Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций

Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Факультет Энергетический

Кафедра Энергетики

Специальность - 140203 Релейная защита и автоматизация электроэнергетических и систем

Курсовая работа

на тему: Расширение электрической сети Амурской области при вводе новых подстанций

по дисциплине: Электроэнергетические системы и сети

Благовещенск 2010

РЕФЕРАТ

Напряжение, трансформатор, сечение провода, установившийся режим, регулирование напряжения, капиталовложения, затраты, потребитель, сеть.

Определение режимных характеристик. Выбор вариантов схем электрической сети. Составление балансов реактивных мощностей. Выбор сечения проводов и проверка их на длительно допустимые токи. Выбор трансформаторов. Выбор оптимального варианта районной электрической сети. Расчёт установившихся режимов районной электрической сети.

ВВЕДЕНИЕ

С большим ростом потребителей, с появлением в обиходе каждого человека бытовой техники, средств жизнеобеспечения и прочих приборов и установок, питающихся электричеством, производство электроэнергии продолжает расти во всем мире, что сопровождается увеличением числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Российской Федерации. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей - основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни всех ее граждан. Отрасль сохранила целостность и обеспечила надежное удовлетворение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии. Преодолен спад в производстве электроэнергии, улучшается платежная дисциплина, растет уровень денежных поступлений.

Дисциплина «Электроэнергетические системы и сети» - одна из базовых, в которую закладывается фундамент специальной подготовки инженера-энергетика. Цель изучения дисциплины - формирование знаний в области теории расчетов и анализа режимов электрических систем и сетей, обеспечения при их проектировании и эксплуатации экономичности, надежности, а также качества электроэнергии.

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.

В данном курсовом проекте проектируется электрическая сеть, которая должна снабжать электроэнергией пункты 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 от узловой районной подстанции и ГЭС. К электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и проводится выбор более приемлемого варианта сети.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям - это один из основных вопросов при проектировании любого сооружения, в том числе и электрической сети. Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электроэнергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению затрат на сооружение сети. В свое время технические показатели должны обеспечивать качество передаваемой электроэнергии потребителю, надежность работы электрической сети и поддержание номинального напряжения у потребителя.

1. ЭНЕРГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

.1 Характеристика источников питания

В качестве источника питания выбрана строящаяся ГЭС и УРП. Эл. станция и УРП имеют два уровня напряжения 110 и 220 кВ.

Узловыми называются подстанции, присоединяемые к сети не менее чем по трем ВЛ, идущим в разных направлениях; считается, что все три ВЛ должны быть связаны с источником питания. Однако на практике могут быть случаи, когда подстанция связана с сетью по двум питающим ВЛ, а от ее шин отходит несколько ВЛ, питающих другие подстанции того же напряжения (например, двухцепное кольцо с двумя-тремя промежуточными подстанциями); такую подстанцию также следует отнести к узловым.

Электрическая часть УРП включает в себя основное оборудование, предназначенное для распределения электроэнергии, сборные шины, коммутационное оборудование(выключатели, разъединители), трансформаторы тока и напряжения, разрядники и нелинейные ограничители перенапряжения, реакторы, автотрансформаторы связи, силовые трансформаторы, элементы системы управления, релейную защиту, противоаварийную автоматику, устройства телемеханики и связи, измерительную систему и устройства сигнализации.

1.2 Экономическая, климатическая и географическая характеристика района

Амурская область - один из наиболее крупных и уникальных субъектов Российского Дальнего Востока. Она является форпостом Российской Федерации на юго-восточных рубежах, занимая пограничное положение с Китайской Народной республикой.

Амурская область расположена на юго-востоке РФ. На севере регион граничит с Республикой Саха, на западе - с Читинской областью, на востоке- с Хабаровским краем, а на юге по реке Амур на протяжении 1 246км проходит государственная граница с Китайской народной Республикой. Площадь территории составляет 363.7 тыс. кв.км или 2.13% всей площади Российской Федерации, в то время как население - всего 0,6% от общей численности населения.

Амурская область обладает уникальным набором природных ресурсов и особенными климатическими условиями. В то же время для Амурской области характерно значительное отличие естественных условий различных территорий, входящих в ее состав. Так, на Севере широко представлены горный рельеф, таежные леса. Климат суровый, продолжительность отопительного сезона составляет 9-10 месяцев в году. Юг характеризуется равнинным рельефом, более мягким климатом, остепненными широколиственными и смешанными лесами, лесостепными участками, плодородными почвами. Для южной части Амурской области свойственны холодная зима, но теплое и даже жаркое лето. Количество теплых дней здесь составляет около 150 в году и это позволяет в открытом грунте выращивать все сельскохозяйственные культуры. Уникально также и удивительное смешение растительного и животного мира севера и юга, прослеживаемое на большей части территории области. Центральная часть региона совмещает особенности северной и южной частей.

Амурская область лежит в умеренном климатическом поясе. Ее климат ультраконтинентальный с муссонными чертами. Годовая суммарная солнечная радиация 107-117 ккал на 1 кв.см. Господствует умеренный континентальный воздух, зимой вторгается арктический.

Континентальность климата выражается большими годовыми (45-50°) и суточными (до 20°) амплитудами температур воздуха; муссонность - почти исключительно СЗ ветрами зимой, резким преобладанием летних осадков. Континент климата в области (81-100%) больше, чем на любой другой территории земного шара, лежащей в тех же широтах.

