Размещено на http://www.allbest.ru/

Перечень сокращений

ВЛ - воздушная линия

ВН - высокое напряжение

КЛ - кабельная линия

КУ - компенсирующие устройства

ЛЭП - линия электропередач

НН - низкое напряжение

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПУЭ - правила устройства электроустановок

РП - распределительный пункт

РПН - регулирование под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

ТП - трансформаторная подстанция



Содержание

Введение

1. Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

2.2 Баланс реактивной мощности

3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

3.1 Потокораспределение для варианта схемы 1

3.2 Потокораспределение для варианта схемы 2

3.3 Потокораспределение для варианта схемы 3

3.4 Выбор номинального напряжения

3.5 Выбор сечений проводов

3.6 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

7. Расчет параметров основных режимов сети

7.1 Схема замещения проектируемой сети и ее параметры

7.2 Электрический расчет

8. Регулирование напряжения в сети

Заключение

Список литературы



Введение

электрический энергия напряжение сеть

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть напряжением 35…220 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего шесть пунктов нагрузки. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от ТЭЦ энергосистемы.

Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Таким образом, электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии (напряжения, тока) на подстанциях и ее распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников.

Электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена ее работоспособность во всех возможных режимах работы: нормальном, ремонтном и послеаварийном. Наряду с обеспечением работоспособности, надежности функционирования и качества поставляемой потребителям электроэнергии электрическая сеть должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании таким критерием на сегодня выступает минимум приведенных затрат, а при эксплуатации - минимум расходов энергоресурсов на выработку электроэнергии. Это означает, что при разработке вариантов развитие существующей сети на перспективу, выбор параметров элементов новой части сети необходимо осуществлять в соответствии с указанным критерием и с учетом технических ограничений.



1. Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии

Таблица 1

Сведения о потребителях электроэнергии по пунктам

Наименование данных	Пункты
	1	2	3	4	5	6
Наибольшая зимняя активная нагрузка, МВт	30	40	12	14	20	16
Коэффициент мощности нагрузки	0,85	0,9	0,8	0,87	0,91	0,92
Состав потребителей электоэнергии по категориям, %	1	15	15	20	10	25	25
	2	45	45	30	40	50	25
	3	40	40	50	50	25	50
Номинальное напряжение электрической сети, кВ	6	10	6	10	10	6

Размещено на http://www.allbest.ru/



Таблица 2

Активная, реактивная, полная мощности и соотношения между ними

S1=35,294	tgц1=0,62	Q1=18,6
S2=44,444	tgц2=0,484	Q2=19,36
S3=15	tgц3=0,75	Q3=9
S4=16,092	tgц4=0,567	Q4=7,938
S5=21,978	tgц5=0,456	Q5=9,12
S6=17,391	tgц6=0,426	Q6=6,816
S=P/cosц	tgц1 вычисляется по известному cosц	Q=P•tgц

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2 Вариант № 1 схемы электрической сети

Длины участков сети с учетом ландшафта местности для варианта 1:

L₅₁=32•1,1=35,2 км L_6-ТЭЦ1=65•1,1=71,5 км

L₅₂=32•1,1=35,2 км L₁₃=62•1,1=68,2км

L₂₆=54•1,1=59,4 км L₃₄=43•1,1=47,3км

L_4-ТЭЦ1=44•1,1=48,4км

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3 Вариант № 2 схемы электрической сети

Длины участков сети с учетом ландшафта местности для варианта 2:

L_ТЭЦ1-3=60•1,1=66км L₅₁=32•1,1=35,2км

L_ТЭЦ1-6=65•1,1=71,5км L₁₄=43•1,1=47,3км

L₆₂=54•1,1=59,4км L_4-ТЭЦ-1=45•1,1=49,5км

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4 Вариант № 3 схемы электрической сети

Длины участков сети с учетом ландшафта местности для варианта 3:

L_ТЭЦ1-6=65•1,1=71,5км L₁₃=58•1,1=63,8 км

L₆₂=54•1,1=59,4км L₄₃=40•1,1=44 км

L_ТЭЦ1-4=45•1,1=49,5км L₂₅=32•1,1=35,2 км

L₄₁=43•1,1=47,3км



2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов электростанций должна быть такой, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

(2.1)

где Р_iнб - наибольшая активная нагрузка подстанции i, i=1,2,...n, МВт;

k_o(p)=0,95...0,96 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;

Р_с=0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.

