(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка схемы районной электрической сети
Содержание
Введение
1. Расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Баланс реактивной и активной мощности
2. Составление вариантов конфигурации сети и её географическое размещение
3. Подготовительный электронный расчет отобранных вариантов
4. Технико-экономическое сопоставление вариантов сети
5. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей
6. Уточненный расчет в режиме больших нагрузок
7. Уточненный расчет в режиме меньших нагрузок
8. Уточненный расчет в послеаварийном режиме
9. Определение реальных напряжений
Заключение
Перечень использованной литературы
Введение
Повышение производства электроэнергии в стране является залогом предстоящего роста всего вещественного производства, потому что ни одна ветвь не может существовать и удачно развиваться без электроэнергии.
По сопоставлению с иными видами энергии, электроэнергия владеет таковыми преимуществами, как универсальность, экономичность передачи на огромные расстояния и удобство распределения меж пользователями
В истинное время на объектах РАО «ЕЭС» электроэнергия делается в большей степени в форме трёхфазного переменного тока, частотой 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Передавать электроэнергию на значимые расстояния экономически целенаправлено по линиям электропередачи на высочайшем напряжении.
Главными пользователями электронной энергии являются индустрия, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов.
Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специальные индивидуальности; к ним предъявляются определённые требования: надёжность питания, свойство электроэнергии, резервирование и защита отдельных частей. Вопросец о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и группой потребителей. Приемники 1-й группы обязаны иметь не наименее 2-ух независящих источников питания. Приемники 2-й группы могут иметь один-два источника питания. Приемники 3-й группы , как правило, могут иметь один источник питания, но если по местным условиям можно обеспечить питание без существенных издержек и от второго источника, то применяется резервирование питания и для данной нам группы приемников.
По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения, питающие потребителей.
Принципиальной индивидуальностью систем электроснабжения является невозможность сотворения припасов электроэнергии. Вся приобретенная электроэнергия немедля потребляется. При неожиданных колебаниях нагрузок нужна четкая и незамедлительная реализация системы управления, компенсирующая появившийся недостаток.
При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных компаний нужно верно в технико-экономическом нюансе производить выбор напряжений, определять электронные перегрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, их защиты, системы компенсации реактивной мощности и методы регулирования напряжения.
Это обязано решаться с учётом совершенствования технологических действий производства, роста мощностей отдельных электроприёмников и особенностей всякого компании, цеха, установки, увеличения свойства и эффективности их работы.
Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны выполняться с высочайшей экономичностью и надёжностью.
Для обеспечения этого русскими энергетиками сотворена надёжная и экономная система распределения электроэнергии на всех ступенях используемого напряжения с наибольшим приближением высочайшего напряжения к пользователям.
Целью выпускной работы является разработка вопросцев: электроснабжения промышленного района, где решаются задачки более действенного метода электроснабжения потребителей с меньшими потерями мощности и напряжения, также анализ электрофизических способов действия на сточные воды промышленных компаний.
Решаемые задачки в процессе проектирования, последующие:
— составление вариантов сети и выбор из их более рационального;
— определение экономически целесообразных напряжений и сечений линий с учетом технических ограничений;
— расчет главных режимов проектируемой сети;
— 1. Расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Баланс реактивной и активной мощности
Расчёт активной мощности будем создавать по формуле:
где: — коэффициент мощности перегрузки;
— большая перегрузка;
(МВт)
Активные мощности других потребителей рассчитываются схожим образом и сводятся в таблицу 1
Таблица 1 — Активные мощности
P3 МВт
P4 МВт
P5 МВт
P6 МВт
P7 МВт
P8 МВт
30,4
27
44,3
40,5
22,5
32,8
Расчёт реактивной мощности будем создавать по формуле:
(Мвар)
Реактивные мощности других потребителей рассчитываются схожим образом и сводятся в таблицу 2
Таблица 2 — Реактивные мощности
Q3 Мвар
Q4 Мвар
Q5 Мвар
Q6 Мвар
Q7 Мвар
Q8 Мвар
22,8
23,8
30,9
19,6
19,8
22,9
Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 1.3 и 1.4:
197,5 (МВт)
139,9 (Мвар)
Определим утраты активной мощности всякого из потребителей сети по формуле 1.5:
(МВт)
Утраты активной мощности других потребителей рассчитываются схожим образом и сводятся в таблицу 3
Таблица 3 — Утраты активной мощности
ДP3 МВт
ДP4 МВт
ДP5 МВт
ДP6 МВт
ДP7 МВт
ДP8 МВт
1,5
1,4
2,2
2,0
1,1
1,6
Определим утраты реактивной мощности всякого из потребителей сети по формуле 1.6:
(Мвар)
Утраты реактивной мощности других потребителей рассчитываются схожим образом и сводятся в таблицу 4.
Таблица 4 — Утраты реактивной мощности
ДQ3 Мвар
ДQ4 Мвар
ДQ5 Мвар
ДQ6 Мвар
ДQ7 Мвар
ДQ8 Мвар
1,4
1,4
1,9
1,2
1,2
1,4
Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 1.7:
(МВт)
Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 1.8:
( Мвар)
Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 1.9 и 1.10:
где n — число установленных турбогенераторов ТВС-32 — 3 шт.;
PГ — активная мощность 1-го турбогенератора ТВС-32.
(МВт)
Мвар
Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 1.11:
(Мвар)
Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 1.12:
(Мвар)
Вывод: для проектируемой электронной сети компенсации реактивной мощности требуется.
