(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Районна електрична мережа 35-220 кВ
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЗАПОРІЗЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА ДО КУРСОВОГО ПРОЕКТУ
З ДИСЦИПЛІНИ
Електричні системи та мережі
Районна електрична мережа 35-220 кВ
2008
Реферат
ПЗ: 61 с., 18 таблиць, 14 джерел.
О’єкт дослідження — електрична мережа 35-220 кВ.
Мета роботи — розробка електричної мережі та однієї з її підстанцій, які б задовольняли основним техніко-економічним вимогам.
Методи дослідження — технічний та економічний аналіз.
До електричної мережі відносяться повітряні та кабельні лінії електропередачі, підстанції, розподільчі пт. Основним призначенням мережі, що проектується, є забезпечення споживачів електроенергією. Мережа буде обладнана устаткуванням, яке відповідає сучасним техніко-економічним вимогам, до яких належать надійність, компактність, зручність облуговування, належна безпека при експлуатації та ремонті.
Бота має досить велике значення для закріплення знань з дисципліни «Електричні системи та мережі» та «Електричні станції та підстанції».
МЕРЕЖА, ПІДСТАНЦІЯ, РІВЕНЬ НАПРУГИ, ЯКІСТЬ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, СЕКЦІЯ, ВИМИКАЧ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ.
Зміст
Вступ
1. Стисла черта району та споживачів
2. Вибір схеми електричної мережі
3. Приблизне визначення потоків потужності
4. Вибір номінальної напруги лінії мережі
5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній
6. Попереднє порівняння варіантів схем мережі
7. Баланс реактивної потужності в мережі
8. Вибір трансформаторів
9. Техніко-економічне порівняння варіантів
10. Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі
11. Регулювання напруги на підстанціях споживачів
12. Розробка головної схеми підстанції
13. Основні техніко-економічні показники мережі
Висновки
Перелік літератури
Вступ
Електрична мережа, яку буде спроектовано в ході роботи, виновата задовольняти таковым показникам як надійність електропостачання споживачів з урахуванням їх категорії за надійністю, якість електроенергії згідно норми встановленої ГОСТ, а також бути економічною. При проектуванні потрібно обрати найбільш доцільні входи для підвищення пропускної спроможності ліній, регулювання напруги на шинах 10 кВ знижувальних підстанцій.
При проектуванні потрібно враховувати можливість розвитку мережі, тому при однакових техніко-економічних показниках варіантів схеми мережі треба віддати перевагу мережі з більш високою номінальною напругою та з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання енергії.
Звісно, спроектована мережа виновата надійно працювати в умовах даної кліматичної зони. Для цього можуть бути передбачені спеціальні входи та додаткове устаткування.
1. Стисла черта району та споживачів
Ожеледне утворення на проводах виникає у результаті попадання крапель дощу, туману, а також снігу, паморозі та інших переохолодженних частинок. Ожеледні утворення призводять до появи значного механічного навантаження на провода, троси та опори у вигляді додаткових вертикальних сил. Це знижує припас міцності проводів. На окремих прольотах змінюються стріли провісу проводів, провода зближуються, зменшуються ізоляційні відстані. У результаті ожеледних утворень виникають обриви проводів та поломка опор, зближення та схльостування проводів з перекриттям ізоляційних проміжків не тільки при перенапругах, але й при нормальній робочій напрузі.
Визначення початкових розрахункових кліматичних разумов та входи з підвищення механічної міцності при проектуванні конструктивної частини повітряних ліній повинні проводитись на основі карт кліматичного районування території країни за швидкісним напором вітру, грозовою активністю та розміром ожеледних утворень. Карти складенні за даними багаторічних метеорологічних спостережень. Ці карти поділені на I — IV та особливий райони за товщиною стінки ожеледі.
У розробленому курсовому проекті розглядається електрична мережа 35-220 кВ для Дніпропертровської області.
Дніпропетровська область розташована у центрі України та характеризується за спостереженнями метереологічних служб за нижче наведеними критеріями[1]:
1. Утворення ожеледі: 3-й район, товщина стінки ожеледі 19 мм, вага ожеледі 15 Н/м
2. Максимальний тиск вітру: 3-й район, складає 500 Па
3. Тиск вітру при ожеледі: 4-й район, складає 300 Па
4. Тиск вітру на проводи та троси діаметром 10 мм, вкриті ожеледдю: 3-й район 8 Н/м
5. Середньорічна температура повітря: 4-й район +9°С
6. Мінімальна температура повітря: 7-й район -36°С
7. Максимальна температура повітря: 2-й район +38°С
8. Середня частота інтенсивності та повторної «пляски» проводів та тросів: 2-й район — інтенсивна «пляска»
Максимальні нормативні напоры вітру і товщину ожеледних відкладень визначають виходячи з повторності 1 раз в 10 років для ВЛ 6-330 кВ. Нормативна маса ожеледних утворень на проводах визначається виходячи з циліндричної форми відкладень з щільністю 0,9 г/см3 [1].
У відношенні забезпечення надійності електропостачання електроприймачі діляться на I,II та III категорії. Зі складу I категорії виділяють особливу групу електроприймачів , безперебійна бота яких необхідна для аварійної зупинки виробництва з метою запобігання загрози життя людей, вибухів, пожеж та пошкодження дорогоцінного обладнання. Електроприймачі I та II категорій повинні забезпечуватись електроенергією від двох незалежних взаємно резервуючи джерел живлення.
Лінії ми будемо виконувати сталеалюмінієвими проводами. Вибираємо залізобетонні опори з розташуванням проводів на их трикутником, що є найбільш доцільним при даних умовах. В якості грозозахисного тросу слід використовувати стальні канати перерізом не менше 35 мм2 [1].