Соответствующая данной Р_n.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:

Р_эс=Р_n.нб+Р_эс.сн+Р_эс.рез, (2.2)

где Р_эс.сн - электрическая нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ - 10%, от установленной мощности генераторов электрической станции;

Р_эс.рез - оперативный резерв мощности электростанции обоснованный экономическими сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций составляет 11% от суммарной установленной мощности генераторов, но не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемые потребители.

Р_эс=132+13,2+14,52=159,72 МВт

2.2 Баланс реактивной мощности

Основным, но не единственным источником реактивной мощности в системе являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Кроме этого, в электрических сетях широко используются дополнительные источники реактивной мощности - компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:

(2.3)

где Q_Г = Р_Гtg - наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети (мощность генераторов), МВАр;

Q_ку - суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса), МВАр;

Q_л - потери в сопротивлениях линии), МВАр;

k_о = 0,98...1 - коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток.

(2.4)

где Q*_т=0,1 - относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

_т - число трансформаций по мощности для - групп из - подстанций;

- количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;

- количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций нагрузки;

S_j - номинальная мощность j-й подстанции.

Уравнение баланса Q имеет вид:

159,72

Так как мощность компенсирующих устройств, необходимая по уравнению баланса, оказалась отрицательной, то установка КУ в электрической сети не требуется.

3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

3.1 Потокораспределение для варианта схемы 1

Нормальный режим работы сети

Кольцо: тэц-6-2-5-1-3-4-тэц

Рис. 6 Потокораспределение в кольце тэц-5-4-3-1-2-6-тэц'

Правильность найденных значений подтверждается следующей проверкой:

S_тэц-6+ S_тэц'_-4= S₅+S₄+S₃+S₂+S₆+S₁

132+j70,834=132+j70,834

Поток мощности в 6-2:

Поток мощности 2-5:

Поток мощности 5-1:

Поток мощности 4-3:

Поток мощности 3-1:

Поток мощности 1-5:

Послеаварийный режим работы сети

Рассмотрим отказ линии ТЭЦ-6 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

Таблица 1

Результаты расчетов потокраспределения по схеме 1

№	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	n	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
ТЭЦ-6	1	71,5	67,898	34,632	-	-	-
6-2	1	59,4	51,898	27,816	1	16	6,816
2-5	1	35,2	11,898	8,456	1	56	26,176
5-1	1	35,2	8,102	0,664	1	76	35,296
4-3	1	47,3	50,102	28,264	1	118	62,896
3-1	1	68,2	38,102	19,264	1	106	53,896
4-ТЭЦ	1	48,4	64,102	36,202	1	132	70,834



3.2 Потокораспределение для варианта схемы 2

Нормальный режим работы сети

Правильность найденных значений подтверждается следующей проверкой:

Послеаварийный режим работы сети

Рассматривается отказ одной цепи двухцепных линий.

Таблица 2

Результаты расчетов потокраспределения по схеме 2

№	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	n	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
3-ТЭЦ	2	66	12	9	1	12	9
4-1	2	47,3	50	27,72	1	50	27,72
1-5	2	35,2	20	9,12	1	20	9,12
2-6	2	59,4	40	22,23	1	40	22,23
4- ТЭЦ	2	49,5	64	35,118	1	64	35,118
6- ТЭЦ	2	71,5	56	26,176	1	56	26,176



3.3 Потокораспределение для варианта схемы 3

Нормальный режим работы сети

Кольцо 4-2-3-4'

Рис. 7 Потокораспределение в кольце 3-2-1-3'

Послеаварийный режим работы сети

Рассмотрим отказ линии 43 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

Таблица 3

Результаты расчетов потокраспределения по схеме 3

№	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	n	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
ТЭЦ-6	2	71,5	76	35,296	2	76	35,296
6-2	2	59,4	60	28,48	2	60	28,48
2-5	2	35,2	20	9,12	2	20	9,12
3-1	1	63,8	5,775	3,119	1	12	9
4-1	1	47,3	24,225	15,481	1	42	27,6
4- ТЭЦ	2	49,5	52,809	33,559	2	68	44,538
4-3	1	44	17,745	12,119	-	-	-

3.4 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение для n-цепной линии можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р МВт, и длине линии L км, по формуле Г. А. Илларионова:

(3.1)

Для схемы 1:

04

Для 1 варианта структурной схемы все расчетные данные сведём в таблицу 6

Таблица 4

№	U,кВ	L, км	Pн, MBт
ТЭЦ-6	153,702	71,5	67,898
6-2	139,04	58,3	38
3-1	141,734	37,4	36
2-5	94,053	39,6	26
5-1	86,797	33,55	82
4-3	126,155	25,2	78
ТЭЦ-4	129,692	48,4	64,102

Для этих линий выбираем U_ном = 220 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

Выбор номинального напряжения для варианта 2 и 3.

Выбор номинального напряжения для вариантов 2 и 3 проводится аналогично варианту 1. То есть номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р МВт по линии, и длине линии L км, по формуле Г. А. Илларионова (3.1).

Результаты выбора напряжения показаны в таблицах 7 и 8 для вариантов 2 и 3 соответственно.

Таблица 5

№	U, кВ	L, км	Pн, MBт
ТЭЦ-3	112,122	66	12
ТЭЦ-4	130,948	49,5	64
ТЭЦ-6	150,938	71,5	56
4-1	126,134	47,3	50
1-5	102,05	35,2	20
2-6	135,348	59,4	40
-	-	-	-

Для этих линий выбираем U_ном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

Таблица 6

№	U, кВ	L, км	Pн, MBт
ТЭЦ-6	155,148	71,5	76
6-2	140,83	59,4	60
2-5	102,05	35,2	20
3-1	89,17	63,8	5,775
4-1	116,647	47,3	24,225
4- ТЭЦ	129,128	49,5	52,809
-	-	-	-

Для этих линий выбираем U_ном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

3.5 Выбор сечений проводов

Выбор сечений проводов для варианта 1

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по экономической плотности тока j_эк. Порядок расчета при этом следующий.

Определяем токи на участке сети:

, (3.2)

где P_j, Q_j - активная и реактивная мощности линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;

n - количество цепей линии электропередачи;

По таблице 1.3.36 [3] в зависимости от материала проводника, района страны и времени использования наибольших нагрузок Т_нб определяем j_эк=1А/мм².

Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:

, (3.3)

где I_максi - ток в j линии;

При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи напряжением 35 кВ должны укладываться в пределы АС-35 - АС-150, линий 110 кВ - АС-70 - АС-240, линий 150 кВ - АС-120 - АСО-400, линий 220 - АСО-500.

,принимаем ,

,принимаем ,

,принимаем ,

,принимаем ,

,принимаем ,

,принимаем ,

,принимаем ,

Проверим выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-6 при тяжелых авариях в сети равно U = 1,1•U_н = 1,1•220 = 242 кВ.

При сравнении наибольшего тока с длительно допустимым током выполняется неравенство I_доп I_нб. Следовательно, сечения проводов выбраны верно.

Сведем полученные результаты в таблицу 9.

Таблица 7

Данные по выбору марки проводов для варианта 1

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	Iнорм, А	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	Iп.ав, А	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т6	1	71,5	67,898	34,632	200	220	-	-	-	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
62	1	59,4	51,898	27,816	154,53	220	16	6,816	41,49	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
25	1	35,2	11,898	8,456	38,31	220	56	26,176	147,48	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
51	1	35,2	8,102	0,664	21,33	220	76	35,296	199,92	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
43	1	47,3	50,102	28,264	150,96	220	118	62,896	319,01	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
31	1	68,2	38,102	19,264	112,05	220	106	53,896	283,7	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771
4Т	1	48,4	64,102	36,202	193,2	220	132	70,834	357,4	605	АС-240/32	0,06129	0,413	2,771

3.5.2 Выбор сечений проводов для вариантов II и III

Выбор сечений для вариантов II и III проводим аналогично варианту I,

Выбор сечений для вариантов 2 и 3 проводится аналогично варианту 1. Результаты выбора занесем в таблицу 10 и таблицу 11. При поверке послеаварийного режима в варианте 3 рассматривается отказ линии 2-3.

Таблица 8

Данные по выбору марки проводов для варианта 2

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	Iнорм, А	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	Iп.ав, А	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т3	2	66	12	9	39,365	110	12	9	71,572	175	АС-35/6,2	0,7897	0,459	2,464
41	2	47,3	50	27,72	150,032	110	50	27,72	272,786	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
15	2	35,2	20	9,12	57,686	110	20	9,12	104,883	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
26	2	59,4	40	22,23	120,094	110	40	22,23	218,354	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
4Т	2	49,5	64	35,118	191,58	110	64	35,118	348,328	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
6Т	2	71,5	56	26,176	162,224	110	56	26,176	294,953	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Таблица 9