Средняя температура воздуха в июле - от 17° на севере до 21° на юге. Абсолютный максимум 42°. Вегетационный период со средними температурами воздуха выше 10° - от 86 дней на севере до 134 дней на юге. Зимой отрицательная температурная аномалия до 17°. Средние температуры воздуха в январе - от -26° на юге до -32° на севере. Абсолютный минимум - -58°.

Годовое кол-во осадков - от 430 мм на западе до 800 мм на востоке. Они выпадают преимущественно в теплый период (90-92% год.). Дожди ливневые и обложные, бывает град. Зимой снежный покров - от 17 см на юге до 42 см на севере.

Облачность в июле 6.5 балла, в январе - 3 балла (Благовещенск). По кол-ву часов солнечного сияния зимой Амурская область занимает одно из первых мест в России.

В южной части зимой образуется слой сезонной мерзлоты до 2.5-3 м, максимально более 3.2 м, полностью оттаивающий к началу июля. В средней и северной частях - островная многолетняя мерзлота максимальной мощностью 70-80 м.

Четко выражены времена года. Лето преимущественно жаркое, на севере теплое, дождливое, но со значительным количеством солнечного сияния. Зима холодная, сухая, с маломощным снежным покровом, с большим кол-вом солнечного сияния.

Горные и возвышенные участки занимают 60%, равнины - 40% территории области. Первые расположены преимущественно в северной и средней районах. Между Зеей и Селемджой на западе и хр.Турана на востоке лежит Зейско-Буреинская равнина, южная ее часть называется Среднеамурской низменностью. На ней много неглубоких впадин округлой формы. Долины рек врезаны неглубоко. Между Амуром и Селемджой с юга и хр.Тукурингра-Соктахан-Джагды с севера расположена Амуро-Зейская возвышенная слабохолмистая равнина с высотами 300-500 м. В восточной ее части наблюдаются кое-где невысокие холмы. Долины рек врезаны глубже. Западный участок равнины сложен супесями и песками, поэтому здесь, особенно по окраинам, много оврагов.

2. РАСЧЕТ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

В зависимости от заданных зимних нагрузок Pmax можно судить о характере нагрузки, а также о категорийности потребителя. Это значит, что если максимальная нагрузка подстанции (ПС) составляет 60 МВт и выше, такая подстанция питает чисто промышленную нагрузку. Режим работы такой ПС носит длительный и кратковременный характер.

Если максимальная нагрузка подстанции находится в пределах от 30 до 60 МВт, то нагрузка смешанная, т. е. может включать в себя различного рода потребителей. Режим работы в основном кратковременный. Такие подстанции находятся на балансе электрических сетей.

Если максимальная нагрузка подстанции менее 30 МВт, то режим работы - кратковременный.

Наиболее опасным для системы является повторно-кратковременный режим, т.к. в этом случае происходит резкое подключение к сети и внезапное отключение от неё.

Для обеспечения надежности электроснабжения приемники электрической энергии (согласно ПУЭ) делят на три категории. В курсовом проекте категории каждого потребителя заданы в процентном соотношении.

Для перевода типового графика в реальный график необходимо его ординаты в о.е. умножить на заявленный максимум нагрузки.

2.1 Электроприемники подключенные к подстанциям

Процентный состав специфичных электроприемников - потребителей искажающих качество электроэнергии в пунктах

:

черная металлургия 40%;

станкостроение 15%

металлообработка 20%

пищевая промышленность 10%

город 15%;

:

черная металлургия 50%;

станкостроение 10%

металлообработка 15%

пищевая промышленность 15%

город 10%;

:

черная металлургия 35%;

станкостроение 20%

металлообработка 10%

пищевая промышленность 15%

город 20%;

:

цветная металлургия 60%;

легкая промышленность 10%

металлообработка 20%

пищевая промышленность 5%

город 5%;

:

нефтеобработка 35%;

станкостроение 20%

деревообработка 15%

легкая промышленность 10%

город 20%;

:

угледобыча 25%;

металлообработка 30%

станкостроение 30%

деревообработка 10%

город 5%;

:

химическая промышленность 70%;

легкая промышленность 10%

город 20%;

2.2 Цели и задачи расчета

Цель расчета: определение вероятностно - статистических характеристик потребителей.

К вероятностно-статистическим характеристиками потребителей относятся:

средние активные и реактивные мощности;

максимальные мощности;

эффективные или среднеквадратические мощности.

Задача расчета: по заданным максимальным нагрузкам в зимний период определить остальные зимние и летние вероятностные характеристики. Также необходимо уточнить максимальные нагрузки, которые будут определяться составом и процентом подключаемых потребителей.

2.3 Расчет вероятностных характеристик

Произведём расчет вероятностных характеристик в разные времена.

Расчеты выполним с помощью программы “Расчет сети” (Версия 2.0. Программирование Судаков Г.В.) Такой способ расчёта более приближен к реальности, чем расчёт при помощи коэффициентов максимума, формы, загрузки и т.п., т.к. данные, вносимые в компьютер, характеризуют состав и процентное отношение потребления электроэнергии по каждому району, за который отвечает каждая подстанция.