2. Вибір схеми електричної мережі
Схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечувати необхідну надійність електропостачання, якість електроенергії у споживачів, зручність і безпеку експлуатації, можливість подальшого розвитку мережі та підімкнення нових споживачів.
Вибір тих чи інших схем електричної мережі залежить від довжини ліній та потужності, яка ними передається, географічного розташування, один від 1-го (чи від пунктів живлення) і на взаємовіддалені. Це дає можливість виділити пт, які доцільно о’єднати однією замкненою схемою і подавати живлення окремо від решти.
При виборі варіанта схеми доцільно приблизно оцінювати потужність кожної окремої лінії мережі і найбільші витрати напруги в нормальному та після аварійному режимах при максимальних навантаженнях.
Набросок 2.1 — Можливі варіанти схем розвитку електричної мережі
3. Приблизне визначення потоків потужності
Визначення попереднього потокорозподілу потужності в дерматологическому з намічених варіантів виконується при наступних припущеннях:
1) В розрахунковому навантаженні кожної споживчої підстанції на стороні вищої напруги враховується лише навантаження на вторинній стороні трансформаторної підстанції, тобто приймається, що в трансформаторах відсутні втрати потужності, не враховуються ємнісні потужності лінії.
2) Замкнуті мережі вважаються однорідними, що дає можливість визначити потокорозподіл на ділянках мережі за довжиною ліній ( з урахуванням нелінійності траси).
Для схеми 1:
Набросок 3.1 — Замкнута мережа
Потужності на головних лініях мережі можуть бути визначені за формулами:
, (3.1)
, (3.2)
де Р2, Р3, Р5, Р4 — потужність в пт споживання, МВт
l12, l23, l34, l14 — відстань між пт, км.
МВт
МВт
Потужності та визначаються за умовою балансу потужності для вузлів 2 та 4.
, (3.3)
(3.4)
МВт
МВт
Потужність на ділянці 4-5:
(3.5)
МВт
Реактивна потужність в пт споживання:
(3.6)
де Рі — потужність споживачів у режимі максимальних навантажень згідно завдання, МВт
— коефіцієнт реактивної потужності на шинах у режимі максимальних навантажень згідно завдання.
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Розподіл реактивної потужності:
, (3.7)
, (3.8)
, (3.9)
(3.10)
(3.11)
де Q2, Q3, Q4 , Q5 — потужність в пт споживання, МВАр
l12, l23, l34, l14 — відстань між пт, км.
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Для схеми 3:
Набросок 3.2 — Розімкнута мережа
Потужності, які передаються одною ланкою лінії, знаходять таковым чином:
, (3.12)
, (3.13)
, (3.14)
МВт
МВт
МВт
МВт
Розподіл реактивної потужності розраховується таковым же чином, як і активної:
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
4. Вибір номінальної напруги лінії мережі
Вибір номінальних напруг елементів електричної мережі є техніко-економічною задачею і повинен здійснюватися разом з вибором схеми мережі для розглянутих варіантів, які задовольняють умовам завантаженості ліній.
При довжині лінії до 250 км і потужності, що передається, до 60 МВт користуємося формулою Стілла [2]:
(4.1)
де lij — відстань між пт споживання, км
P — активна потужність, яка передається однією ланкою лінії, МВт
Для схеми 1:
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Так як пт 1, 2, 3 і 4 з’єднані у кільце, тоді:
кВ
кВ
кВ
Для схеми 3:
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній
При виконанні курсового проекту площу перерізів проводів можна вибирати за економічною густиною струму jе .
Згідно завдання Тмах = 5400 год/рік, тоді jе = 1,0 А/мм2. [2]
Мінімальні перерізи проводів: для ПЛ 110 кВ-АС-70/11, для ПЛ 220 кВ — АС-240/39.
Площа перерізу проводів ліній електропередачі за економычною густиною струму:
(5.1)
(5.2)
де І — розрахунковий струм лінії в нормальному режимі наибольшего навантаження, А; jе — економічна густина струму, S — розрахункова повна потужність однієї ланки лінії, МВА; Uном — номінальна напруга лінії, кВ.
Для схеми 1:
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
Для схеми 3:
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
Таблиця 5.1 Опори проводів обраних перерізів[3]
Тип лінії
АС-70
АС-95
АС-240
r0, Ом/км
0,434
0,33
0,13
x0, Ом/км
0,4
0,429
0,39
B0, См/км
2,62
2,69
2,8
6. Попереднє порівняння варіантів схем мережі
При попередніх розрахунках можна вважати, що задовільний рівень напруги на знижувальних підстанціях можна отримати, якщо в нормальному режимі мережі однієї напруги втрати напруги не перевищують 15%, а в післяаварійних — (20-25) %.
Втрати напруги визначаються за формулою:
(6.1)
де P, Q — активна та реактивна потужності, що передаються, однією ланкою мережі відповідно, МВт, МВАр;
r0, x0 — активний та реактивний опори лінії мережі, Ом/км [таблиця 5.1];
l — довжина лінії, км;
Uном — номінальна напруга лінії, кВ.
Для схеми 1:
В нормальному режимі роботи падіння напруги шукаємо до точки потокорозподілу:
кВ
кВ
(6.2)
кВ
(6.3)
< 15%
Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.
Для розрахунку після аварійного режиму, схеми 3
(6.4)
Розрахунок ПАР для лінії 220 кВ, обрив лінії 1-2:
кВ
кВ
кВ
кВ
(6.5)
< 25%
Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.
Для схеми 3:
кВ
кВ
кВ
кВ
< 15%
Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.
Розрахунок ПАР для лінії 110 кВ, обрив 1-го ланцюга лінії 1-2:
(6.6)
кВ
< 25%
Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.