Данные по выбору марки проводов для варианта 3

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	Iнорм, А	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	Iп.ав, А	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т6	2	71,5	76	35,296	219,908	110	76	35,296	219,908	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
62	2	59,4	60	28,48	174,318	110	60	28,48	174,318	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
25	2	35,2	20	9,12	57,686	110	20	9,12	57,686	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
31	1	63,8	5,775	3,119	34,449	110	12	9	71,572	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
41	1	47,3	24,225	15,481	150,894	110	42	27,6	239,8	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
4Т	2	49,5	52,809	33,559	164,203	110	68	44,538	193,931	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
43	1	44	17,745	12,119	112,785	110	-	-	-	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739

3.6 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключеньях линий - 20%.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

, (3.4)

где P_j,Q_j - активная и реактивная мощности линии, кВт, кВАр;

r_0j x_0j - удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км;

L - длина линии, км.

Вариант №1

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети - таблица 1).

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

(3.4)

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ линии ТЭЦ-6 в кольце. Падения напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-6 при тяжелых авариях в сети равно U = 1,09•U_н = 1,09•220 = 242 кВ.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

Таблица 10

Результаты расчета потерь для варианта 1

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	?U,кВ	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	?Uп.,кВ	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т6	1	71,5	67,898	34,632	6	220	-	-	-	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
62	1	59,4	51,898	27,816	3,96	220	16	6,816	0,93	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
25	1	35,2	11,898	8,456	0,675	220	56	26,176	2,07	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
51	1	35,2	8,102	0,664	0,123	220	76	35,296	2,8	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
43	1	47,3	50,102	28,264	3,17	220	118	62,896	6,49	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
31	1	68,2	38,102	19,264	3,19	220	106	53,896	8,1	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771
4Т	1	48,4	64,102	36,202	4,15	220	132	70,834	7,47	960	АС-500/27	0,06129	0,413	2,771

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

3.6.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и после аварийном режимах, для вариантов 2 и 3

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для после аварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий - 20%. Проверка по потере напряжения проводится аналогично варианту 1.Результаты расчетов остальных вариантов сводятся в таблицы 12 и 13.

Таблица 11

Результаты расчета потерь для варианта 2

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	?U,кВ	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	?Uп.,кВ	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т3	2	66	12	9	4,08	110	12	9	7,42	175	АС-35/6,2	0,7897	0,459	2,464
41	2	47,3	50	27,72	4,12	110	50	27,72	7,49	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
15	2	35,2	20	9,12	1,96	110	20	9,12	1,99	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
26	2	59,4	40	22,23	4,62	110	40	22,23	8,4	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
4Т	2	49,5	64	35,118	5,48	110	64	35,118	9,97	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
6Т	2	71,5	56	26,176	7,125	110	56	26,176	12,95	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Таблица 12

Результаты расчета потерь для варианта 3

№	n	L, км	P, MBт	Q, МВАр	?U,кВ	Uн, кВ	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр	?Uп.,кВ	Iдоп,,А	Марка	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км
Т6	2	71,5	76	35,296	8,56	110	76	35,296	8,56	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
62	2	59,4	60	28,48	5,68	110	60	28,48	5,68	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
25	2	35,2	20	9,12	1,1	110	20	9,12	1,1	520	АС-185/24	0,157	0,408	2,783
31	1	63,8	5,775	3,119	1,41	110	12	9	3,22	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
41	1	47,3	24,225	15,481	4,82	110	42	27,6	7,72	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
4Т	2	49,5	52,809	33,559	5,48	110	68	44,538	6,53	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739
43	1	44	17,745	12,119	3,41	110	-	-	-	450	АС-150/24	0,198	0,414	2,739

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме - 20%. Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.



4. Выбор числа и мощности трансформаторов

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7…0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

2. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в после аварийных режимах до 70…80% на время максимальной общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е. по условию

(4.1)

где n_Т = 2 - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

Для расчетной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов из каталогов. Данные занесем в таблицу 13

Таблица 13

Данные по трансформаторам для варианта 1

ПС	Тип трансформатора	Sт расч, МВА	Sт ном, МВА	ДРхх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	Iх, %	Rт, Ом	XТ, Ом	ДQх, кВАр	Пределы регулирования
1	ТРДТН -25000/220	20,7	25	22	120	11,5	0,2	5,7	148	300	±9Ч1,78%
2	ТРДН - 32000/220	26,1	32	70	265	11,5	0,5	7,7	190	208	±9Ч1,78%
3	ТРДТН -25000/220	8,82	25	22	120	11,5	0,2	5,7	148	300	±9Ч1,78%
4	ТРДТН -25000/220	9,47	25	22	120	11,5	0,2	5,7	148	300	±9Ч1,78%
5	ТРДТН -25000/220	12,9	25	22	120	11,5	0,2	5,7	148	300	±9Ч1,78%
6	ТРДТН -25000/220	10,2	25	22	120	11,5	0,2	5,7	148	300	±9Ч1,78%