Вероятностные характеристики занесены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 - Значения активной мощности отдельно по ПС

подстанция		Pср	Рэф
1	Зима	28,706	28,977
	Лето	21,721	21,901
	Год	25,213	25,684
2	Зима	28,258	29,254
	Лето	18,96	19,536
	Год	23,609	24,874
3	Зима	31,791	32,911
	Лето	21,33	21,978
	Год	26,56	27,984
4	Зима	16,403	16,559
	Лето	12,412	12,515
	Год	14,408	14,677
5	Зима	42,649	43,052
	Лето	32,271	32,538
	Год	37,46	38,159
6	Зима	9,85	10,288
	Лето	7,099	7,949
	Год	13,264	13,641
7	Зима	41,918	43,341
	Лето	26,861	27,799
	Год	34,39	36,409

Таблица 2 - Значения реактивной мощности

подстанция		Qср	Qэф
1	Зима	28,928	29,01
	Лето	6,468	6,552
	Год	17,698	21,03
2	Зима	15,108	15,669
	Лето	4,891	5,184
	Год	10	11,67
3	Зима	16,997	17,627
	Лето	5,502	5,832
	Год	11,25	13,129
4	Зима	16,53	16,577
	Лето	3,696	3,744
	Год	10,113	12,017
5	Зима	42,978	43,1
	Лето	9,61	9,735
	Год	26,294	31,244
6	Зима	2,772	2,872
	Лето	1,386	1,436
	Год	2,079	2,271
7	Зима	28,957	29,297
	Лето	16,241	16,48
	Год	22,599	23,769

3. ОТБОР КОНКУРЕНТНО СПОСОБНЫХ ВАРИАНТОВ

Исходные данные:

взаимное расположение источников питания и пунктов приёма электрической энергии;

категорийность электроприёмников;

вероятностные характеристики электрических нагрузок по активной и реактивной мощности.

Принципы составления вариантов схем конфигурации электрической сети:

) Каждый вариант вычерчивается в масштабе с указанием числа цепей и длины линий;

) Разветвление схем желательно выполнять в узле нагрузки;

) Исключение обратных потоков мощности в разомкнутых сетях;

) В кольцевых сетях применять только один уровень напряжения;

) Применение простых схем распределительных устройств (РУ) с минимальным количеством трансформаций напряжения;

) Рассматривать возможность развития электрических нагрузок в пунктах потребления.

При сопоставлении вариантов учитывается их техническая осуществимость и реализация большего числа принципов в одном варианте.

Для заданной схемы сети составляем 16 вариантов конфигурации (Приложение В). Для каждого участка схемы сети определяем длину трассы по формуле:

Длина линии (трассы) считается с учётом коэффициента трассы:

(1)

Схемы электрических соединений понижающих подстанций на стороне высшего напряжения определяется назначением каждой из ПС и ее «местоположением» в составе сети. Это могут быть узловая, проходная (транзитная), тупиковая или на ответвлениях («отпайках») от линии.

3.1 Построение и краткая характеристика 6 принятых вариантов

С учетом вышеперечисленных принципов составляются 6 вариантов схем конфигурации электрической сети. Конфигурация сети определяется взаимным расположением элементов; схема сети - основной идеей её построения, зависящей от категорий потребителей и степени их надёжности. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Нередко двухцепная линия не обеспечивает необходимой надёжности, так как при повреждении опор, гололёде, ветре и т.п. возможен полный перерыв питания. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям, либо по двухцепной линии. Так как аварийный ремонт воздушных линий непродолжителен, правила допускают электроснабжение потребителей II категории и по одной линии. Для потребителей III категории достаточно одной линии. В связи с этим применяют резервированные и нерезервированные схемы.

Нерезервированные - без резервных линий и трансформаторов. К этой группе, питающей потребителей III категории (иногда II), относятся радиальные схемы. Резервированные - питают потребителей I и II категории. К ним относятся кольцевые схемы, схемы с двухсторонним питанием, двухцепная магистральная и сложнозамкнутая. Также резервированные сети могут выполняться в виде двух параллельных или двухцепных линий. При выходе из строя одной цепи вторая остается в работе и потребители I, а в большинстве случаев и II категории продолжают снабжаться электроэнергией. Разомкнутые резервированные сети можно разделить на магистральные, радиальные и радиально-магистральные или разветвленные.

В ряде случаев строительство линий в резервированных схемах проводится в два этапа. Строится одна линия и только при росте нагрузки до проектной сооружается вторая.

Могут применяться и смешанные схемы - резервированные совместно с нерезервированными.

3.2 Выбор четырёх вариантов

Выбор четырех вариантов из принятых шести схем будет осуществляться по следующим показателям:

Меньшие суммарные длины линии в одноцепном исполнении.

Минимальное количество выключателей.

Минимальное число трансформаций.

При определении номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова и формулой Стилла. Для определения номинального напряжения по формуле Илларионова, необходимо знать активную мощность  и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным Kтр=1,3. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Так как сечения проводов не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет.

Рассмотрим варианты схем:

Вариант схемы 1

Рисунок 1 - Схема первого варианта

Длина линий:УПР-2 =31,2 Км, LГЭС-3 =22,062 Км, LГЭС-7 =34,882 Км, LГЭС-5 =31,2 Км, ГЭС-1 =34,882 Км, L1-6 = 22,062 Км, L1-2 =34,882 Км, L7-5 = 34,882Км, -5 = 22,062 Км, L3-4 = 34,882 Км

Количество выключателей на подстанции:

- 7, 2 - 3, 3 - 2, 4 - 2, 5- 2, 6 - 2, 7 - 2,УРП - 1, ТЭС - 7.

Суммарная длина линий:∑ =2 L3-4 +2 L3-ГЭС + 2L1-6 + 2LГ-7 +2 LГЭС-5 + LГЭС-1+ L1-2 + LУРП2 ∑ = 389,376 Км

Суммарное количество выключателей равно 28.

Остальные схемы считаем по аналогии.