Для восполнения недостатка реактивной мощности инсталлируются компенсирующие устройства (КУ). При всем этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции быть может определена по выражению :
Qку р i=(Qi+Д Qi)-(Рi+Д Рi) tgцс
Qку р 3=(22,8+1,4)-( 30,4+1,5)*0,36=12,8 (Мвар);
Qку р 4=(23,8+1,4)-(27+1,4)* 0,36=15 (Мвар);
Qку р 5=(30,9+1,9)-( 44,3+2,2)* 0,36=16 (Мвар);
Qку р 6=(19,6+1,2)-( 40,5+2)* 0,36=5,5 (Мвар);
Qку р 7=(19,8+1,2)-( 22,5+1,1)* 0,36=12,5 (Мвар);
Qку р 8=(22,9+1,4)-( 32,8+1,6)* 0,36=12 (Мвар).
На подстанциях, где выходит меньше 400 Квар, компенсирующие устройства не инсталлируются. На других подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 Квар. Баланс не производится наиболее чем на 200 Квар, мощности компенсирующих устройств более больших потребителей растут на 400 Квар.
Определим количество компенсирующих установок, используя выражение :
Где Qед — единичная мощность установки;
nед=0,4 (Мвар).
nку р 3=12,8 :0,4=32;
nку р 4= 15:0,4=37,5;
nку р 5= 16:0,4=40;
nку р 6=5,5:0,4=13,75;
nку р 7= 12,5:0,4=31,25;
nку р 8= 12:0,4=30.
Округлим до целого приобретенные значения:
n’ку р 3= 32;
n’ку р 4=38;
n’ку р 5= 40;
n’ку р 6= 14;
n’ку р 7= 31;
n’ку р 8= 30.
Определим номинальное
Qку ном i= n’ку р i . Qед
Qку ном 3=32*0,4=32 (Мвар);
Qку ном 4=38*0,4=15,2 (Мвар);
Qку ном 5=40*0,4=16 (Мвар);
Qку ном 6=14*0,4=5,6(Мвар);
Qку ном 7=31*0,4=12,4 (Мвар);
Qку ном 8=30*0,4=12 (Мвар).
Суммарное номинальное
УQку ном i=93,2 (Мвар).
Составим начальный баланс реактивной мощности, используя выражение .
УQку ном i+ Qрасп= Qтреб
93,2+122,7=148,3
215,9=148,3
При составлении баланса он не сходится, как следует, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.
— n =12 шт. =4,8 Мвар,
— n =15 шт. = 6 Мвар,
— n =16 шт. =6,4 Мвар,
— n =0 шт. =0 Мвар,
— n =11 шт. =4,4 Мвар,
— n =10 шт. =4 Мвар.
УQку ном i=25,6 (Мвар).
25,6+122,7=148,3
148,3=148,3
Баланс сошелся, потому все расчеты считаем правильными.
Опосля этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение :
(МВА)
(МВА)
(МВА)
(МВА)
(МВА)
(МВА)
Таблица 5 — Баланс мощности
N
пот
Pi
Mвт
Мвт
Si
МВА
Qi
Мвар
Мвар
Qky
Мвар
Мвар
МВА
МВА
3
30,4
1,5
38
22,8
1,4
4,8
12,8
12
18
30,4+j18
4
27
1,4
36
23,8
1,4
6
15
15
17,8
27+j17,8
5
44,3
2,2
54
30,9
1,9
6,4
16
16
24,5
44,3+j24,5
6
40,5
2
45
19,6
1,2
0
5,5
0
19,6
40,5+j19,6
7
22,5
1,1
30
19,8
1,2
4,4
12,5
11
15,4
22,5+j15,4
8
32,8
1,6
40
22,9
1,4
4
12
10
18,9
32,8+j18,9
2. Составление вариантов конфигурации сети и её географическое размещение
Неважно какая сеть быть может выполнена разными конфигурациями и схемами соединений. При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из последующих суждений:
а) Электронная сеть обязана обеспечить заданную надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ, пользователи первой и 2-ой группы должны обеспечиваться электроэнергией не наименее чем от 2-ух независящих источников питания. При электроснабжении потребителей района от шин распределительных устройств электронных станций либо подстанций энергосистемы независящими источниками можно считать различные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от различных генераторов либо трансформаторов и электрически меж собой не соединены либо имеют связь, автоматом отключаемую при нарушении обычной работы одной из секций.
Для питания потребителей первой группы используют резервированные схемы с АВР.
Питание потребителей 2-ой группы осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при всем этом быть может ручным. Допускается питание потребителей 2-ой группы и по не резервированным схемам, но необходимость такового решения обязана доказываться сопоставлением вреда от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с нужным увеличением издержек на создание резервированной схемы.
Питание потребителей третьей группы может, осуществляется по не резервированной схеме.
Если в одном пт имеются пользователи различных категорий, то при выбирании конфигурации сети следует исходить из высшей группы потребителей данного пт.
б) Проектируемая сеть обязана быть по способности обычной. В районных сетях используют три типа схем электроснабжения:
— разомкнутые не резервированные круговые и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;
— разомкнутые резервированные круговые и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;
— замкнутые резервированные (в том числе с двухсторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.
Выбор определенного типа схемы определяется обоюдным расположением пт употребления и составом потребителей по категориям.