Таблица 14

Данные по трансформаторам для варианта 2

ПС	Тип трансформатора	Sт расч, МВА	Sт ном, МВА	ДРхх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	Iх, %	Rт, Ом	XТ, Ом	ДQх, кВАр	Пределы регулирования
1	ТРДН -25000/110	20,7	25	38,5	120	10,5	0,65	2,5	55,5	175	±9Ч1,78%
2	ТРДН - 40000/110	26,1	40	34	170	10,5	0,65	1,4	34	165	±9Ч1,78%
3	ТРДН -25000/110	8,82	25	38,5	120	10,5	0,65	2,5	55,5	175	±9Ч1,78%
4	ТРДН -25000/110	9,47	25	38,5	120	10,5	0,65	2,5	55,5	175	±9Ч1,78%
5	ТРДН -25000/110	12,9	25	38,5	120	10,5	0,65	2,5	55,5	175	±9Ч1,78%
6	ТРДН -25000/110	10,2	25	38,5	120	10,5	0,65	2,5	55,5	175	±9Ч1,78%

Для варианта 3 выбор трансформаторов аналогичен выбору трансформаторов для варианта 2.



5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений (тип схем) понижающих подстанций (ПС) 110(5)…220/10 кВ на стороне высшего напряжения (ВН) определяется назначением каждой из ПС и ее "местоположением" в составе сети. Это могут быть узловая, проходная (транзитная), тупиковая или на ответвлениях ("отпайках") от линии ПС. В соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:

1) ПС 110(5)…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне "среднего" напряжения (СН, 110 или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

2) ПС проходные (транзитные) 110…500 кВ с количеством трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с количествами присоединяемых воздушных линий ВН - до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до девяти.

3) Узловые ПС (общесистемного значения) 30…1150 кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных линий на ВН - до восьми и на СН - до десяти.

Для рассматриваемых вариантов:

а) для ПС кольцевых сетей применяется схема четырехугольника.

б) Для тупиковых ПС применяется схема рис. 9 с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов. В цепях присоединений трансформаторов имеются отделители в комплекте с короткозамыкателями. Со стороны линий ВН имеется перемычка с двумя разъединителями, один из которых отключен в нормальных режимах работы. Перемычка используется (при обоих включениях разъединителей) после отключения поврежденной линии, что позволяет сохранить в работе оба трансформатора, это повышает надежность электроснабжения потребителей и экономичность режима ПС. Указанное расположение перемычки объясняется существенно большей повреждаемостью воздушных линий по сравнению с трансформаторами.

в) При количестве присоединений на стороне ВН ПС более шести при напряжениях 110…220 кВ рекомендуется схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин (рис. 10).

Подача напряжения на обходную систему шин осуществляется только при включении предназначенного для этого выключателя ("среднего"). Такая операция нужна при ремонте или замене любого иного выключателя данной схемы

Рис. 8 Схема "мостик" с выключателем и отделителями в цепях трансформаторов

Рис. 9 Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов

Рис. 10 Схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин

Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 16.

Таблица 16

Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Вариант	Пункты питания
	1	2	3	4	5	6
2	рис. 9	рис.9	рис. 10	рис. 9	рис. 10	рис. 10
1	рис. 10	рис. 10	рис.10	рис.10	рис. 10	рис. 10
3	рис. 10	рис. 10	рис. 10	рис. 9	рис.9	рис. 9



6. ???????-????????????? ?????????

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:

3=D_экв·K_соор+З_пот, (6.1)

где D_экв - эквивалентный дисконтированный множитель;

K_соор - капиталовложения на сооружение объекта;

З_пот - затраты на потери электроэнергии.

, (6.2)

где а_рен - коэффициент отчислений на реновацию;

а - общие нормы отчислений от капиталовложений;

Е = 0,1 - норматив дисконтирования;

Т_э = Т_р - Т_с = 10 - 2 = 8 лет - время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода;

D_эр - расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

(6.3)

(6.4)

где - издержки на возмещение потерь электроэнергии;

ДW = (ДР_тр + ДР_л)•ф - потери электроэнергии в объекте;

ч. - время максимальных потерь;

Т_нб = 4500 ч - продолжительность использования наибольшей нагрузки в году;

С - стоимость 1 кВт, руб./кВт·ч.