Вариант 2

Рисунок 2 - схема второго варианта

Таблица 3 - Характеристики схемы 2

Линия	Число цепей	Длина	Кол-во выключателей
УРП-2	1	31,2	24
ГЭС-1	1	34,882
2-5	2	22,062
5-7	2	34,882
ГЭС-3	2	22,062
3-4	2	34,882
1-2	2	34,882
1-6	2	22,062
Суммарная длина		371,1

Вариант 3

Рисунок 3 - схема третьего варианта

Таблица 4 - Характеристики схемы 3

Линия	Число цепей	Длина	Кол-во выключателей
УРП-2	1	31,2	23
ГЭС-1	1	34,882
2-5	2	22,062
5-7	2	34,882
ГЭС-3	2	22,062
3-4	2	34,882
1-2	1	34,882
1-6	2	22,062	371,1

Вариант 4

Рисунок 4 - схема четвёртого варианта

Таблица 5 - Характеристики схемы 4

Линия	Число цепей	Длина		Кол-во выключателей
УРП-2	1	31,2		26
ГЭС-1	1	34,882
ГЭС-5	2	31,2
5-7	2	34,882
ГЭС-3	2	22,062
3-4	2	34,882
1-2	1	34,882
1-6	2	22,062
Суммарная длина			389,376

После сопоставительного анализа для дальнейшего технического анализа останавливаемся на 1 и 4 вариантах схем.

4. ТЕХНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ

.1 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение зависит от длины линии и активной мощности протекающей по линии. При высоком напряжении уменьшаются сечения проводов, потери мощности, но растут затраты на сооружение линии.

Номинальное напряжение рассчитывается по формуле Илларионова:

, (2)

где  - длина линии электропередачи в одноцепном исполнении, км;

 - передаваемая активная мощность по одной цепи линии, максимальная зимняя, МВт.

Рассмотрим потоки на головных участках для кольца УПР-А-Б-УПР схемы 1:

(3)

(4)

Рассчитаем рациональные напряжения линий:

 кВ

кВ

Примем номинальное напряжение Uном = 110 кВ

Далее считаем по аналогии.

Остальные расчеты сведем в таблицу

Таблица 6 - Рациональные напряжения схемы 1

Вариант  первый	Uрац, кВ	Uном, кВ
ГЭС-7	111,238	110
ГЭС-5	94,415	110
ГЭС-3	98,683	110

Таблица 7 - Рациональные напряжения схемы 2

Вариант второй	Uрац, кВ	Uном, кВ
ГЭС-3	98,683	110
ГЭС-1	123,156	220
УРП-2	148,863	220

Таблица 8 - Рациональные напряжения схемы 3

Вариант третий	Uрац, кВ	Uном, кВ
ГЭС-1	136,156	110
ГЭС-7	111,238	110
ГЭС-3	98,683	110
УРП-2	146,556	220

Таблица 9 - Рациональные напряжения схемы 4

Вариант четвёртый	Uрац, кВ	Uном, кВ
ГЭС-1	121,744	110
ГЭС-5	105,143	110
ГЭС-3	98,683	110
УРП-2	119,155	110

4.2 Выбор трансформаторов

Если в составе нагрузки подстанции имеются потребители 1-й категории или Рнмах ³ 10 МВт, то число устанавливается два трансформатора. Если потребители 3-й категории один трансформатор.

Расчётная мощность силового трасформатора в МВА определяется по формуле:

(5)

где - средняя нагрузка в зимний период, МВт;

 - нескомпенсированная мощность текущая от источника мощности через трансформатор, Мвар;

 - число трансформаторов;

Выбор трансформаторов осуществляется по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах:

(6)

(7)

Приведём пример расчёта для подстанции 7 первого варианта.

Расчётная мощность силового трансформатора:

 МВА

Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110, работающий как двух обмоточный.

Проверяем правильность выбора по коэффициенту загрузки:

Таблица 10 - Трансформаторы схемы 1

Подстанция	, МВА	Тип трансформатора
1	22,892	ТРДН 25000/110	2	0,641	1,282
2	23,056	ТРДН 25000/110	2	0,646	1,291
3	25,938	ТРДН 40000/110	2	0,454	0,908
4	13,722	ТДН 16000/110	2	0,6	1,201
5	33,887	ТРДН 40000/110	2	0,593	1,186
6	8,69	ТДН 10000/110	2	0,608	1,217
7	33,861	ТРДН 40000/110	2	0,593	1,185

Таблица 11 - Трансформаторы схемы 2

Подстанция	, МВА	Тип трансформатора
1	32,703	АТДЦТН 63000/220/110	2	0,363	0,727
2	23,056	ТРДН 25000/110	2	0,646	1,309
3	25,938	ТРДН 40000/110	2	0,554	1,108
4	13,722	ТДН 16000/110	2	0,6	1,2
5	33,887	ТРДНС 40000/220	2	0,605	1,201
6	8,69	ТДН 10000/110	2	0,608	1,217
7	33,861	ТРДНС 40000/220	2	0,63	1,26

Таблица 12 - Трансформаторы схемы 3

Подстанция	, МВА	Тип трансформатора
1	32,703	АТДЦТН 63000/220/110	2	0,363	0,727
2	58,895	АТДЦТН 63000/220/110	2	0,654	1,309
3	25,938	ТРДН 40000/110	2	0,554	1,108
4	13,722	ТДН 16000/110	2	0,6	1,2
5	33,887	ТРДНС 40000/220	2	0,605	1,201
6	8,69	ТДН 10000/110	2	0,608	1,217
7	33,861	ТРДНС 40000/220	2	0,63	1,26