7. Баланс реактивної потужності в мережі
При курсовому проектуванні баланс активної потужності в мережі не розглядається. Приймається, що електрична станція або система цілком забезпечує потребу в активній потужності. Встановлена активна потужність генераторів на електростанціях:
(7.1)
МВт
Баланс реактивної потужності при проектуванні електричних мереж складається у два етапи.
На першому етапі визначається загальне споживання реактивної потужності у системі і оцінюється необхідна величина потужності компенсуючих пристроїв, які встановлюються. Результатом першого етапу є вихідні дані (розрахункові навантаження точок мережі) для розрахунків нормальних та аварійних режимів, а також для техніко-економічних розрахунків при виборі рационального розміщення компенсуючих пристроїв та уточнення їх сумарної потужності.
На другому етапі складається остаточний варіант балансу реактивної потужності.
Витратна частина балансу реактивної потужності:
(7.2)
де — сумарне реактивне навантаження споживачів, МВАр;
— сумарні реактивні втрати в трансформаторах, МВАр;
— сумарні реактивні втрати у лініях електропередачі, МВАр.
Сумарні втрати реактивної потужності у трансформаторах:
(7.3)
де mi — кількість трансформацій;
Sні — повна потужність навантаження підстанції в режимі наибольшего навантаження, МВА.
Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 35-110 кВ:
(7.4)
Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 220 кВ і вище:
(7.5)
де Рлі — активна потужність, що передається лінією, МВт
У прибутковій частині балансу реактивної потужності враховується:
1. Наявна реактивна потужність генераторів електростанцій:
(7.6)
де УРн — сумарна активна потужність споживачів, МВт;
tgцг — середній номінальний коефіцієнт реактивної потужності генераторів системи, до якої належить район.
Згідно завдання: tgцг = 0,52.
2. Сумарна зарядна потужність повітряних ліній:
(7.7)
де Qc0 — зарядна реактивна потужність на кожні 100 км одноланцюгових ліній (при напрузі 110 кВ — Qc0 = 3,0-3,5 МВАр, при 220 кВ — Qc0 = 13,0-14,0 МВАр)
lУ — cумарна довжина ліній електричної мережі, км.
3. Потужність компенсуючи пристроїв QКП: величина потужності компенсуючи пристроїв визначається за разумов забезпечення балансу реактивної потужності в електричній мережі:
(7.8)
Таковым чином потужність компенсуючих пристроїв:
(7.9)
Тангенс кута компенсації:
(7.10)
де — сумарна активна потужність навантаження мережі, МВт
Реактивна потужність компенсуючих пристроїв на кожній підстанції:
(7.11)
де Рні — активна потужність і-ої підстанції в режимі наибольшего навантаження, МВт;
tgцні — кут зсуву фаз на даній підстанції до встановлення компенсуючих пристроїв в режимі наибольшего навантаження.
Загальна потужність кожної підстанції після встановлення пристроїв для компенсації реактивної потужності:
(7.12)
Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 1:
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВА
МВА
МВА
МВА
Таблиця 7.1 — Результати розрахунків і вибору компенсуючих пристроїв для схеми 1
ПС
Потрібна потужність QКПі, МВАр
Параметри компенсуючого пристрою
Тип
Потужність, МВАр
Uном, кВ
Кількість, шт
Вартість, тис. грн.
2
10,416
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
1,8
10,5
6
57,247
3
5,712
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
2
83,269
4
4,08
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7
1,35
10,5
1
1
83,269
44,236
5
2,898
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
1
83,269
Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 3:
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВА
МВА
МВА
МВА
Таблиця 7.2 — Результати розрахунків і вибору компенсуючих пристроїв для схеми 3
ПС
Потрібна потужність QКПі, МВАр
Параметри компенсуючого пристрою
Тип
Потужність, МВАр
Uном, кВ
Кількість, шт
Вартість, тис. грн.
2
13,02
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7
1,8
1,35
10,5
3
2
1
83,269
57,247
44,236
3
7,665
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7
1,8
1,35
10,5
1
2
1
83,269
57,247
44,236
4
5,475
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
2
83,269
5
3,375
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
1,8
10,5
2
57,247
8. Вибір трансформаторів
На підстанціях електричної мережі, як правило встановлюється два трансформатори (автотрансформатори). Встановлення більшої кількості трансформаторів допускається тільки в особливих випадках при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні. При встановленні двох трансформаторів (автотрансформаторів) потужність дерматологического з их вибирається згідно з виразом:
(8.1)
де — сумарна максимальна потужність підстанції.
Навантаження трансформатора в нормальному режимі:
(8.2)
де nт — кількість трансформаторів на підстанції, шт.
Навантаження трансформатора в ПАР:
(8.3)
Вибір трансформаторів для схеми 1:
МВА
МВА
МВА
МВА
Таблиця 8.1 — Вибір потужності трансформаторів
ПС
Сумарна підімкнена в режимі наибольшего навантаження потужність, МВА
Кількість вибраних трансформаторів, шт.
Тип і номінальна потужність дерматологического із вибраних трансформаторів, МВА
Навантаження трансформатора в режимі, %
НР
ПАР
2
30,457
2
ТРДН 32000/220
47,6
95,2
3
22,84
2
ТРДН 32000/220
35,7
71,4
4
16,316
2
АТДТН 32000/220/110
25,5
51
5
9,79
2
ТДН 10000/110
49
197,9
Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:
%
%
%
%
Навантаження трансформаторів в ПАР:
%
%
%
%
Таблиця 8.2 — Розрахунок параметрів трансформаторів [4]
Черта трансформаторів
Параметри схеми заміщення
Підстанція
Тип, потужність, МВА
Діапазон регулювання, %
Вартість, тис.руб.