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода по формуле (6.3):

.

Эквивалентный дисконтированный множитель для ЛЭП по формуле (6.2):

Затраты на потери электроэнергии определяются по формуле:

(6.5)

ч.

Потери в линиях определяем по формуле:

, (6.6)

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

ДР_Л = 2,56+1,319+0,057+0,00033+1,041+0,761+1,745 = 7,483 МВт

Потери в трансформаторах определяем по формулам:

. (6.7)

. (6.8)

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр

кВт.

кВАр

Таблица 17

Потери мощности в трансформаторах

№ пункта питания	Активные P, кВт	Реактивные Q, кВАр
1	85,37	1091,25
2	228,44	1548,09
3	51,47	278,92
4	52,61	306,266
5	60,05	484,53
6	54,05	340,7

ДP_Т = 85,37+228,44+51,47+52,61+60,05+54,05= 531,99 кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов:

ДР=ДР_Т+ДР_Л. (6.9)

ДР = 531,99 + 7483 = 8014,99 кВт.

Затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):

тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение линий определяются по формуле:

(6.10)

где С_лi - стоимость 1 км линии [8], тыс.руб./км;

L_i - длина линии, км;

n - число линий.

2782824 тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение подстанций определяются по формуле:

, (6.11)

Где K_ПС и K_РУ - стоимость трансформаторов и РУ соответственно [7].

Таблица 18

Капитальные затраты на сооружение подстанций для варианта 1

№	Тип трансформатора	Цена, руб.	Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.	Цена, тыс.руб.
1	ТРДН -25000/220	38596416	74987321,69	113583,74
2	ТРДН -32000/220	55578839	74987321,69	130566,16
3	ТРДН -25000/220	38596416	74987321,69	113583,74
4	ТРДН -25000/220	38596416	74987321,69	113583,74
5	ТРДН -25000/220	38596416	74987321,69	113583,74
6	ТРДН -25000/220	38596416	74987321,69	113583,74

тыс. руб.

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле:

(6.12)

З₁ = 0,71•2782824+ 0,94•698484,86 + 172174 = 2804554 тыс. руб.

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

ДР_Л = 0,135+1,679+0,144+1,27+2,832+2,152= 8,212 МВт

Потери в трансформаторах:

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр.

кВт.

кВАр

кВт.

кВАр

Таблица 19

Потери мощности в трансформаторах

№ пункта питания	Активные P, кВт	Реактивные Q, кВАр
1	118,37	1230,05
2	104,31	1417,04
3	84,47	488,36
4	85,61	513,33
5	93,05	676,09
6	87,05	544,77

ДP_Т = 118,37+104,31+84,47+85,61+93,05+87,05= 572,86 кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов:

ДР = 572,86+ 8212 = 8784,86 кВт.

Затраты на потери электроэнергии по формуле:

тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение линий определяются по формуле:

тыс. руб.

Таблица 20

№	Тип трансформатора	Цена, руб.	Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.	Цена, тыс.руб.
1	ТРДН -25000/110	38761829	156591172	195353,001
2	ТРДН -40000/110	54586360	156591172	211177,532
3	ТРДН - 25000/110	38761829	156591172	195353,001
4	ТРДН - 25000/110	38761829	156591172	195353,001
5	ТРДН - 25000/110	38761829	156591172	195353,001
6	ТРДН - 25000/110	38761829	156591172	195353,001

тыс. руб.

З₂ = 0,71•2319313,79 + 0,98•1187942,537 + 188712,418 = 2999608,9 тыс. руб.

6.3 Технико-экономический расчет третьего варианта

Потери в линиях по формуле:

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

ДР_Л = 4,366+2,348+0,144+0,054+0,945+0,932+0,208= 8,997 МВт.

Потери в трансформаторах такие же, как и для варианта 2 (см. таблицу19).

Общие активные потери линий и трансформаторов по формуле

ДР = 572,86 + 8997 = 9569,86 кВт.

тыс.руб.

Капитальные затраты на сооружение линий по формуле (6.10):

Капитальные затраты на сооружение подстанций такие же, как и для варианта 2 (см. таблицу 20).

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле (6.12):

З₃ = 0,71•2842736,16 + 0,98•1187942,537 + 205575,44 = 3388101,8 тыс. руб

1 вариант 2804554 тыс. руб.