Таблица 13 - Трансформаторы схемы 4

Подстанция	, МВА	Тип трансформатора
1	22,892	ТРДН 25000/110	2	0,641	0,727
2	23,056	ТРДН 25000/110	2	0,646	1,309
3	25,938	ТРДН 40000/110	2	0,554	1,108
4	13,722	ТДН 16000/110	2	0,6	1,2
5	33,887	ТРДНС 40000/220	2	0,605	1,201
6	8,69	ТДН 10000/110	2	0,608	1,217
7	33,861	ТРДНС 40000/220	2	0,63	1,26

4.3 Выбор схем распределительных устройств

Схемы распределительных устройств:

Таблица 14- Тип ОРУ Схемы 1

Подстанция	Схема ОРУ
1	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов
2	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
Подстанция	Схема ОРУ
3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
4	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
5	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
6	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
7	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Таблица 15- Тип ОРУ Схемы 2

Подстанция	Схема ОРУ
1
2	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
4	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
5	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
6	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
7	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Таблица 16- Тип ОРУ Схемы 3

Подстанция	Схема ОРУ
1	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
2	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
4	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
5	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
6	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
7	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Таблица 17 - Тип ОРУ Схемы 4

Подстанция	Схема ОРУ
1	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
2	Мостик с выключателем в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий
3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
4	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
5	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
6	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
7	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ОТОБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

.1 Выбор компенсирующих устройств

Для выбора мощности силовых трансформаторов и сечений проводов ЛЭП определяем экономически выгодную реактивную мощность, задаваемую энергосистемой в часы максимальных нагрузок:

, (8)

где Рmax- максимальная мощность для зимнего графика.

Предельно допустимый  - для 10 кВ

Рассчитываем мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции в часы максимальных нагрузок электрической сети:

(9)

Определяем фактическую мощность батарей на каждой шине подстанции:

,(10)

Компенсирующие устройства на подстанциях представлены в виде

Батарей конденсаторов (Qк 1сштр < 10МВар)

Синхронные компенсаторы (Qк 1сштр > 10МВар)

Рассмотрим пример компенсации для подстанции:

 МВар

 МВар

Выбираем на одну систему шин 2 батареи УКЛ-10-900 УЗ

Аналогично сделаем для других подстанций и результаты сведем

в таблицу:

Таблица 18 - Компенсирующие устройства

Подстанция	QКУ	Комп. уст-во на 1 систему шин	Кол-во	Qфакт	Qнеск
1	1,925	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ	2	3,6	14,25
2	1,6	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ	2	3,6	15,6
3	1,575	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ	2	3,6	17,55
4	1	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-150 УЗ	1	1,8	10
5	1,04	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 УЗ	7	2,1	20,78
6	0,27	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-300 УЗ	1	0,6	7,14
7	3,92	УКЛ(П)56-6,3(10,5)-1350 УЗ	3	8,1	22,14

5.2 Выбор сечений проводов

Сечение провода - важнейший параметр линии. С увеличением сечения проводов линии, увеличиваются затраты на ее сооружение и отчисления от них. Одновременно уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость за год.

На воздушных линиях предусматривается применение сталеалюминевых проводов марки АС. Выбор проводов производится по методу экономических токовых интервалов по значениям расчетной токовой нагрузки.

Расчетный ток в воздушных линиях между подстанциями вычисляется по формуле:

, (11)

где n - количество цепей;ном - номинальное напряжение;

Рmax з Qнеск з- потоки активной максимальной и максимальной нескомпенсированной реактивной мощности;

ai - коэффициент, учета роста нагрузки по годам эксплуатации ai = 1,05

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки (Тм).

В зависимости от величины коэффициент попадания в максимум нагрузки энергосистемы(), и от числа часов использования наибольшей нагрузки определяется величина .Примем  равным 1. По формуле находим токи  и выбираем экономически целесообразные сечения проводов.

При применение данного метода необходима проверка выбранных сечений в послеаварийном (п/а) режиме.

Проверка выбранных сечений в п/а режиме определяется по условию допустимого нагрева, т.е. нагрева провода длительно допустимым током (ДДТ-это такой ток при длительном протекании которого проводник нагревается до допустимой температуры).

Определив максимальные и расчетные токи в зависимости от района строительства ВЛ, напряжения линии, материала опор, района по гололёду, числа цепей, определяем сечение проводов. Проводим проверку по нагреву длительно допустимым током в тяжелом послеаварийном режиме. Тяжелым послеаварийным режимом считается обрыв наиболее загруженного головного участка в замкнутых сетях и обрыв одной цепи у двухцепных линиях.

Поток мощности к подстанции 2:

 A

Выбираем провод марки АС 240

Аналогично рассчитываются и другие участки:

Таблица 19 - марки проводов варианта 1

Участок	Провод	Материал опор
3-4	АС185	Железобетон
ГЭС-7	АС240	Железобетон
ГЭС-5	АС240	Железобетон
ГЭС-1	АС240	Железобетон
ГЭС-3	АС240	Железобетон
1-6	АС95	Железобетон
1-2	АС95	Железобетон

Таблица 20 - марки проводов варианта 2

Участок	Провод	Материал опор
3-4	АС185	Железобетон
5-7	АС240	Железобетон
1-2	АС240	Железобетон
ГЭС-1	АС400	Железобетон
ГЭС-3	АС240	Железобетон
1-6	АС95	Железобетон
2-5	АС240	Железобетон
УРП-2	АС500	Железобетон