в) Применение наиболее сложных замкнутых схем увеличивает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Обычно, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целенаправлено лишь в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети выходит значительно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), другими словами, если экономятся финансовложения на стройку линий и требуется наименьший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур появляется протяженный малонагруженный участок.
г) Комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать нужное свойство электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций.
Разработку вариантов нужно начинать на базе принципов, приведенных выше, и с учетом суждений альтернативности свойств и характеристик определенных типов схем сетей.
Примеры вероятных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.
Набросок 1 — Смешанная схема
Набросок 2 — Кольцевая схема
Набросок 3 — Радиально-магистральная схема
Набросок 4 — Радиально-магистральная схема
Набросок 5 — Смешанная схема
В согласовании с заданием на выпускную работу состав потребителей в процентах по категориям надёжности 30/30/40. При выбирании конфигурации сети исходят из высшей группы потребителей, т.е. первой.
Рассмотрение составленных схем.
Схема №1
Длина проводов полосы электропередач составляет:
?3-1=90 км; ?1-5=50 км; ?5-7=60 км; ?7-6=50 км;
?6-4=30 км; ?4-2=45 км; ?2-8=90 км.
n=22- количество выключателей и отсюда следует что:
lвыкл=22*4=88 км;
?общ= км.
Схема №2
Длина проводов полосы электропередач составляет:
?3-5=30 км; ?5-1=50 км; ?1-7=45 км; ?7-6=50 км;
?6-4=30 км; ?4-2=45 км; ?2-8=60 км; ?8-3=67 км.
n=22 — количество выключателей и отсюда следует что:
lвыкл=22*4=88 км;
?общ=км.
Схема №3
Длина проводов полосы электропередач составляет:
?3-5=45 км; ?5-1=75 км; ?1-7=67 км; ?7-6=75 км; ?8-2=90 км; ?2-4=67 км.
n=26 — количество выключателей и отсюда следует что:
lвыкл=26*4=104 км;
?общ= км.
Схема №4
Длина проводов полосы электропередач составляет:
?5-1=75 км; ?1-7=67 км; ?1-6=67 км; ?6-4=45 км;
?3-2=100 км; ?8-2=90 км.
n=26 — количество выключателей и отсюда следует что:
lвыкл=26*4=104 км;
?общ= км.
Схема №5
Длина проводов полосы электропередач составляет:
?2-8=90 км; ?8-3=100 км; ?1-5=50 км; ?5-7=60 км; ?7-6=50 км;
?6-4=30 км; ?1-4=67 км.
n=23 — количество выключателей и отсюда следует что:
lвыкл=23*4=92 км;
?общ= км
Исходя из малых издержек выбираются три схемы, которые являются меньшими по протяжённости:
Схема №1=503 км,
Схема №2=465 км,
Схема №3=511 км,
Схема №4=548 км,
Схема №5=539 км.
Беря во внимание что кольцевые схемы дешевле, для подготовительного расчёта приняты три схемы: схема№1, схема№2, схема№3.
3. Подготовительный электронный расчет отобранных вариантов
Задачей подготовительного расчета является приближенное определение неких характеристик сети, на основании которых можно было бы создать технико-экономическое сопоставление отобранных вариантов и избрать из их наилучший.
В приближенном расчете находим:
1. Потокораспределение сети;
2. Сечение проводов на всех участках;
3. Утраты активной мощности и большая утрата напряжения в обычном режиме;
4. Потокораспределение в более томном послеаварийном режиме.
При подготовительном расчете режима сети делаются последующие допущения:
1. Утраты мощности в трансформаторах и зарядная мощность линий не учитывается;
2. Источники ограниченной мощности учитываются как перегрузки с отрицательным знаком;
3. Напряжения во всех точках сети числятся равными номинальному;
4. Район по гололеду — 3.
Расчет потокораспределения сетей делается по первому закону Кирхгофа, двигаясь от более удаленного пользователя к источнику питания.
Схема 1. Определение потоков мощности на любом участке полосы
Набросок 6 — Потокораспределение в обычном режиме
При трагедии на участке полосы 7-6, питание пользователя 6 от источника 2 будет недостающим, как следует, участок 1-6 нужно выполнить двухцепной линией.
Определяются потоки мощности на участках ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока): (МВА)
Потому что источник 2 — источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:
По 1 закону Кирхгофа для узла 4:
По 1 закону Кирхгофа для узла 6:
Направление потока мощности на участках 7-6 и 6-4 поменяется и точка 6 будет точкой потокораздела.
По 1 закону Кирхгофа для узла 7:
По 1 закону Кирхгофа для узла 5:
Набросок 7 — Потокораспределение в обычном режиме
Для подготовительного выбора напряжения источника пользуются формулой Илларионова:
где Рkj — передаваемая мощность по более загруженному головному участку активная мощность, МВт;
lkj- длина этого участка, км.
кВ.
Принимается кВ.
Определяются токи на участках полосы, и способом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, т.к. линия 1-6 и 1-3 двухцепные, то (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) марки АС. Принимается: материал опор — железобетон , 3 район по гололёду, ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-220 кВ.
Определение активных и индуктивных сопротивлений участков полосы. По табл. 7.38, стр. 432-433 [2] выбираются активные и реактивные сопротивления проводов ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) марки АС.
Для всякого избранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления двухцепных участков полосы:
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
Для одноцепных линий сопротивление вдвое не миниатюризируется:
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
Определение утрат активной мощности и утраты напряжения. Утраты активной мощности по участкам определяются по формуле:
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт).