Напруга недлинного замикання, %
Втрати недлинного замикання, кВт
Втрати холостого ходу, кВт
Струм намагнічування, %
Кількість трансформаторів, шт.
Активний опір, Ом
Реактивний опір, Ом
Сумарні активні втрати холостого ходу, кВт
Сумарні реактивні втрати холостого ходу, кВАр
2
ТРДН 32000/220
±8х1,5
119,6
12
167
43
0,9
2
4,33
99,25
86
576
3
ТРДН 32000/220
±8х1,5
119,6
12
167
43
0,9
2
4,33
99,25
86
576
4
АТДТН 32000/220/110
±8х1,5
154
11
34
21
145
32
0,6
2
1,87
1,87
3,75
99
0
182
64
384
5
ТДН 10000/110
±9х1,78
70
10,5
60
14
0,7
2
3,975
69,5
56
140
Вибір трансформаторів для схеми 3:
МВА
МВА
МВА
МВА
Таблиця 8.3 — Вибір потужності трансформаторів
ПС
Сумарна підімкнена в режимі наибольшего навантаження потужність, МВА
Кількість вибраних трансформаторів, шт.
Тип і номінальна потужність дерматологического із вибраних трансформаторів, МВА
Навантаження трансформатора в режимі, %
НР
ПАР
2
29,53
2
ТРДН 25000/110
59
118
3
22,15
2
ТДН 16000/110
69
138
4
15,82
2
ТДН 16000/110
49
99
5
9,49
2
ТМН 6300/110
75
151
Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:
%
%
%
%
Навантаження трансформаторів в ПАР:
%
%
%
%
Таблиця 8.4- Розрахунок параметрів трансформаторів [4]
Черта трансформаторів
Параметри схеми заміщення
Підстанція
Тип, потужність, МВА
Діапазон регулювання, %
Вартість, тис.руб.
Напруга недлинного замикання, %
Втрати недлинного замикання, кВт
Втрати холостого ходу, кВт
Струм намагнічування, %
Кількість трансформаторів, шт.
Активний опір, Ом
Реактивний опір, Ом
Сумарні активні втрати холостого ходу, кВт
Сумарні реактивні втрати холостого ходу, кВАр
2
ТРДН 25000/110
±9х1,78
65,5
10,5
120
29
0,8
2
1,27
27,95
58
400
3
ТРДН 16000/110
±9х1,78
48
10,5
85
19
0,7
2
2,19
43,35
38
224
4
ТДН 16000/110
±9х1,78
48
10,5
85
19
0,7
2
2,19
43,35
38
224
5
ТМН 6300/110
±9х1,78
36
10,5
33,5
11,5
1
2
5,52
110,21
23
126
9. Техніко-економічне порівняння варіантів
Для порівняння різноманітних варіантів у енергетиці використовують величину так званих зведених витрат:
(9.1)
де Ен — нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень (Ен = 0,12 — для о’єктів, які будуються);
К — одноразові капіталовкладення в о’єкти, які будуються, тис.грн;
И — річні експлуатаційні витрати на амортизацію, обслуговування та витрати електроенергії, тис.грн;
У — збиток від порушення електропостачання, тис.грн.
(9.2)
де КЛ — капіталовкладення на спорудження ліній, тис.грн;
КП — капіталовкладення на придбання компенсуючих пристроїв, тис.грн;
(9.3)
Річні втрати на амортизацію та обслуговування мережі:
(9.4)
(9.5)
(9.6)
де ИЛ, ИП — річні витрати на амортизацію та обслуговування повітряних ліній та підстанцій відповідно, тис.грн;
aЛ, оЛ — відрахування на амортизацію та обслуговування ліній відповідно, %;
aП, оП — відрахування на амортизацію та обслуговування підстанцій відповідно, %.
Річні втрати на покриття втрат електроенергії:
(9.7)
де ДW — сумарні втрати електроенергії у мережі, кВт•год;
в — питомі витрати на 1 кВт•год втрат електроенергії, грн.
(9.8)
де ДWл, ДWТ — втрати електроенергії у лініях і трансформаторах відповідно, кВт год;
(9.9)
(9.10)
де RЛ , RТ — активні опори ліній і трансформаторів, Ом;
n — кількість трансформаторів, шт.;
ДРк — втрати на корону у лініях, кВт;
ДРхх — втрати холостого ходу у трансформаторах, кВт;
ф — час максимальних втрат.
(9.11)
де Тmax — час використання найбільшого навантаження, год.
Загальні втрати на корону для всієї лінії або для її ділянки довжиною 1 км визначається наступним чином:
(9.12)
Сумарні річні втрати:
(9.13)
Якщо схеми не відрізняються за надійністю електропостачання, або відсутні дані щодо відмов обладнання, можна скористуватися спрощеною формулою для визначення зведених річних витрат:
(9.14)
Визначаються зведені витрати за кожним варіантом і порівнюються:
(9.15)
Приймається варіант з меншими зведеними витратами.
Варіанти схем вважаються економічно рівноцінними, якщо різниця в зведених издержек приблизно дорівнює 5% чи менше. В такому випадку слід вибирати варіант :
· з більш високою номінальною напругою;
· з більш високою надійністю електропостачання;
· з більш високою оперативною гнучкістю схеми;
· з меншими витратами кольорового металу на проводи повітряних ліній і з меншою необхідною кількістю електричної апаратури;
· з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії.
Усі варіанти, які порівнюються, повинні бути взаємозамінні і забезпечувати однаковий енергетичний ефект.
Необхідні дані для розрахунку наведені у таблицях 8.1, 8.2 беремо з [3].
