мощность на одну цепь [МВт], Развитие районной электрической сети - длина [км].

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети.

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в первом варианте нагрузка в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3 и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить не будем.


Таблица 3.1 - Перетоки мощности по линиям


Географическое расположение 0-4 4-8 8-12 12-16 16-20 20-24
Вариант 1 РИП1-2 = РИП1 - Р1 - Р3 14,6 36,6 51,2 48,8 53,8 14,6

Р2-4 = РИП2 - Р6 - Р4 0,4 1,2 1,6 1,6 2 0,4

Р4-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8

РИП2-4 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2
Вариант 2 РИП1-2 = РИП1 - Р3 - Р6 - Р1 10,8 21,4 32,2 29,8 42,4 10,8

РИП1-3 = Р3 + Р6 13,0 29,0 42 37,4 20,6 13,0

Р2-4 = Р4 4 12 16 16 20 4

Р3-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8

РИП2-2 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2

Проведём расчёт напряжений только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:


Таблица 3.2 - Выбор напряжения


Географическое расположение Длина, км Рмакс, МВт UЭК, кВ Uном, кВ
Вариант 1 ИП1-2 26,5 53,8 94,57 110

2-4 45,6 2 19,96 110

4-6 23,5 19 59,29 110

ИП2-4 33,8 36,6 81,27 110
Вариант 2 ИП1-2 26,5 42,4 85,5 110

ИП1-3 36,8 42 86,83 110

2-4 45,6 20 61,9 110

3-6 30,9 19 59,83 110

ИП2-2 63,2 36,6 83,18 110

В варианте 1 есть необходимость перехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшим напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.

Итак, напряжение новых линий (ИП2-4 и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2 и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились перетоки мощности - 110 кВ.


3.3 Выбор (проверка) сечений проводов


Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Рассмотрим подробно выбор сечения проводов для линии 2-4 варианта №1:

Поскольку старая линия 2-4 35кВ демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных повреждений самого провода при монтаже и демонтаже.


Развитие районной электрической сети МВт

Развитие районной электрической сети МВАр

Развитие районной электрической сети МВА


Расчетная токовая нагрузка:


Развитие районной электрической сети А


Найдём число часов максимума нагрузки, пердаваемой по линии:


Развитие районной электрической сети МВтЧч

Развитие районной электрической сети МВтЧч

Развитие районной электрической сетиМВтЧч

Развитие районной электрической сетич/год


По таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)

Расчётное сечение провода:


Развитие районной электрической сети мм2


По таблице 3.15 [1] выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм2 и соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное сечение Fmin = 70 мм2.

Выбранное сечение провода необходимо проверить по двум условиям:

1) По нагреву: Развитие районной электрической сети

Развитие районной электрической сети - допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3.15 [1])

Так как N = 2, то Развитие районной электрической сети А

265 А > 10,56 А Ю условие выполняется

2) По условиям короны:

Для напряжения 110 кВ минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное сечение проходит.

По таблице 3.8 [1] определяем параметры линии:


Развитие районной электрической сети Ом/км Ю Развитие районной электрической сети Ом

Развитие районной электрической сети Ом/км Ю Развитие районной электрической сети Ом


Выбор сечений проводов линий сведем в таблицу:


Таблица 3.3 - Выбор сечений проводов для варианта №1

Линия ИП1-2 2-4 4-6 ИП2-4
РВЛ MAX, МВт 53,8 2 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 20, 19 0,24 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 57,46 2,01 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110
IРАСЧ, А 150,8 5,28 51,2 101,1
TMAX, ч/год 4612 4068 4294 4674
jН, А/мм2 0,9 0,9 0,9 0,9
FРАСЧ, мм2 167,6 5,87 56,9 112,3
Марка провода АС-120/19 АС-70/11 АС-70/11 АС-120/19
Проверка по нагреву
IДОП, А 390 265 265 390
IРАБ. MAX, А 301,6 10,56 102,4 202,2
Проверка по короне
Fmin, мм2 70 70 70 70
F, мм2 120 70 70 120
Определение параметров линии
r0, Ом/км 0,244 0,422 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,427 0,444 0,444 0,427
LВЛ, км 26,5 45,6 23,5 33,8
RВЛ, Ом 3,24 9,62 4,96 4,12
XВЛ, Ом 5,66 10,12 5,22 7,22

Таблица 3.4 - Выбор сечений проводов для варианта №2

Линия ИП1-2 ИП1-3 2-4 3-6 ИП2-2
РВЛ MAX, МВт 42,4 42 20 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 17,45 9,57 2,36 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 45,87 43,08 20,14 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
IРАСЧ, А 120,4 113 52,9 51,2 101,1