(МВт).
где ; — потоки активной и реактивной мощности на участке сети.
Дальше утраты мощности суммируются для всей сети:
(МВт).
Потом определяется утраты напряжения на участках ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) по формуле.
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ).
Определяется утрата напряжения в %:
%, %,
%, %,
%, %,
%.
Определение большей утраты напряжения, другими словами утраты напряжения от источника до самого удаленного пользователя:
%,
Расчет послеаварийного режима данного варианта сети. Исключается одну из цепей полосы на участке цепи 1-3
Набросок 8 — Потокораспределение участка 1-3 в аварийном режиме
Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитываются утраты напряжения на этом участке цепи:
(кВ).
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Исключается одну из цепей полосы на участке цепи 1 -2
Набросок 10 — Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме
Определяется потокораспределение:
S64 = S’ 4 = 27 + j17,8 МВА,
S76 = S64 + S6′ = 67,5+ j37,4 МВА,
S57 = S76 + S7′ = 90+ j42,8 МВА,
S15 = S57 + S5′ = 134,3+ j67,3 МВА.
Рассчитываются утраты напряжения на участках цепи:
Исключается одну из цепей полосы на участке цепи 2-8
Набросок 8 — Потокораспределение участка 2-8 в аварийном режиме
Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитываются утраты напряжения на этом участке цепи:
(кВ).
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Все данные подготовительного расчета схемы № 1 заносятся в таблицу 6.
Таблица 6 — Обычный режим схемы № 1
Участок
Длина км
Число цепей
Поток мощности МВА
Расчетный ток А
Обычное сечение мм2
r0 Ом/км
x0 Ом/км
r Ом
x Ом
?P МВт
?U кВ
1-5
50
2
103,1+j48,2
149
240
0,12
0,43
3
10,8
0,8
3,8
5-7
60
2
58,8+j23,7
83
240
0,12
0,43
3,6
12,9
0,3
2,3
7-6
50
2
36,3+j8,3
48
240
0,12
0,43
3
10,8
0,1
0,9
6-4
30
1
4,2+j11,3
30
240
0,12
0,43
3,6
12,9
0,01
0,8
4-2
45
1
31,2+j29,1
110
240
0,12
0,43
5,4
19,4
0,2
3,3
2-8
90
2
32,8+j18,9
50
240
0,12
0,43
5,4
19,4
0,16
2,5
1-3
90
2
30,4+j18
45
240
0,12
0,43
5,4
19,4
0,13
2,3
В итоге проведенных расчетов в послеаварийном режиме вышло что, суммарные утраты в аварийном режиме находятся не выше допустимого предела УДUдоп%=12%, означает, схема подступает для предстоящего экономического расчета.
Набросок 11 — Потокораспределение в обычном режиме
Потому что источник 2 — источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:
По 1 закону Кирхгофа для узла 4:
Направление потока мощности на участках 6-4 и 4-2 поменяется и точка 4 будет точкой потокораздела.
По 1 закону Кирхгофа для узла 6:
По 1 закону Кирхгофа для узла 7:
По 1 закону Кирхгофа для узла 8:
По 1 закону Кирхгофа для узла 3:
Направление потока мощности на участках 2-3 и 3-1 поменяется и точка 3 будет точкой потокораздела.
По 1 закону Кирхгофа для узла 5:
Набросок 12 — Потокораспределение участка 1-4 в обычном режиме
Набросок 13 — Потокораспределение 4-2 и 2-3 в обычном режиме
Набросок 14 — Потокораспределение участка 1-3 в обычном режиме
При трагедии на участке полосы 5-3 и 6-4, питание пользователя 3 и 4 соответственно от источника 2 будет недостающим, как следует, участок 1-3 и 1-4 нужно выполнить двухцепной линией.
Определение номинального напряжения:
.
Принимается кВ.
Определение токов на участках полосы и выбор сечения полосы. Определяются токи на участках полосы, и способом экономических интервалов тока определяются сечения участков сети.
(А) провод АС-300;
(А) провод АС-240;
(А) провод АС-240,
(А) провод АС-240,
(А) провод АС-240,
(А) провод АС -240,
(А) провод АС -240,
(А) провод АС — 240.
Определение активных и индуктивных сопротивлений участков полосы. Для всякого избранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков полосы, которые для одноцепной полосы определяются по формуле:
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом) , (Ом),
Определение утрат активной мощности и утраты напряжения. Утраты активной мощности по участкам:
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
Дальше утраты мощности суммируются для всей сети:
(МВт).
Определяется утраты напряжения на участках ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока):
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ).
Определяется утрата напряжения в %:
%, %,
%, %,
%, %,
%, %.
Определяются самые большие утраты напряжения, другими словами утраты напряжения от источника до самого удаленного пользователя:
%,
%.
Расчет послеаварийного режима данного варианта сети
Исключается линия на участке цепи 4-2.
Набросок 15 — Потокораспределение в аварийном режиме
Определяется потокораспределение:
S46 = S6′ = 27 + j17,8 МВА,
S76 = S64 + S6′ = 67,5+ j37,4 МВА,
S17 = S76 + S7′ = 90+ j52,8 МВА,
Рассчитываются утраты напряжения на участках цепи:
Исключается линия на участке цепи 2-8.