Таблиця 9.1 — Вартість обраних повітряних ліній[5], тис.руб
Напруга, кВ
110
220
Тип лінії
АС-70
АС-95
АС-240
АС-240
Металева одноколова
—
—
—
17,9
Металева двоколова
—
20,0
23,2
—
Залізобетонна двоколова
16,0
—
—
—
Таблиця 9.2 — Річні витрати на амортизацію та обслуговування елементів електричних схем, % капітальних витрат
Найменування елементів системи
Норма амортизаційних відрахувань
Втрати на обслуговування
ПЛ 35 кВ і вище на стальних та залізобетонних опорах
2,4
0,4
Силове електроустаткування та розподільчі пристрої до 150 кВ
6,4
3,0
Силове електроустаткування та розподільчі пристрої 220 кВ і вище
6,4
2,0
Техніко-економічний розрахунок для схеми 1:
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн..
тис. грн.
тис. грн..
кВт/км [2]
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
МВт г
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
Техніко-економічний розрахунок для схеми 3:
електричний мережа напруга підстанція
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн..
тис. грн.
тис. грн..
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
кВт•год
МВт г
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
Визначимо найбільш оптимальний варіант схеми:
Варіанти схем рівноцінні, так як різниця у зведених издержек менше 5%. Тоді обираємо варіант з більш високою номінальною напругою, що дає кращу можливість розвитку мереж при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії. Тобто вибираємо схему 1.
10. Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі
Мета розрахунку електричної мережі — визначити параметри режимів, виявити можливості подальшого підвищення економічності роботи мережі та одержати необхідні дані для вирішення питань регулювання напруги.
Вихідними даними для розрахунку є схема електричних з’єднань мережі, розрахункові параметри її елементів, розрахункові потужності навантаження і задане значення напруги джерела живлення.
Втрати потужності у трансформаторах:
(10.1)
(10.2)
(10.3)
де UТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — напруга ВН трансформатора, кВ;
RТ, ХТ — відповідно активний та реактивний опори трансформатора, Ом;
Pxx, Qxx — втрати холостого ходу, активної і реактивної потужності, кВт, кВАр
Втрати потужності у лініях:
(10.4)
(10.5)
де Sл — повна потужність, що передається лінією, МВА.
Визначення зарядної потужності, що генерується лінією:
(10.6)
де l — довжина ліній, км; b0 — ємнісна (реактивна) провідність), См/км; nл — кількість ліній, шт.
Набросок 10.1 — Схема заміщення мережі
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВт
МВт
МВт
Знайдемо Sp1:
Sн2 = 28 + j•11,948 МВА
?Pт2= = 0,076 МВт
?Qт2 = = 1,739 МВАр
Pґт2 = Pн2 + ?Pт2
Qґт2 = Qн2 + ?Qт2
Pґт2 = 28 + 0,076 = 28,076 МВт
Qґт2 = 11,948 + 1,739 = 13,687 МВАр
Pт2 = Pґт2 + ?Pхх2
Qт2 = Qґт2 + ?Qхх2
Pт2= 28,076 + 0,086 = 28,162 МВт
Qт2= 13,687 + 0,576 = 14,263 МВАр
Pp1 = Pт2 + +
Qp1 = Qт2 — —
Pp1= 28,162 + = 28,244 МВт
Qp1= 14,683-2,683-2,057= 9,523 МВАр
Знайдемо Sр2:
Sн3 = 21 + j•8,988 МВА
?Pт3 = = 0,043 МВт
?Qт3 = = 0,979 МВАр
Pґт3 = Pн3 + ?Pт3
Qґт3 = Qн3 + ?Qт3
Pґт3 = 21 + 0,043 = 21,043 МВт
Qґт3 = 8,988 + 0,979 = 9,967 МВАр
Pт3 = Pґт3 + ?Pхx3
Qт3 = Qґт3 + ?Qхx3
Pт3= 21,043 + 0,086 = 21,129 МВт
Qт3= 9,967 + 0,576 = 10,543 МВАр
Pp2 = Pт3 + +
Qp2 = Qт3 — —
Pp2= 21,129 + = 21,211 МВт
Qp2= 10,543-2,057-2,683= 5,803 МВАр
Знайдемо Sр3:
Sн4 = 15 + j•6,42 МВА
?Pнн = = 0,019 МВт
?Qнн = = 0,916 МВАр
Pнн = Pн4 + ?Pнн
Qнн = Qн4 + ?Qнн
Pнн = 15 + 0,019 = 15,019 МВт
Qнн = 6,42 + 0,916 = 7,336 МВАр
Sн5 = 9 + j•3,852 МВА
?Pт5 = = 0,029 МВт
?Qт5 = = 0,504 МВАр
P?т5 = Pн5 + ?Pт5
Q?т5 = Qн5 + ?Qт5
P?т5 = 9 + 0,029 = 9,029 МВт
Q?т5 = 3,852 + 0,504 = 4,356 МВАр
Pґт5 = P?т5 + ?Pхx5
Qґт3 = Q?т5 + ?Qхx5
Pґт5= 9,029 + 0,056 = 9,085 МВт
Qґт5= 4,356 + 0,14 = 4,496 МВАр
Pт5 = Pґт5
Q т5 = Qт5 —
Pт5 = 9,085 МВт
Q т5 = 4,496 — 0,335 = 4,161 МВАр
?Pл45 = = 0,035 МВт
?Qл45 = = 0,038 МВАр
Pл45 = Pт5 + ?Pл45
Qл45 = Qт5 + ?Qл45 —
Pл45= 9,085 + 0,035 = 9,12 МВт
Qл45= 4,161 + 0,038 — 0,335= 3,864 МВАр
?Pcн = = 0,003 МВт
?Qcн = 0 МВАр
Pсн = Pл45 + ?Pсн
Qсн = Qл45
Pсн = 9,12 + 0,003 = 9,123 МВт
Qсн = 3,864 МВАр
P?вн = Pнн + Pсн
Q?вн = Qнн + Qсн
P?вн = 9,123 + 15,019 = 24,142 МВт
Q?вн = 3,864 + 7,336 = 11,2 МВАр
?Pвн = = 0,025 МВт
?Qвн = = 1,326 МВАр
Pґвн = P?вн + ?Pвн
Qґвн = Q?вн + ?Qвн
Pґвн = 24,142 + 0,025 = 24,167 МВт
Qґвн = 11,2 + 1,326 = 12,526 МВАр
Pвн = Pґвн + ?Pхх2
Qвн = Qґвн + ?Qхх2
Pвн = 24,167 + 0,064 = 24,231 МВт
Qвн = 12,526 + 0,384 = 12,91 МВАр
Pp3 = Pвн + +
Qp3 = Qвн — —
Pp3= 24,231 + = 24,355 МВт
Qp3 = 12,91-2,683-4,472= 5,755 МВАр
При визначенні потокорозподілу потужностей на першому етапі розрахунку не враховують втрати потужності в мережі. При цьому у загальному випадку при n вузлах навантаження лінії потоки потужності на головних ділянках визначаються за формулами:
SA = (10.7)
SВ = (10.8)
де Si — розрахункові потужності вузлів контура, ZАi, ZBi — сума спряжених опорів ліній від вузлів А і В відповідно до і-го пт мережі, ZАВ — сума спряжених опорів ліній контура.