Таблица 21 - марки проводов варианта 3

Участок	Провод	Материал опор
3-4	АС185	Железобетон
ГЭС-7	АС240	Железобетон
1-2	АС240	Железобетон
ГЭС-1	АС300	Железобетон
ГЭС-3	АС240	Железобетон
1-6	АС95	Железобетон
2-5	АС240	Железобетон
УРП-2	АС400	Железобетон

Таблица 22 - марки проводов варианта 4

Участок	Провод	Материал опор
3-4	АС185	Железобетон
ГЭС-7	АС240	Железобетон
ГЭС-5	АС240	Железобетон
ГЭС-1	АС240	Железобетон
ГЭС-3	АС240	Железобетон
1-6	АС95	Железобетон
1-2	АС95	Железобетон
УРП-2	АС240	Железобетон

6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СЕТИ

.1 Расчет потерь в элементах сети

Потери электроэнергии в воздушных линиях определяются по формуле:

,(12)

где -эффективная активная мощность протекающая зимой по линии, кВт;

- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая зимой; по линии, кВт;

- эффективная активная мощность протекающая летом по линии, кВт;

- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая летом по линии, кВт;

- потери мощности на корону;

-активное сопротивление линии;

-число часов зимнего периода;

- число часов летнего периода.

- число часов в году.

Сопротивление воздушной линии определяется по формуле:

=r0×l, (13)

где r0 - сопротивление линии на один км;- длина линии.

Результаты расчета сопротивлений линии приведены в таблице 23 и 24

Таблица 23 - Сопротивления проводов варианта 1

Участок	3-4	ГЭС-3	ГЭС-7	ГЭС-5	1-2	1-6	УРП-2
Сопротивление, Ом	2,754	1,324	2,093	1,872	10,674	3,375	3,744

Таблица 24 - Сопротивления проводов варианта 4

Участок	3-4	ГЭС-3	5-7	ГЭС-5	1-2	1-6	ГЭС-1	УРП-2
Сопротивление, Ом	2,754	1,324	2,093	1,872	10,674	3,375	4,186	3,744

Потери мощности на корону:

 (14)

где  - длина линии;

Для первой схемы:

Для четвертой схемы:

В расчете потерь мощности на корону мы учли что в четвертом варианте имеются линии двух классов номинальных напряжений.

Значение эффективной нескомпенсированной реактивной мощности для определенного сезона определяется по выражению:

эфнеск= Qэф - QКУ факт (15)

где Qэф - эффективная реактивная нагрузка для зимы (лета);ку.факт - мощность КУ на две секции шин для зимы (лета).эф1нескз= 15,39-3,6=11,798 МВар

Результаты расчёта приведены в таблице 25.

Таблица 25 - Реактивные эффективные нескомпенсированные мощности

П/ст	Qэф.неск для зимы, МВар	Qэф.неск для лета, МВар
1	11,798	11,512
2	11,409	10,81
3	12,835	12,161
4	8,28	8,049
5	18,943	18,415
6	4,081	4,843
7	23,404	20,555

Определим потоки активной и реактивной некомпенсированной эффективных мощностей на сети:

Таблица 26 - Потоки эффективных мощностей на участках первого варианта сети

Участок	Лето		Зима
	Рэф, МВт	Qэф.неск, МВар	Рэф, МВт	Qэф.неск, МВар
УРП-2	21,552	13,064	32,201	13,322
1-6	4,533	4,843	10,288
ГЭС-1	24,418	14,101	36,318	13,966
ГЭС-5	32,538	16,725	43,052	17,204
ГЭС-7	27,799	15,049	43,341	17,135
ГЭС-3	34,493	20,209	49,47	21,115
3-4	12,515	8,049	16,559	8,28
1-2	2,517	2,589	7,341	2,168

Таблица 27 - Потоки эффективных мощностей на участках четвёртого варианта сети

Участок	Лето		Зима
	Рэф, МВт	Qэф.неск, МВар	Рэф, МВт	Qэф.неск, МВар
УРП-2	36,718	31,822	32,201	19,602
1-6	4,533	4,843	10,288	4,081
ГЭС-1	24,418	14,101	36,318	13,966
ГЭС-5	60,337	38,97	86,393	42,347
5-7	27,799	20,555	43,341	23,404

По формуле определим потери в ВЛ в обоих вариантах схемы. Количество зимних часов - 4800, количество летних часов - 3960. Потоки Рэф и Qэф.неск на участках схемы приведены в таблицах 26 и 27. Сопротивления линий приведены в таблицах 23 и 24.

Потери электрической энергии в силовых трансформаторах.

Потери электроэнергии в каждом силовом трансформаторе определяются по формуле:

Потери мощности в трансформаторах:

,(16)

где -эффективная активная мощность протекающая зимой через трансформатор, кВт;

- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая зимой; по линии, кВт;

- эффективная активная мощность протекающая летом по линии, кВт;

- эффективная реактивная нескомпенсированная мощность протекающая летом по линии, кВт;

-потери короткого замыкания трансформатора;

-потери холостого хода в трансформаторе;

-число часов в году;

-номинальная мощность трансформатора.

Расчёт потерь в силовых трансформаторах будем вести с учётом того, что на каждой подстанции стоят два трансформатора.

Результаты расчёта приведены в таблице 28.

Таблица 28 - Годовые потери в силовых трансформаторах

Вариант	DWТ	1	2	3	4	5	6	7
1	МВт*ч	1132	1095	1056	739,85	1747	472,88	1765
4	МВт*ч	1132	1095	1056	739,85	1438	472,88	1378

Потери во всех трансформаторах за год находятся по формуле:

 МВтч(17)

где п - количество подстанций.