Набросок 16 — Потокораспределение в аварийном режиме
Определяется потокораспределение:
S83 = S3′ = 32,8 + j18,9 МВА,
S53 = S83 + S3′ = 63,2+ j36,9 МВА,
S15 = S53 + S5′ = 107,5+ j61,4 МВА,
Рассчитываются утраты напряжения на участках цепи:
В итоге проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные утраты в аварийном режиме не превысили допустимый предел УДUдоп%=12%. Потому схему 2 в экономический расчет включаем.
По итогам расчета обычного и аварийного режима сети для схемы 2 составляется таблица 7.
Набросок 17 — Потокораспределение в обычном режиме
Определяется потокораспределение:
Таблица 7 — Обычный режим схемы № 2
Участок
Длина
км
Число
цепей
Поток
мощности
МВА
Расчетный
ток А
Эталон ное
Сечение мм2
r0
Ом/км
x0
Ом/км
r
Ом
x
Ом
?P
МВт
?U
кВ
1-7
45
2
66+40,8j
101
240
0,12
0,43
2,7
9,7
0,33
2,8
7-6
50
2
43,5+j25,4
65
240
0,12
0,43
3
10,8
0,15
1,9
6-4
30
2
3+j5,8
8
240
0,12
0,43
1,8
6,5
0,01
0,2
4-2
45
1
24+12j
70
240
0,12
0,43
5,4
19,4
0,08
1,6
1-5
50
2
67,5+28,4j
96
240
0,12
0,43
3
10,8
0,33
2,3
5-3
30
2
23,2+j3,9
30
240
0,12
0,43
1,8
6,5
0,02
0,3
3-8
67
1
7,2+j14,1
40
240
0,12
0,43
8
28,8
0,04
2,1
8-2
60
1
40+j33
136
240
0,12
0,43
7,2
25,8
0,4
5,2
Определение номинального напряжения: (кВ).
Примем Uн=220 кВ.
Определение номинального напряжения: (кВ).
Примем Uн=110 кВ.
Определение токов на участках полосы и выбор сечения полосы. Определяются токи на участках полосы, и способом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, потому что полосы выполнены двуцепными линиями, то
(А) провод АС — 240;
(А) провод АС — 240;
(А) провод АС — 240;
(А) провод АС — 240;
(А) провод АС — 120;
(А) провод АС — 120;
Определение активных и индуктивных сопротивлений участков полосы
— для двухцепной полосы:
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом),
(Ом), (Ом).
Определение утрат активной мощности и утраты напряжения
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
Дальше утраты мощности суммируются для всей сети:
(МВт).
Потом определяется утраты напряжения на участках ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ),
(кВ).
Определяются утраты напряжения в %:
%, %,
%, %,
%, %.
Определяется большая утрата напряжения, другими словами утрату напряжения от источника до самого удаленного пользователя:
%,
%,
Расчет послеаварийного режима данного варианта сети
Исключается линия на участке цепи 1-7
Набросок 18 — Потокораспределение в аварийном режиме
Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитывается утрата напряжения на участках цепи:
(кВ),
(кВ).
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Исключается линия на участке цепи 1-5
Набросок 19 — Потокораспределение в аварийном режиме
Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитывается утрата напряжения на участках цепи:
(кВ),
(кВ).
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Исключается линия на участке цепи 2-8
Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитывается утрата напряжения на участках цепи:
(кВ),
Набросок 20 — Потокораспределение в аварийном режиме
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Исключается линия на участке цепи 2-4
Набросок 20 — Потокораспределение в аварийном режиме
Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:
(Ом), (Ом).
Рассчитывается утрата напряжения на участках цепи:
(кВ),
Определяется утрата напряжения в % в аварийном режиме:
.
Все данные подготовительного расчета схемы № 3 занесем в таблицу 8.
Таблица 8 — Обычный режим схемы № 3
Участок
Длина
км
Число цепей
Поток мощности МВА
Расчетный ток А
Эталон ное сечение мм2
r0
Ом/км
x0
Ом/км
r
Ом
x
Ом
?P
МВт
?U
кВ
1-7
67
2
63+j35
94
240
0,12
0,43
4
14,4
0,42
3,4
7-6
75
2
40,5+j19,6
60
240
0,12
0,43
4,5
16,1
0,2
2,3
1-5
75
2
74,6+j42,5
113
240
0,12
0,43
4,5
16,1
0,7
4,7
5-3
45
2
30,4+j18
47
240
0,12
0,43
2,7
9,6
0,07
1,2
2-8
90
2
32,8+18,9j
99
120
0,25
0,423
11,3
19
1,35
6,6
2-4
67
2
27+j17,8
85
120
0,25
0,423
8,4
14,2
0,73
4,5
В итоге проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные утраты в аварийном режиме находятся в допустимом пределе УДUдоп%=12%.
4. Технико-экономическое сопоставление вариантов сети
Для выбора более хорошей схемы электроснабжения района нужно провести оценку экономической эффективности всякого из рассматриваемых вариантов.
По табл. 7.4, 7.8, 7.2, 7.3, 7.7, 7.1 стр. 309-315 [3] выбираются соответственно: стоимость ВЛ 220/110 кВ; Издержки на устройство лежневых дорог; издержки с учетом зонального коэф.; стоимость земляного участка под опоры; стоимость в текущем уровне цен.
способ приведенных издержек
Выбор рационального варианта делается по аспекту минимума приведенных издержек (3), которые для i-го варианта определяются по формуле:
3 = рн K + И + У
где рн = 0,33 1/год — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложении;
К — суммарные единовременные финансовложения, руб.;
И — суммарные каждогодние Издержки на амортизацию, текущий ремонт и сервис, руб;
У— суммарный возможный народнохозяйственный вред от аварийных и плановых перерывов электроснабжения потребителей, руб.