Набросок 10.2 — Розрахункова схема простої замкнутої мережі
Опори ліній:
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Перевіримо:
73,81+j21,081=73,81+j21,081
МВА
МВА
Набросок 5.2 — Розрахункова схема мережі
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Розрахунок напруг виконують способом послідовних наближень, який передбачає розв’язування задачі до тих пір, поки результати наступних наближень не будуть з заданою точністю відрізнятися від результатів попередніх.
Рівні напруг на шинах підстанції:
(10.9)
(10.10)
де Uі — напруга на шинах джерела живлення у наибольшему режимі
кВ
= 242,23 кВ
кВ
= 241,8 кВ
кВ
= 242,23 кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
= 124,31 кВ
кВ
11. Регулювання напруги на підстанціях споживачів
Від шин вторинної напруги знижувальних підстанцій живляться розподільчі мережі споживачів напругою 10 кВ. Якщо відомі напруги на шинах СН і НН підстанцій, які зведені до напруги первинної обмотки, у всіх розрахункових режимах, то можна визначити дійсні напруги на шинах СН і НН. Для цього необхідно вибрати такі коефіцієнти трансформаціїї, які дозволяють отримати бажані дійсні напруги на цих шинах у відповідному режимі. Бажані напруги на шинах підстанцій визначаються за принципом зустрічного регулювання напруги. Під зустрічним регулюванням напруги розуміють підвищення напруги до (1,05-1,08) Uном у режимі наибольшего навантаження і зниження напруги до номінальної Uном — у режимі мінімального навантаження та ПАР.
Вихідними даними до розрахунку коефіцієнтів трансформації трансформаторів ПС є результати розрахунку всіх режимів на ЕОМ.[дод.1, 2,3]
Напруга регулювального відгалудження трансформатора:
(11.1)
де U‘н — напруга на шинах НН підстанції для відповідного режиму мережі, зведена до напруги шин ВН, кВ;
Uнн — номінальна напруга обмотки НН трансформатора, кВ;
Uн.б. — бажана напруга, яку необхідно підтримувати на шинах НН у різних режимах роботи мережі, кВ.
Ближча обычна напруга дерматологического відгалуження:
(11.2)
де UВН — номінальна напруга ВН трансформатора, кВ;
n — номер відгалуження, який визначається:
(11.3)
Е0 — ступінь регулювання, % .
Дійсне значення напруги на шинах НН:
(11.4)
Коефіцієнт трансформації:
(11.5)
Таблиця 11.1 — Стандартні напруги дерматологического відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 115 кВ
Підстанція
Тип трансформатора
Uвн., кВ
E0,%
n
Uвідг. ст., кВ
5
ТДН — 10000/110
115
1,78
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
-8
-9
133,423
131,376
129,329
127,282
125,235
123,188
121,141
119,094
117,047
115
112,953
110,906
108,859
106,812
104,765
102,718
100,671
98,624
96,577
Таблиця 11.2- Стандартні напруги дерматологического відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 230 кВ
Підстанція
Тип трансформатора
Uвн., кВ
E0,%
n
Uвідг. ст., кВ
2
3
4
ТРДН — 32000/220
ТРДН — 32000/220
АТДТН — 32000/220/110
230
1,5
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
-8
257,6
254,15
250,7
247,25
243,8
240,35
236,9
233,45
230
226,55
223,1
219,65
216,2
212,75
209,3
205,85
202,4
Режим наибольшего навантаження для ПС-2:
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Режим мінімального навантаження для ПС-2:
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Післяаварійний режим для ПС-2:
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Розрахунок напруг і коефіцієнтів трансформаціїї для інших підстанцій проводиться так само і зводиться до таблиці 11.3.
Таблиця 11.3 — Результати вибору коефіцієнтів трансформації
ПС
Режим
U’н, кВ
Uн.б., кВ
Uвідг.розр., кВ
Uвідг.ст., кВ
Е0,%
n
Uн.д, кВ.