Для первого варианта: DWТгод= 7312 МВт×ч

Для четвертого варианта: DWТгод= 8008 МВт×ч

Потери электроэнергии в компенсирующих устройствах рассчитываются по формуле:

 (18)

где DР - потери мощности КУ для лета и зимы:

DР = k×Qн, (19)

где k - коэффициент потерь, равный для отечественных КУ 0,003 кВт/(квар);

н - установленная мощность КУ зимой и летом, квар.

Результаты расчетов сведены в таблицу 29.

Таблица 29 - Потери в компенсирующих устройствах

П/ст	DWКУ, МВт×ч	DWКУ, МВт×ч
1	94,608	94,608
2	94,608	94,608
3	94,608	94,608
4	47,304	47,304
5	55,188	0
6	15,768	15,768
7	212,868	0

Суммарные потери в КУ:

Для первого варианта:DWку.год = 614,952 МВт×ч

Для четвертого варианта:DWку.год = 346,896 МВт×ч

6.2 Капиталовложения

Определим капиталовложения в районную электрическую сеть первого и третьего вариантов схемы. Капиталовложения определяются по формуле:

К=КВЛ+КП/ст, (20)

где КВЛ - капиталовложения в воздушные линии;

КП/ст - капиталовложения в подстанции;

Капиталовложения в воздушные линии

Капиталовложения в воздушные линии определяются по формуле:

КВЛ=К0×l, (21)

где К0 - стоимость одного километра линии;- длина линии.

Посчитаем стоимость участка ГЭС-1 первого варианта:

КВЛ=2993×34,882=104400

Таблица 30 - Капиталовложения в принятые варианты сети

Показатели	Вариант № 1	Вариант № 4
Стоимость линий, тыс. руб.	9886812	9886812

Капиталовложения в передачу электроэнергии

Капиталовложения в подстанции определяются по формуле:

КПС=Кору+Ктр+Кбк+Кпост, (22)

где Кру, Ктр, Кбк, Кпост - справочные данные.

Стоимость ОРУ для схемы со сборными системами шин определяется в зависимости от числа присоединений (в стоимость ОРУ включается стоимость ячеек ОРУ).

По формуле найдём КПС для каждой подстанции обоих вариантов схемы.

Таблица 31 - Капиталовложения первого варианта

П/ст	Кору, тыс.руб	Ктр, тыс.руб	Кпост, тыс.руб	Кбк, тыс.руб
1	51100	5500	13500	1125
2	30000	5500	10750	1125
3	15200	7300	7250	1125
4	15200	4300	7250	750
5	15200	7300	7250	750
6	15200	3700	7250	375
7	15200	7300	7250	3100

,(23)

 тыс. руб.

Таблица 32 - Капиталовложения четвёртого варианта

П/ст	Кору, тыс.руб	Ктр, тыс.руб	Кпост, тыс.руб	Кбк, тыс.руб
1	51100	5500	13500	1125
2	30000	5500	10750	1125
3	15200	7300	7250	1125
4	15200	4300	7250	750
5	15200	10000	7250	0
6	15200	3700	7250	375
7	15200	10000	7250	0

 тыс. руб.

Определим полные капиталовложения первого варианта и четвёртого варианта  и :

 тыс. р.

 тыс. р.

потребитель напряжение трансформатор электроэнергия

6.3 Издержки

Издержки для обоих вариантов находятся по формуле:

И=Иам+СDW +Ирео (24)

где Иам - издержки на амортизацию;

СDW - стоимость потерь электроэнергии;

Ирео- издержки на текущий ремонт, эксплуатацию.

Издержки Иам определяются по формуле:

Иам= К / Тсл, (25)

где К-капиталовложение;

Тсл -срок службы оборудования.

Иам1== 97800 тыс. р.

Иам4= =98900 тыс. р.

Издержки Ирео определяются по формуле:

Ирео=aреоВЛ ×КВЛ +aреоПС×Кпс, (26)

aреоВЛ=0,008 - ежегодные отчисления на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в о.е.;

aреоПС110=0,059 -ежегодные отчисления на текущий ремонт и обслуживание ПС 110 кВ в о.е.;

Стоимость потерь электроэнергии определим по формуле:

СDW=Со×DW,(27)

где Со- удельная стоимость потерь электроэнергии;

DW - потери электроэнергии в сети.

Удельная стоимость потерь электроэнергии:

Со=52240 руб/МВ час

Потери электроэнергии в сети определяются по формуле:

DW=DWвл+DWтр+DWКУ,(28)

Определим потери электроэнергии в сети:

Для первого варианта:

СDW1= 1316000 тыс. руб.

Для четвертого варианта:

СDW4= 1318000 тыс. руб.

По формуле найдём издержки для обоих вариантов схемы.

Первый вариант:

И1= 1480000 тыс. руб.

Четвертый вариант:

И4= 1438000 тыс. руб.

6.4 Затраты

Затраты определяются по формуле:

З= Ен×К+И, (29)

где Ен - ставка дисконтирования равная 0,12.

По формуле определяем затраты для каждого варианта схемы.

Первый вариант:

З1= 0,12×+1480000=1635801 тыс. руб.

Четвертый вариант:

З4= 0,12×+1438000=1675690 тыс. руб.

6.5 Применение оптимального варианта сети

На основании технико-экономического расчёта выбираем оптимальный вариант сети. По наименьшим затратам следует выбрать четвертый вариант, но в этом варианте имеет два класса напряжения, поэтому для дальнейших расчетов возьмем первый вариант электрической сети.