Каждогодние Издержки определяются по формуле:
З = Иа + Ир + Ио + ИДW
Таблица 9 — Технико-экономическое сопоставление вариантов
Составляющие издержек
Схема 1
Схема 2
Схема 3
Схема 1
Схема 2
Схема 3
Стоимость ВЛ 220/110 кВ
участок
Ко тыс.руб./км
Li
участок
Ко тыс.руб./км
Li
участок
Ко тыс.руб./км
Li
739500
669950
651350
км
км
км
1-5
1650
75
1-7
1650
67
1-7
1650
67
5-7
1650
75
7-6
1650
75
7-6
1650
75
7-6
1650
75
6-4
1650
45
1-5
1650
75
6-4
950
30
4-2
950
45
5-3
1650
45
4-2
950
45
1-5
1650
75
2-8
1650
90
2-8
1650
90
5-3
1650
45
2-4
1650
67
1-3
1650
90
3-8
950
67
8-2
950
60
Издержки на устройство лежневых до-рог (Зл),
З=Зл*L, где L-длина полосы
370*480
370•479
370•419
177600
177230
155030
Издержки с учетом зонального коэф.,Ззк=1
(739500+177600)*1
(669950+177230)*1
(651350+155030)*1
917100
847180
806380
Ст-ть земляного участка под опоры, ст-ть освония =19руб/м2; размер пост отвода земли на 1 км = 40м3
19*40*480
19*40*479
19*40*419
364800
364040
318440
НДС по п.
1,2*364800
364040*1,2
318440*1,2
437760
436848
382128
Ст-ть в текущем уровне цен
(917100+437760) •2,664
(847180+436848) •2,664
(806380+382128) •2,664
3609347
3420651
3166185
Общие Издержки
—
—
—
3609347
3420651
3166185
где Иа = ба·К — отчисления на амортизацию (ба = 0,2 ч 0,3 — каждогодние отчисления на амортизацию в относительных единицах), руб.;
(Ир + Ио) = (бр + бо)·К — отчисления на ремонт и сервис, руб.;
[(бр + бо) = 0,06 — ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в относительных единицах];
ИДW = в·ДР·ф — стоимость утрат электроэнергии [-время наибольших утрат, час], руб.
Время наибольших утрат находится по формуле:
часов.
Расчет цены строительства ВЛ по схеме № 1.
Отчисления на амортизацию определяются по формуле:
Иа = ба·К
Иа = 0,2·3609347=722 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и сервис по формуле:
(Ир + Ио) = (бр + бо)·К
(Ир + Ио) = 0,06·3609347=216 тыс руб/год.
Определяется стоимость утрат электроэнергии по формуле:
ИДW = в·ДР·ф
ИДW = 2,4·1,7·5250·10-3 =21 тыс руб/год.
Каждогодние Издержки рассчитываются по формуле:
З= рн K+И
З= 0,33·3609347+722000+216000 +21=2130 тыс руб/год.
Расчет цены строительства ВЛ по схеме № 2.
Отчисления на амортизацию составят:
Иа = 0,2·3420651= 684 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и сервис:
(Ир + Ио) = 0,06·3420651=205 тыс руб/год.
Определяется стоимость утрат электроэнергии:
ИДW =2,4·1,36·5250·10-3 =17 тыс руб/год.
Каждогодние Издержки составят:
З= 0,33·3420651+684000 + 205000+ 17= 2020 тыс руб/год.
Расчет цены строительства ВЛ по схеме № 3.
Отчисления на амортизацию составят:
Иа = 0,2·3166185= 633 тыс руб/год.
Находятся отчисления на ремонт и сервис:
(Ир + Ио) = 0,06·3166185=190 тыс руб/год.
Определяется стоимость утрат электроэнергии:
ИДW =2,4·3,5·5250·10-3 = 44 тыс руб/год.
Каждогодние Издержки составят:
З= 0,33·3166185+ 633000 + 190000+44= 1868 тыс руб/год.
На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что предпочтение отдаётся к реализации варианта схемы № 3 СЭС, потому принимается наиболее экономная схема №3.
5. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей
Главными аспектами выбора хорошей мощности трансформаторов являются:
— экономические суждения, обеспечивающие максимум ЧДД (незапятнанный дисконтированный Доход);
— условия нагрева, зависящие от графика перегрузки;
— температуры окружающей среды, коэффициента исходной загрузки и продолжительности максимума.
Потому что преобладают пользователи 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пт (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.
Определяется расчётная мощность трансформатора на подстанции по формуле:
где — коэффициент загрузки, =0,7;
n — количество транчформаторов, n=2.
(МВА).
Для пт № 3 выбираю трансформатор типа ТРДН — 32000/220.
(МВА).
Для пт № 4 выбираю трансформатор типа ТРДН — 25000/110.
(МВА).
Для пт № 5 выбираю трансформатор типа ТРДН — 40000/220.
(МВА).
Для пт № 6 выбираю трансформатор типа ТРДН — 32000/220.
(МВА).
Для пт № 7 выбираю трансформатор типа ТРДН — 32000/220.
(МВА)
Для пт № 8 выбираю трансформатор типа ТРДН -32000/110.