Кт
2
MAX
236,2352
10,5
247,484
247,25
1,5
5
10,51
22,48
0,095
MIN
225,6339
10
248,197
247,25
1,5
5
10,038
22,48
0,38
ПАР
227,9911
10
250,79
250,7
1,5
6
10,0036
22,79
0,036
3
MAX
237,2126
10,5
248,508
247,25
1,5
5
10,553
22,48
0,5
MIN
226,8236
10
249,506
250,7
1,5
6
9,952
22,79
-0,48
ПАР
230,7921
10
253,871
254,15
1,5
7
9,989
23,1
-0,11
4
MAX
231,6447
10,5
242,675
243,8
1,5
4
10,4516
22,16
-0,46
MIN
223,6024
10
245,963
247,25
1,5
5
9,948
22,48
-0,52
ПАР
227,4002
10
250,14
250,7
1,5
6
9,978
22,79
-0,22
5
MAX
121,6773
10,5
127,47
127,282
1,78
6
10,516
11,57
0,15
MIN
117,5296
10
129,283
129,329
1,78
7
9,996
11,76
-0,04
ПАР
119,4411
10
131,385
131,376
1,78
8
10,0007
11,94
0,007
12. Розробка головної схеми підстанції
Головна схема підстанції — це сукупність основного обладнання (трансформатори, лінії, компенсуючи пристрої та т.д.), збірних шин, комутаційної та захисної апаратури з усіма електричними з’єднаннями між ними.
Від шин низької напруги ПС-3 відходять лінії, що живлять споживачів, у склад яких входять 10% споживачі першої категорій. Згідно ПУЕ підстанція отримує живлення двома повітряними лініями. Номінальна напруга ліній 220 кВ. Кількість від ходячих ліній визначається умовно, за натуральною потужністю:
(12.1)
де РН — потужність на підстанції, задається у завдані, МВт;
Рнат — натуральна потужність, Рнат = 2,5 МВт.
шт.
Приймаємо n = 10 шт.
Зважаючи на те, що на ПС-3 встановлено два силові трансформатори типу ТРДН-32000/220, РП 10 кВ матиме схему секційованої системи шин на дві секції. При такій кількості секцій до кожної з их буде підімкнено по 5 відходящих ліній.
Номінальний струм ліній, що відходять від підстанції:
(12.2)
А,
Номінальний струм ЗРП-10 кВ в нормальному режимі роботи:
(12.3)
А
Номінальний струм ЗРП-10 кВ у післяаварійному режимі роботи:
(12.4)
А
Номінальний струм секційного вимикача ЗРП-10 кВ:
(12.5)
А
Номінальний струм компенсуючого пристрою:
(12.6)
А
Потужність трансформатора власних потреб:
(12.7)
кВА
Обираємо трансформатор ТМ-250/10.
Струм трансформатора власних потреб:
(12.8)
А
Номінальний струм лінії, що підходить до ВРП-220 кВ:
(12.9)
А
Струм вводу:
(12.10)
А
Струм секції:
(12.11)
А
Проведемо розрахунок струмів недлинного замикання на стороні 220 та 10 кВ. Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях.
Набросок 12.1 — Схема заміщення
Розрахуємо струм КЗ у точці К1 на стороні ВН напругою 220 кВ.
Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.
Обираємо за базову напругу Uб =220 кВ.
Опір ліній визначається за формулою:
(12.12)
Ом
Ом
Ом
Ом
Опір трансформатора:
(12.13)
Ом
Базовий струм:
(12.14)
А
Результуючий опір для точки К1 складає:
Ом
Струм недлинного замикання:
(12.15)
А
Ударний струм:
(12.16)
А
Розрахуємо струм КЗ у точці К2 на стороні НН напругою 10 кВ.
Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.
Обираємо за базову напругу Uб =10 кВ.
А
Результуючий опір для точки К1 складає:
Ом
А
А
Ударні коефіцієнти обрано згідно місця розташування точки дії можливого струму КЗ відносно джерела струму.
Таблиця 12.1 — Умови вибору та перевірки високовольтних апаратів
Вимикач
Роз’єднувач
Транс. струму
Транс. напруги
Розрядник
Uном > Uмер
+
+
+
+
+
Іном > Імах.раб.
+
+
+
—
—
Івим > Ік.з.
+
—
—
—
—
Ідин > іуд.
+
+
+
—
—
І2к.з·tk >Bk
+
+
+
—
—
Таблиця 12.2 — Електричні апарати для ВРП-220 кВ
Вимикач
Роз’єднувач
Транcф. струму
Транcф. напруги
Розрядник
HPL-245
РДЗ-1-220/1000УХЛ1
ТФЗМ-220Б-III-У1
НКФ-220-58У1
РВС-110МУ1
РВМГ-110МУ1
Uном > Uмер
245>220
220=220
220=220
220=220
220=220
110=110
Іном > Імах.раб
2500>48
1000>48
300>48
—
—
—
Івим > Ік.з.
40>7,519
—
—
—
—
—
Ідин > іуд.
100>18,928
100>18,928
25>18,928
—
—
—
І2к.з·tk >Bk
4800>13,29
1600>13,29
288,1>13,29
—
—
—
Таблиця 12.3 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка вводу
Вимикач
Трансф. струму нул.послід.
Транcф. струму
Транcф. напруги
Розрядник
ВР2-10-1600-31,5У3
ТНПШ-1У3
ТЛК-10/1500-1У3
ЗНОЛ.06-10У3
РВ0-10У1
Uном > Uмер
10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном > Імах.раб
1600>1319
1500>1319
1750>1319
—
—
Івим > Ік.з.
31,5>25,96
—
—
—
—
Ідин > іуд.
81>63,146
81>63,146
165>63,146
—
—
І2к.з·tk >Bk
2976,75>67,39
2976,75>67,39
5760>67,39
—
—
Таблиця 12.4 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка секційного зв’язку
Комірка компенсуючи пристроїв
Вимикач
Трансф. струму
Транcф. струму
Вимикач
Трансф. струму нул.послід
ВР2-10-1000-31,5У3
ТЛК-10/1000-1У3
ТЛК-10/800-1У3
ВР2-10-630-31,5У3
ТНПШ-1У3
Uном > Uмер
10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном > Імах.раб
1000>659,5
1000>659,5
600>48
630>48
1500>48
Івим > Ік.з.