7 РАСЧЁТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

.1 Расчёт по программе СДО-6 максимального, минимального и послеаварийного режимов

Распечатки расчётов представлены в приложении Б.

.2 Расчёт по программе Mathcad максимального режима

Схема замещения электрической сети:

Рисунок 5

Зарядные мощности участков схемы определяются по формуле:

 (30)

где b0 - погонная емкостная проводимость;- длина линии.

Рассчитаем зарядные мощности для участка ГЭС-1:

Таблица 33 - Зарядные мощности

Участок	3-4	ГЭС-3	ГЭС-7	ГЭС-5	1-2	1-6	УРП-2
Зарядная мощность	1,11	0,75	1,186	1,061	0,551	0,697	0,53

Определим сопротивления линий и трансформаторов по формулам:

 (32)

 (33)

Просчитаем сопротивления для остальных участков линии, учитывая двуцепные и одноцепные участки, результаты приведены в таблице 34

Таблица 34 - Сопротивления линий

Участок сети	Сопротивление, Ом
3-4
ГЭС-7
ГЭС-5
УРП-2
1-6
1-2

Потери в трансформаторе определяются по формуле:

 (35)

 (36)

Для шестого трансформатора получим:

Просчитаем сопротивления и потери для остальных трансформаторов, результаты приведены в таблице 35

Таблица 35 - Сопротивления и потери трансформаторов

Подстанция	Сопротивление, Ом	Потери, кВА	Приведенная мощность трансформатора, МВА
1
2
3
4
5
7

Под приведенной мощностью нагрузки подстанции понимается мощность подстанции, приведенная к высокой стороне трансформатора, т.е. мощность нагрузки с учетом потерь мощности в силовом трансформаторе:

 (37)

На примере шестого узла получим:

Считаем потоки мощности на головных участках по формуле:

 (39)

Так как в схеме имеется два источника питания то необходимо посчитать уравнительную, мощность, протекает уравнительная мощность от источника питания с большим напряжением к источнику питания с меньшим напряжением, она равна:

.(40)

Просчитав мощности на всех участках, переходим к определению напряжений на всех участках, а затем находим желаемые номера отпаек РПН по формуле:

 (41)

7.3 Сравнение машинного и ручного расчётов максимального режима

Таблица 36 - Сравнение результатов расчетов максимального режима

Подстанция	Параметр	Ручной расчет	Машинный расчет	Погрешность, %
1	, кВ	118,718	118,896	0,15
	, кВ	10,222	10,182	1,92
2	,, кВ	118,372	118,830	0,385
	, кВ	10,357	10,331	0,251
1	2	3	4	5
3	, кВ	121,406	122,117	0,58
	, кВ	10,134	10,232	0,96
4	,, кВ	120,404	121,157	0,86
	, кВ	10,045	10,089	1,29
5	, кВ	121,188	121,847	0,564
	, кВ	10,042	9,987	0,982
6	,, кВ	116,465	117,967	1,28
	, кВ	10,336	10,277	1,808
7	,, кВ	120,428	121,038	1,095
	, кВ	10,161	10,116	0,982

Результаты расчетов напряжений машинного и ручного расчета сходятся, погрешность нигде не превышает 2 %.

Ручной расчёт максимального установившегося режима проведен в программе Mathcad и представлен в приложении А.

8. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

В данной работе регулирование напряжения для нормальной работы потребителей, т.е. поддержания определенного уровня напряжения на шинах подстанции используется принцип изменения коэффициента трансформации трансформатора. Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключения ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или подзагрузкой (РПН). Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличением числом ступеней регулировочных ответвлений и диапазоном регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН, равным 115 кВ, предусматриваются диапазоны регулирования +16 % при 18 ступенях регулирования по 1,78 % каждая.

Рисунок 6 - Схема обмоток трансформатора с РПН

На рисунке 6 изображена схема обмоток трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей: нерегулируемой а и регулируемой б. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 4. Ответвления 1, 2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки (направление тока указанно на рисунке 3 стрелками). При включении ответвлений 1, 2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3, 4 соответствуют части витков, соединенных встречно с витками основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, т.к. компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка О. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым. На регулируемой части обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов в и г, контактов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки а трансформатора. Нормально ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора, поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Рисунок 7 - Переключение ответвлений РПН

Рисунок 8 - Переключение ответвлений РПН

Допустим, что требуется переключить устройство с ответвления 2 на ответвление 1. При этом отключают контактор К1 (рис. 4), переводят подвижный контакт в на контакт ответвления 1 и вновь включают контактор К1 (рис. 5). Таким образом, секция 1, 2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает вследствие наличия напряжения на секции 1, 2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт г на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течении суток, выполняя таким образом требования регулирования напряжения у потребителей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте были выполнены следующие задачи:

) рассчитаны вероятностные характеристики узлов;

) по наименьшей длине воздушных линий и количеству выключателей на подстанции выбраны четыре варианта;

) рассчитан баланс реактивной мощности;

) выбраны компенсирующие устройства, трансформаторы и сечения линий;

) на основании технико-экономического расчета был выбран первый вариант.

) вручную был просчитан максимальный режим, а по программе SDO 6 был просчитан максимальный, минимальный и после аварийный режимы.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.    Герасимова В.Г., Дьякова А.Ф., Попова А.И. Электротехнический справочник Т.3. Кн.1. Производство, передача и распределение электрической энергии / В.Г. Герасимова, А.Ф. Дьякова, А.И. Попова и др. - М.: МЭИ, 2002. - 964 с.

2.      Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

.        Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М., 1989.

.        Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л. Файбесофича - 3-е изд, перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.