По справочнику [4, табл. 6.47, стр. 284] выбираются силовые трансформаторы с высшим напряжением 220/110 кВ для всякого пт, сведения о которых представлены в табл. 11.
Таблица 10 — Технические данные избранных трансформаторов
Тип трансформатора
SТР
МВА
UH BH
кВ
UH HH
кВ
UK
%
кВт
кВт
%
R,
Ом
X,
Ом
Пункт
пользователя
ТРДН — 32000/220
32
230
10,5
12
150
45
0,9
7,7
190,5
6,3,7
ТРДН — 40000/220
40
230
10,5
12
170
50
0,9
5,6
160
5
ТРДН — 25000/110
25
115,5
10,5
10,5
120
27
0,7
2,54
55,9
4
ТРДН — 32000/110
32
115,5
10,5
10,5
145
32
0,75
1,87
43,4
8
Типы избранных трансформаторов:
ТРДН — трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла двухобмоточный с системой регулирования напряжения.
Рассчитываются утраты активной мощности в трансформаторе по формуле:
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт),
(МВт).
Рассчитываются утраты реактивной мощности в трансформаторе по формуле:
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар).
Набросок 19 — Схема сети
Определяется зарядная мощность участков сети, примыкающих к подстанции по формуле:
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар),
(Мвар).
Определяются расчетные перегрузки подстанций по формуле:
где Si — перегрузка пользователя в соответственном режиме на стороне низшего напряжения подстанции, МВА;
Qci/2 — зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции, Мвар.
(МВА),
(МВА),
(МВА),
(МВА),
(МВА),
(МВА),
6. Уточненный расчет в режиме больших нагрузок
Определяем потоки мощности по номинальному напряжению.
Набросок 20 Распределение мощности по участкам схемы
Участок 2-8:
Участок 2-4:
Участок 7-6
Участок 1-7:
Участок 5-3:
Участок 1-5:
Расчёт уровней напряжения. Рассчитаются утраты напряжения участков полосы с учетом, что напряжение на шинах источника питания при наибольших нагрузках-1,05Uн
(кВ)
(кВ)
Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения
В режиме наибольших нагрузок утрата напряжения находится в границах спектра регулирования трансформаторов.
7. Уточненный расчет в режиме меньших нагрузок
Определяются перегрузки потребителей в согласовании с данным коэффициентом уменьшения перегрузки. Меньшая перегрузка составляет 50 % от большей. Активная мощность потребителей определяется по формуле:
где — коэффициент уменьшения перегрузки, .
Реактивная мощность потребителей определяется по формуле:
где — активная мощность в режиме меньших нагрузок, МВт,
— реактивная мощность в режиме больших нагрузок, Мвар,
— активная мощность в режиме больших нагрузок, МВт.
Для других пт проедятся подобные вычисления, и приобретенные данные сводятся в таблицу 11.
Таблица 11. Активная и реактивная мощность
№ пт
3
15,3
8,1
4
13,6
9,5
5
22,3
7,1
6
20,4
7,4
7
11,3
0,9
8
16,5
9,3
В режиме меньших нагрузок следует оценить выгодность отключения 1-го из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях. Отключение прибыльно, если производится условие:
Делается поновой расчет утрат мощности в трансформаторах по формулам , . Зарядная мощность линий от режима работы не зависит.
Для других трансформаторов утраты рассчитываются аналогично.
Таблица 12. Активные и реактивные утраты мощности в трансформаторах.
№ пт
3
0,09
0,8
4
0,08
1,3
5
0,1
1,7
6
0,1
1,5
7
0,05
0,6
8
0,9
1,2
Определяются расчетные перегрузки подстанций по формуле и приобретенные данные сводятся в таблицу 13:
Таблица 13. Расчётная мощность в режиме меньших нагрузок
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
, МВА
15,4 +j8,9
13,7+j10,8
22,4+j8,8
20,5+j8,9
11,3+j0,7
17,4+j10,5
Делается уточненный расчет потокораспределения в меньшем режиме.
Набросок 21 Распределение мощности по участкам схемы
Участок 2-8:
Участок 2-4:
Участок 7-6
Участок 1-7:
Участок 5-3:
Участок 1-5:
Рассчитаются утраты напряжения участков полосы с учетом, что напряжение на шинах источника питания при меньших нагрузках-1,02Uн
(кВ)
(кВ)
Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения
В режиме малых нагрузок утрата напряжения находится в границах спектра регулирования трансформаторов.
мощность сеть трансформатор электронный
8. Уточненный расчет в послеаварийном режиме
Предполагается, что произошла трагедия на участках 1-5, 1-7, 1-8 и 2-6, тогда получится:
Набросок 22- Потокораспределение в послеаварийном режиме
Определяются сопротивления головных участков в послеаварийном режиме:
Участок 2-8:
Участок 2-4:
Участок 7-6
Участок 1-7:
Участок 5-3:
Участок 1-5:
Расчёт уровней напряжения. Рассчитаются утраты напряжения участков полосы с учетом, что напряжение на шинах источника питания при авариийных нагрузках-1Uн
(кВ)
(кВ)
Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения
В аварийном режиме нагрузок утрата напряжения находится в границах спектра регулирования трансформаторов.
9. Определение реальных напряжений
Главным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под перегрузкой (РПН).
В этом пт проекта избираем рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассматриваемых режимах работы.
Рассчитаем лишь напряжение 3 пользователя в самом большом, меньшем и аварийном режимах соответственно.