2 вариант 2999608,9 тыс. руб.

3 вариант 3388101,8 тыс. руб.

Поскольку капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию I варианта меньше остальных вариантов, так как он наиболее надежный, с наименьшими потерями, требует меньшего количества аппаратов, позволяет развивать сеть при росте нагрузок и создавать новые пункты потребления (рисунок 2),то для дальнейшего рассмотрения выбираем данный вариант.

Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям электроэнергии в спроектированной сети определяется по формуле:

, (6.13)

где И - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети, определяются по формуле:

. (6.14)



7. ?????? ?????????? ???????? ??????? ????

Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в основных расчетных нормальных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

7.1 Составление схемы замещения районной сети

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов:

, (7.1)

а емкостные проводимости линии - зарядной мощностью Q_c:

(7.2)

Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 11.

Рисунок 11 Схема замещения

Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам r₀, х₀, b₀ для ВЛ и паспортным данным U_к, P_к, I_к и P_х - для трансформаторов по следующим формулам:

(7.3)

где n - число цепей в линии.

Для двух параллельно работающих трансформаторов:

, , (7.4)

Значения, вычисленные по формулам (7.3) и (7.4), занесем в таблицу 21 и таблицу 22 соответственно.



Таблица 21

Расчетные параметры воздушных линий

Линия	Активное сопротивление RЛ, Ом	Реактивное сопротивление XЛ, Ом	Проводимость bЛЧ10-6, См	Зарядная мощность QС, МВАр
Т6	4,38	29,53	198,127	9,59
62	3,64	24,53	164,6	7,97
25	2,157	14,54	97,539	4,72
51	2,157	14,54	97,539	4,72
43	2,9	19,53	131,068	6,34
31	4,18	28,17	188,98	9,15
4Т	2,97	19,99	134,12	6,49

Таблица 22

Расчетные параметры трансформаторов

№ пункта питания	Сопротивления	Потери мощности в трансформаторе
	активное RТУ, Ом	реактивное XTУ, Ом	активные PХУ, кВт	реактивные QХУ, кВАр	полные SХУ, кВА
1	5,7	148	44	600	601,61
2	7,7	190	140	416	438,93
3	5,7	148	44	600	601,61
4	5,7	148	44	600	601,61
5	5,7	148	44	600	601,61
6	5,7	148	44	600	601,61

7.2 Электрический расчет

Электрический расчет предлагается проводится для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов выполняется методом последовательных приближений. По заданию, напряжение при наибольших нагрузках равно 1,13U_н, а при тяжелых авариях 1,1U_н. При таком условии находимо распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

Электрический расчет производим для двух режимов:

1) режим максимальных нагрузок;

2) послеаварийный режим.

При расчете этих режимов используются следующие формулы:

мощность в конце линии:

, (7.5)

потери в линии:

, (7.6)

мощность в начале линии:

, (7.7)

поток мощности в линии:

. (7.8)

Режим максимальных нагрузок.

Линия Т6.

МВА

Расчет для линий 62, 25, 51, 43, 31 и 4T аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 23.

Таблица 23

Электрический расчет для режима максимальной мощности

Линия	Мощность конца линии SЛК, МВА	Потери мощности SЛ, МВА	Мощность начала линии SЛН, МВА	Поток мощности SЛ, МВА
Т6	67,92+j25.342	1,363+j2,141	66,557+j27,483	66,557+j17,893
62	51,92+j20,146	0,696+j1,032	51,224+j21,178	51,224+j13,208
25	11,968+j3,944	0,018+j0,033	11,95+j3,977	11,95-j0,743
51	8,124-j3,756	0,016+j0,01	8,14-j3,746	8,14-j8,466
43	50,124+j22,224	0,61+j0,743	49,514+j22,967	49,514+j16,627
31	38,124+j10,414	0,271+j0,667	37,853+j11,081	37,853+j1,931
4Т	64,124+j30,012	1,091+j1,223	63,033+j31,235	63,033+j24,745

Послеаварийный режим.

Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок.

В дальнейшем будем рассматривать обрыв одной цепи линии Т6 в кольце. При этом вся мощность будет проходить по второй цепи.

Линия Т4.

Расчет для линий 62, 25, 51, 43 и 31 аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 24.