31,5>25,96
—
—
—
—
Ідин > іуд.
81>63,146
81>63,146
81>63,146
81>63,146
81>63,146
І2к.з·tk >Bk
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
Таблиця 12.5 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка власних потреб
Комірка збірних шин
Запобіжник
Трансф. струму
Вимикач
Транcф. напруги
Трансф. струму нул.послід
ПКТ101-10-8-31,5У3
ТЛК-10/800-1У3
ВР2-10-630-31,5У3
ЗНОЛ.06-10У3
ТНПШ-1У3
Uном > Uмер
10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном > Імах.раб
8>7,39
600>7,39
600>48
—
1500>48
Івим > Ік.з.
—
—
—
—
—
Ідин > іуд.
—
81>63,146
81>63,146
—
81>63,146
І2к.з·tk >Bk
—
2976,75>67,39
2976,75>67,39
—
2976,75>67,39
Обираємо роз’єднувачі для трансформатора напруги НКФ та для висовольтного вводу до підстанції:
РДЗ-2-220/1000УХЛ1 для трансформатора напруги;
РДЗ-1-220/1000УХЛ1 для високовольтного вводу на підстанцію.
13. Основні техніко-економічні показники мережі
До головних техніко-економічних показників мережі відносять сумарні одноразові капіталовкладення, сумарні річні експлуатаційні витрати, зведені річні народогоспадарські витрати, собівартість передачі електроенергії.
Споживча потужність електроприймачів:
(13.1)
де Рni — потужність в узлах, МВт.
МВт
Електроенргія за рік:
(13.2)
де Тмах — час використання наибольшего навантаження, год/рік.
МВт•год
Сумарні транспортні витрати потужності:
(13.3)
де Рдж — потужність джерела, МВт.
МВт
Сумарні транспортні витрати електроенергії:
(13.4)
де ДWл , ДWТ — втрати електроенергії у лініях і трансформаторах відповідно, МВт•год.
(13.5)
(13.6)
МВт•год
МВт•год
МВт•год
Коефіцієнт корисної дії за потужністю:
(13.7)
.
Коефіцієнт корисної дії за електроенергією:
(13.8)
%.
Собівартість передачі електроенергії:
(13.9)
де И — річні експлуатаційні витрати, тис.грн.
коп/кВт•год
Результати розрахунків заносимо в таблицю 13.1.
Таблиця 13.1 — Зведена таблиця техніко-економічних показників електричної мережі
№
Показник
Значення
Одиниця
1
Споживча потужність електроспоживачів
Електроенергія
73
394,2
МВт
млн. кВт год
2
Сумарні транспортні витрати:
· потужності
· електроенергії
1,352
8,54812
МВт
млн. кВт год
3
Коефіцієнт корисної дії:
· за потужністю
· за електроенергією
98,15
97,83
%
%
4
Сумарні одноразові капіталовкладення
28445,854
тис грн.
5
Сумарні річні експлуатаційні витрати
5095,11
тис грн.
6
Зведені річні витрати
8508,61
тис грн.
7
Собівартість передачі електроенергії
1,29
коп./кВт год.
Висновки
Схема розробленої електричної мережі вибиралася в два етапи: попередній аналіз та порівняння 6 схем мережі та вибір найбільш економічних та задовільняючих умовам допустимих втрат напруги в основних режимах; аналіз двох найкращіх схем ха технічно-економічним розрахунком.
Спроектована мережа задовольняє вимогам надійності електропостачання та забезпечує задовільний рівень напруги на знижуючих підстанціях споживачів у всіх основних нормальних та аварійних режимах роботи згідно закону зворотнього регулювання напруги. Регулювання напруги здійснюється пристроями РПН трансформаторів.
Мережа має перспективу розвитку.
Перелік літератури
Правила устройства электроустановок. -Х.: Промышленность, 2007 — 416с.
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 8.090603 «Електотехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання / Укл. О.І.Байша, К.О.Братковська. — Запоріжжя: ЗНТУ, 2005 — 42 с.
Солдаткина Л.А. электронные сети и системы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергия, 1978. — 216 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
Блок В.М. электронные сети и системы. Учебное пособие для вузов. — М.:Высшая школа, 1986 — 430 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред.С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро — М.:Энергоатомиздат, 1985-352с.
Методические указания к курсовому проектированию по дисцеплине: электронные системы и сети / Состав. В.И. Корнилова — Запорожье: ЗГТУ, 1988 — 35с.
Идельчик В.И. электронные системы и сети — М.: Энергоатомиздат 1989-592с.
Электроэнергетические системы в примерах и илюстрациях / Под. Ред. В.А. Веникова — М.: Энергоатомиздат, 1983-504с.
электронные системы и сети / под.ред. Г.Н. Динисенко — К.:Вища школа, 1986-584с.
Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электронных сетей и систем. — Минск.: Высш. Шк., 1978-304с.
Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни «Електричні станції та підстанції» для студентів спеціальності 8.090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» всіх форм навчання / Укл. О.М. Климко, К.В. Строна — Запоріжжя ЗДТУ, 1999-32с.
электронный справочник: В З т / под общ. Ред. В.Г. Герасимова, П.Г. Грудиского, Л.А.Жукова, и др.- М.: Энергоатомиздат 1981-Т2 Электромеханические устройства, 1982-Т3, кн1, Создание передача и распределение электронной энергии.
Справочник по проектированию электроснабжения — под ред Ю.Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат 1990-570с.
]]>