Регулирование напряжения в режиме больших нагрузок. Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило хотимое напряжение на стороне низкого напряжения определяется по формуле:
где Ui’ -напряжение на шинах НН i-го пт, приведенное к стороне ВН, кВ, Uхх = 11кВ- напряжение холостого хода трансформатора, кВ,
Uжел = 10,4кВ- хотимое напряжение на стороне НН, кВ.
Определяется напряжение на шинах НН i-го пт, приведенное к стороне ВН по формуле:
(кВ).
Обычное напряжение ответвления находится по формуле:
где n — номер ответвления,
Е — ступень регулирования, %,
nE — предел регулирования, равный ±9•1,78.
Подбирая номер ответвления n достигают, чтоб U1отв = Uотв .
В самом большом режиме n =0 соответственно:
(кВ)
Определяется действительное напряжение на шинах НН по формуле :
(кВ).
Регулирование напряжения в режиме меньших нагрузок. Определяется напряжение на шинах НН i-го пт, приведенное к стороне ВН:
(кВ).
В меньшем режиме n = 1 соответственно:
(кВ).
Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме больших нагрузок:
(кВ).
Регулирование напряжения в послеаварийном режиме. Определяется напряжение на шинах НН i-го пт, приведенное к стороне ВН:
(кВ).
Обычное напряжение ответвления:
В аварийном режиме n = -5 соответственно
(кВ).
Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме аварийных нагрузок: (кВ).
Заключение
Электронная энергия находит обширное применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому содействует такие ее характеристики, как универсальность и простота использования, возможность производства в огромных количествах фабричным методом и передачи на огромные расстояния. По этому в наше время все острее стоит вопросец о оптимальном проектировании электронных систем.
Сущность данной курсовой работы состояла в том, чтоб ознакомиться с главными способами по выбору схем электроснабжения и детальному анализу отобранного, более рационального варианта.
Основополагающими аспектами по выбору схем электроснабжения являются:
-технико-экономическое сопоставление;
-электрический расчёт;
-надежность электроснабжения во всех режимах работы (в обычном, послеаварийном и режиме меньших нагрузок).
Избранный нами вариант по всем показателям смотрелся лучше других.
При выполнении курсовой работы были получены способности по проектированию сетей электроснабжения, по выбору электрооборудования (трансформаторов) на подстанциях, по углубленному расчёту схем электроснабжения и др.
Перечень использованной литературы
1. Учебное пособие к курсовому проекту. «Электроснабжение промышленного района». Сост К.Н. Бахтиаров; Волгоград, гос. тех ун-т — Волгоград 2009.
2. Электропитающие системы и электронные сети: Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электропитающие системы и электронные сети». / Сост. К.Н. Бахтиаров; Волгоград. гос. техн. ун-т. — Волгоград, 2004. — 31 с.
3. Справочник по проектированию электронных сетей/ под. ред. Д.Л. Файбисовича. — М.: ЭНАС, 2007. — 352 с.
4. В.И Идельчик. «Электронные системы и сети». М.: Энергоатомиздат, 1989 г.
5. Сошинов А. Г. Базы технологии проектирования электроустановок систем электроснабжения / Сошинов А.Г. , Плаунов С.А. , Крайнев А.М. , Крайнев М.И. , Угаров Г.Г. . — Волгоград : РПК «Политехник» , 2006 . — 112с.
6. Правила устройства электроустановок (изд. 6-е с переменами, исправлениями и дополнениями в период с 01.01.92 по 01.01.99) — СП: «ДЕАН», 2000.
7. Правила устройства электроустановок (изд. 7-е. Разделы 1,2,4,6. Раздел 7) — М: «Издательство НЦ ЭНАС», 1999, 2002, 2003.
8. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила. Главы 1.1, 1.2, 1.7, 1.9. Раздел 7. Электрооборудование особых установок. Главы 7.5, 7.6, 7.10. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. — 176 с.
9. Правила устройства электроустановок. Раздел 2. Передача электроэнергии. Главы 2.4, 2.5. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. — 160 с.
10. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Главы 4.1, 4.2. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. — 184 с.
11. Герасименко А. А. Передача и распределение электронной энергии: Учебное пособие. — Ростов на дону-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. — 720 с.
12. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 1 — 4. / Под общей ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. — 9-е изд. — М.: Издательство МЭИ, 2003 — 2004.
13. Справочник по электронным сетям 0,4 — 35 и 110 — 500 кВ. Т. 8, 10./ — М.: ИД «ЭНЕРГИЯ», 2009.
14. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
15. Справочник по проектированию электронных сетей/ под. ред. Д.Л. Файбисовича. — М.: ЭНАС, 2007. — 352 с.
16. Бырдарская Г.М. Механизм реакции озона при обработке питьевых и сточных вод // Гидротехника и мелиорация. — 1993. — 10, — Т. 26
17. Орлов В.А. разработка озонирования вод: учебное пособие / В.А.Орлов. — М.: Моск. гос. строит. унив., 1996. — 118 с.
18. Рогожин Г.И. Кинетические индивидуальности озонирования — Тр. ВНИИВОДГЕО, 1978, вып. 75, с. 84-82.
19. Данкверст П.В. Газожидкостные реакции / Данкверст П.В. — М.: Химия, 1973. — 276 с. : ил.
20. Рамм В.М. Абсорбция газов / Рамм В.М. — М.: Химия, 1976. — 655 с. : ил. — Библиогр.
]]>