Таблица 24

Электрический расчет для послеаварийного режима

Линия	Мощность конца линии SЛК, МВА	Потери мощности SЛ, МВА	Мощность начала линии SЛН, МВА	Поток мощности SЛ, МВА
62	51,92+j20,146	0,734+j1,089	51,186+j21,235	51,186+j13,265
25	11,968+j3,944	0,019+j0,035	11,949+j3,979	11,949-j0,741
51	8,124-j3,756	0,017+j0,011	8,141-j3,745	8,141-j8,465
43	50,124+j22,224	0,643+j0,784	49,481+j23,008	49,481+j16,668
31	38,124+j10,414	0,286+j0,704	37,838+j11,118	37,838+j1,968
4Т	64,124+j30,012	1,151+j1,291	62,973+j31,303	62,973+j24,813

На следующем этапе расчета определяются напряжения в узловых точках. Исходными данными при этом служат: напряжение в точках сети, т.е. на шинах системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещения, определенные на первом этапе.

Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет U_В = 1,13;U_ном =248,6 кВ.

Напряжение в k-м узле находится по формуле:

(7.9)

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.

Рассматриваем обрыв одной цепи линии T6.

Напряжение на источнике питания составляет

U_В = 1,1U_ном =242 кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.



8. Регулирование напряжения в сети

Одним из важнейших показателей качества электроэнергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0% при изменении нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.

Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%.

Режим максимальных нагрузок.

Для пункта 6.

Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по формуле:

(8.1)

где Р_н, Q_н - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

R_Т, Х_Т - активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов, Ом.

Число рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а также линейных регулировочных трансформаторов:

(8.2)

где U_нн, U_вн - номинальные напряжения обмоток НН и ВН;

U_н.жел - желаемое напряжение на шинах НН;

U_отв - степень регулирования напряжения в процентах.

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа n_отв c учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. Принимаем n_отв = 6.

Действительное напряжение на шинах НН:

(8.3)

кВ.

Отклонение напряжения на шинах НН от номинального (U_ном = 10кВ):

(8.4)

Расчеты для остальных подстанций сведем в таблицу 25.

Таблица 25

Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в максимальном режиме работы сети

ПС	U'Н, кВ	nотв.жил	nотв	UН, кВ	U, %
1	234,843	3,915	4	6,291	4,85
2	232,757	3,381	4	10,392	3,92
3	233,188	3,491	4	6,247	4,117
4	242,756	5,939	6	10,49	4,9
5	237,904	4,698	5	10,448	4,48
6	241,889	5,718	6	6,271	4,517

Послеаварийный режим.

Для пункта 4:

кВ.

Расчеты для остальных пунктов сведем в таблицу 26.



Таблица 26

Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в послеаварийном режиме работы сети

ПС	U'Н, кВ	nотв.жил	nотв	UН,кВ	U,%
1	230,201	2,727	3	6,271	4,517
2	232,185	3,234	4	10,366	3,66
3	228,109	2,191	3	6,214	3,567
4	227,679	2,081	2	10,515	5,15
5	232,654	3,354	4	10,387	3,87
6	222,978	0,878	1	6,287	4,783



Заключение

В данном курсовом проекте был рассмотрен технический и экономический расчет электроснабжения районной электрической сети. На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее надежный и с наименьшими потерями вариант сети, в котором пункты соединены между собой в кольцо с применением одноцепных ВЛ.

Проведенные расчеты показали необходимость использования линии электропередач напряжением 220 кВ, которые исполнены проводами марки АС на стальных опорах. На подстанциях были применены двухобмоточные трансформаторы марок ТРДТН и ТРДН. Так же были проведены расчеты потерь напряжения и мощности в линиях, которые показали что потери напряжения в линиях соответствуют предъявляемым требованиям. Была просчитана регулировка напряжения с помощью РПН.

Для выбранной схемы сети определены потери напряжения, которые не превышают 4,83 % от номинального в режиме передачи максимальной мощности и 11,5 % при аварии в сети. Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей применяется встречное регулирование напряжения.

Стоимость сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 2804554 тыс. руб. Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила 0,64 .

Для сети такого масштаба эти показатели можно считать нормальными.

Список использованных источников

Идельчик В.И. Электрические системы и сети; М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, М.: Энергоатомиздат, 1985 г.

Правила устройства электроустановок. Изд. 7-ое, перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 2000г.

Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы/Методические указания, Йошкар-Ола, 2000. 55 с.

Электрооборудование станции и подстанций: учебник для техникумов /Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. 3-е изд., перераб. и доп., М: Энергоатомиздат 1987. 648 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. 4-е изд., перераб. и доп. М.: ЭНАС, 2012. 376 с.: ил.

Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК» Москва, 2012. 71 стр.

Размещено на Allbest.ru