Районна електрична мережа 35-220 кВ

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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.

Об'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 пункти. 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.

Робота 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 характеристика 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, повинна задовольняти таким 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 заходи 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 повинна надійно працювати в умовах даної кліматичної зони. Для цього можуть бути передбачені спеціальні заходи та додаткове устаткування.

1. Стисла характеристика 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 запас 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 умов та заходи з підвищення механічної міцності при проектуванні конструктивної частини повітряних ліній повинні проводитись на основі карт кліматичного районування території країни за швидкісним натиском 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 натиски 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 робота 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 них 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, характеру споживачів електроенергії, які живляться від мережі, та вимог, які висуваються ними у відношенні надійності електропостачання.

Довжина ліній участків електричної мережі визначається, враховуючи неоднорідність рельєфу місцевості:

, (2. 1)

де lі — довжина ліній за завданням, см;

— масштаб.

Згідно завдання:.

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км.

При виборі найбільш економічного варіанта схеми мережі рекомендується розділити приймальні пункти на такі, що розташовані порівняно недалеко один від одного (чи від пунктів живлення) і на взаємовіддалені. Це дає можливість виділити пункти, які доцільно об'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.

Рисунок 2.1 — Можливі варіанти схем розвитку електричної мережі

3. Приблизне визначення потоків потужності

Визначення попереднього потокорозподілу потужності в кожному 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:

Рисунок 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 пунктах споживання, МВт

l12, l23, l34, l14 — відстань між пунктами, 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 пунктах 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 пунктах споживання, МВАр

l12, l23, l34, l14 — відстань між пунктами, км.

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

Для схеми 3:

Рисунок 3.2 — Розімкнута мережа

Потужності, які передаються одною ланкою лінії, знаходять таким чином:

, (3. 12)

, (3. 13)

, (3. 14)

МВт

МВт

МВт

МВт

Розподіл реактивної потужності розраховується таким 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 пунктами 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 пункти 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 максимального 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 одного 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 оптимального 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 максимального 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 умов забезпечення балансу реактивної потужності в електричній мережі:

(7. 8)

Таким 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 максимального навантаження, МВт;

tgцні — кут зсуву фаз на даній підстанції до встановлення компенсуючих пристроїв в режимі максимального 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 кожного з них 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 максимального навантаження потужність, МВА

Кількість вибраних трансформаторів, шт.

Тип і номінальна потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВА

Навантаження трансформатора в режимі, %

НР

ПАР

2

30,457

2

ТРДН 32 000/220

47,6

95,2

3

22,84

2

ТРДН 32 000/220

35,7

71,4

4

16,316

2

АТДТН 32 000/220/110

25,5

51

5

9,79

2

ТДН 10 000/110

49

197,9

Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:

%

%

%

%

Навантаження трансформаторів в ПАР:

%

%

%

%

Таблиця 8.2 — Розрахунок параметрів трансформаторів [4]

Характеристика трансформаторів

Параметри схеми заміщення

Підстанція

Тип, потужність, МВА

Діапазон регулювання, %

Вартість, тис. руб.

Напруга короткого замикання, %

Втрати короткого 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 32 000/220

±8×1,5

119,6

12

167

43

0,9

2

4,33

99,25

86

576

3

ТРДН 32 000/220

±8×1,5

119,6

12

167

43

0,9

2

4,33

99,25

86

576

4

АТДТН 32 000/220/110

±8×1,5

154

11

34

21

145

32

0,6

2

1,87

1,87

3,75

99

0

182

64

384

5

ТДН 10 000/110

±9×1,78

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 максимального навантаження потужність, МВА

Кількість вибраних трансформаторів, шт.

Тип і номінальна потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВА

Навантаження трансформатора в режимі, %

НР

ПАР

2

29,53

2

ТРДН 25 000/110

59

118

3

22,15

2

ТДН 16 000/110

69

138

4

15,82

2

ТДН 16 000/110

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]

Характеристика трансформаторів

Параметри схеми заміщення

Підстанція

Тип, потужність, МВА

Діапазон регулювання, %

Вартість, тис. руб.

Напруга короткого замикання, %

Втрати короткого 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 25 000/110

±9×1,78

65,5

10,5

120

29

0,8

2

1,27

27,95

58

400

3

ТРДН 16 000/110

±9×1,78

48

10,5

85

19

0,7

2

2,19

43,35

38

224

4

ТДН 16 000/110

±9×1,78

48

10,5

85

19

0,7

2

2,19

43,35

38

224

5

ТМН 6300/110

±9×1,78

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 об'єктів, які будуються);

К — одноразові капіталовкладення в об'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 затратах 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 затратах 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 — 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.

Рисунок 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

т2 = Pн2 + ?Pт2

т2 = Qн2 + ?Qт2

т2 = 28 + 0,076 = 28,076 МВт

т2 = 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

т3 = Pн3 + ?Pт3

т3 = Qн3 + ?Qт3

т3 = 21 + 0,043 = 21,043 МВт

т3 = 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

т5 = P?т5 + ?Pхx5

т3 = Q?т5 + ?Qхx5

т5= 9,029 + 0,056 = 9,085 МВт

т5= 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

вн = P?вн + ?Pвн

вн = Q?вн + ?Qвн

вн = 24,142 + 0,025 = 24,167 МВт

вн = 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 пункту мережі, ZАВ — сума спряжених опорів ліній контура.

Рисунок 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

Рисунок 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 методом 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 максимальному 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 максимального 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 стандартна напруга кожного 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 кожного відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 115 кВ

Підстанція

Тип трансформатора

Uвн. , кВ

E0,%

n

Uвідг. ст. , кВ

5

ТДН — 10 000/110

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 кожного відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 230 кВ

Підстанція

Тип трансформатора

Uвн. , кВ

E0,%

n

Uвідг. ст. , кВ

2

3

4

ТРДН — 32 000/220

ТРДН — 32 000/220

АТДТН — 32 000/220/110

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 максимального 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-32 000/220, РП 10 кВ матиме схему секційованої системи шин на дві секції. При такій кількості секцій до кожної з них 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 короткого замикання на стороні 220 та 10 кВ. Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях.

Рисунок 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 короткого 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 максимального 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

8,54 812

МВт

млн. кВт год

3

Коефіцієнт корисної дії:

· за потужністю

· за електроенергією

98,15

97,83

%

%

4

Сумарні одноразові капіталовкладення

28 445,854

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 шести 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.: Индустрия, 2007 — 416с.

Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 8. 90 603 «Електотехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання / Укл. О.І. Байша, К. О. Братковська. — Запоріжжя: ЗНТУ, 2005 — 42 с.

Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергия, 1978. — 216 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая 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. Электрические 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: Электрические системы и сети / Состав. В. И. Корнилова — Запорожье: ЗГТУ, 1988 — 35с.

Идельчик В. И. Электрические системы и сети — М.: Энергоатомиздат 1989−592с.

Электроэнергетические системы в примерах и илюстрациях / Под. Ред. В. А. Веникова — М.: Энергоатомиздат, 1983−504с.

Электрические системы и сети / под. ред. Г. Н. Динисенко — К. :Вища школа, 1986−584с.

Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Проектирование электрических сетей и систем. — Минск.: Высш. Шк., 1978−304с.

Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни «Електричні станції та підстанції» для студентів спеціальності 8. 90 603 «Електротехнічні системи електроспоживання» всіх форм навчання / Укл. О. М. Климко, К. В. Строна — Запоріжжя ЗДТУ, 1999−32с.

Электрический 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, Производство передача и распределение электрической энергии.

Справочник по проектированию электроснабжения — под ред Ю. Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат 1990−570с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой