Расчет районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Разработка схем электрической сети района
• 2. Предварительное распределение мощностей
• 3. Выбор номинальных напряжений
• 4. Выбор сечений и марок проводов
• 5. Потери мощности в линиях
• 6. Выбор трансформаторов
• 7. Определение потерь мощности в трансформаторах
• 8. Баланс активных и реактивных мощностей в системе
• 9. Выбор схем подстанций
• 10. Технико-экономическое сравнение вариантов
• 11. Основные установившиеся режимы работы сети
• 11.1 Электрический расчет максимального режима
• 11.2 Электрические расчеты минимального режима
• 11.3 Электрические расчеты послеаварийного режима
• 12. Механический расчет линий электропередач
• Заключение
• Список использованной литературы

электрический мощность напряжение подстанция

Введение

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

Районные электрические сети напряжением 110 кВ и выше служат для передачи электроэнергии от электростанций в районы потребления и для распределения ее между районными и крупными фабрично-заводскими подстанциями, питающими местные сети. Конфигурация районных сетей зависит от взаимного расположения источников электроэнергии и приемных подстанций и от принятой системы обеспечения надежности электроснабжения.

Целью данного курсового проекта является проектирование районной электрической сети для надежного электроснабжения потребителей.

Изучаемая тема актуальна по причине того, что в области электроэнергетики продолжается увеличение производства электроэнергии, создание объединенных и единых энергосистем.

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Проектирование всей системы от электростанций до потребителей включает в себя проектирование отдельных элементов: станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т.д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы. Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности; экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития. Особенностью проектирования электрических систем и сетей является тесная взаимосвязь технических и экономических расчетов.

В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы.

В настоящее время в практике проектирования электрических сетей применяется метод вариантного сопоставления на основе определения приведенных затрат. Предполагаемые варианты сооружения сети могут отличаться номинальным напряжением, конфигурацией схемы, иметь разную надежность электроснабжения потребителей в тех случаях, когда это возможно. Но должны быть технически осуществимы, а также удовлетворять требованиям. Только такие варианты сети подлежат дальнейшему экономическому анализу с целью выявления наиболее рационального из них, причем критерием для оценки наиболее целесообразного варианта является минимум приведенных затрат. Если же различие в приведенных затратах сопоставляемых вариантов лежит в пределах точности задания исходных данных, то для окончательного решения принимаются во внимание дополнительные характеристики вариантов, а именно: условия, эксплуатации сети, возможность ее дальнейшего развития, наличие среди вариантов сети с более высоким номинальным напряжением, необходимые средства регулирования напряжения и другое.

1. Разработка схем электрической сети района

Таблица 1.1 Данные для проектирования районной электрической сети

Координаты источника питания	Координаты подстанций	Расчетная активная нагрузка подстанций на шинах вторичного напряжения. (МВт)	Число часов использования максимума нагрузок
X	Y	X1	Y1	X2	Y2	X3	Y3	X4	Y4	Р1	Р2	Р3	Р4	ТН (час)
10	3	2	5	7	5	8	0	4	0	45	45	45	80	7000

Рис.1.1. План проектируемого района электрических сетей

Таблица 1.2 Обозначение ветвей линии и их протяженность

Узлы	Ветвь	Длина, (км)
А - 1	?1	54
1 - 2	?2	50
2 - 3	?3	52
В - 3	?4	36
В - 4	?5	68
А - 4	?6	40
В - 2	?7	36
3 - 4	?8	40

Руководствуясь принципами построения вариантов схем, составляем 4 варианта схем конфигурации электрической сети. Все варианты должны быть построены с учетом категорийности электроприемников и степени их надежности. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии. Для потребителей III категории достаточно одной линии. Каждая конфигурация имеет свои достоинства и недостатки. Предполагаемые схемы должны удовлетворять предъявленным к ним требованиям надежности, экономичности, обеспечения потребителей качественной электроэнергией, предусматривает возможность дальнейшего развития, и быть удобными в эксплуатации.

Рис. 1.2 Схемы РЭС

Длина линии для 1 варианта L=256км;

Длина линии для 2 варианта L=296км;

Длина линии для 3 варианта L=332км;

Длина линии для 4 варианта L=292км.

Длина линии третьего варианта имеет наибольшую протяженность, поэтому исключаем её из дальнейшего рассмотрения. Протяженность линии четвертого варианта меньше, чем протяженность линии второго варианта, но для дальнейшего рассмотрения оставляем вариант 2, т.к. он более эффективно выполняет требование надежности, чем 4 вариант. Таким образом, для дальнейшего рассмотрения выбираем первый и второй вариант схем районной электрической сети.

2. Определение предварительного распределения мощности в двух выбранных вариантах схемы

Для варианта 1.

Разделим схему по источникам питания, таким образом, получим две независимые схемы. Определим распределение мощности на участках сети.

Определим распределение мощности на участках схемы:

Р_А-1 === 39,2 МВт;

Р_В-2== = 50,8 МВт.

Сумма мощностей вытекающих из источников А и В должна быть равна сумме мощностей нагрузок на линии:

Р_А-1 + Р_В-2 = Р₁ + Р₂;

39,2 + 50,8 = 45 + 45;

90 МВт = 90 МВт, следовательно, требование выполняется.

Р_1-2 = Р_А-1 - Р₁ = 39,2 - 45 = -5,8 МВт Р_2-1 = 5,8 МВт;

Р_А-4 === 66,4 МВт;

Р_В-3== 58,6 МВт.

Сумма мощностей вытекающих из источников А и В должна быть равна сумме мощностей нагрузок на линии:

Р_А-4 + Р_В-3 = Р₄ + Р₃;

66,4 + 58,6 = 80 + 45;

125 МВт = 125 МВт, требование выполняется.

Р_4-3 = Р_А-4 - Р₄ = 66,4 - 80 = -13,6 МВт Р_3-4 = 13,6 МВт.

Проведем аналогичные расчеты для варианта 2:

Определим распределение мощности на участках схемы:

Р_А-4 === 66,4 МВт;

Р_В-3 === 58,6 МВт;

Р_4-3 = Р_А-4 - Р₄ = 66,4 - 80 = -13,6 МВт Р_3-4 = 13,6 МВт.

Для тупиковых линий:

Р_А-1 = = = 22,5 МВт;

Р_В-2 = = = 22,5 МВт.

3. Выбор номинальных напряжений

Для районных электросетей характерно напряжение 110, 220 кВ; напряжение 35 кВ используется для создания центров питания 6-10 кВ преимущественно в сельской местности. Напряжение 110 кВ широко распространено для электроснабжения промышленных предприятий, городов, железнодорожного и трубопроводного транспорта. Напряжение 220 кВ, кроме районных электросетей, используется в распределительных сетях.

Наиболее экономически выгодное напряжение может быть предварительно определено по формуле:

U_эк = , (3.1)

где - длина линии, км; Р - передаваемая мощность, МВт.

При выборе номинального напряжения пользуются зависимостями, которые показывают границы экономической целесообразности применения того или иного номинального напряжения. (рис. 3.1)

Рис. 3.1 Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений

Рекомендуемые напряжения для ветвей линии первого варианта:

U_А-1 = = 117,6 кВ;

U_2-1 = = 47,6 кВ;

U_В-2 = = 126 кВ;

U_А-4 = = 140,8 кВ;

U_3-4 = = 71,4 кВ;

U_В-3 = = 133,3 кВ;

Для ветвей линии второго варианта:

U_2-1 = = 47,6 кВ;

U_В-2 = = 126 кВ;

U_А-4 = = 140,8 кВ;

U_3-4 = = 71,4 кВ;

U_В-3 = = 133,3 кВ;

Проверяем результаты расчетов по рис. 3.1 и выбираем напряжение 220кВ на всех участках первого варианта. Во втором варианте для тупиковых ветвей выбираем напряжение 110кВ, на остальных участках - 220кВ.

4. Выбор сечений и марок проводов

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют производить выбор сечений проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи по экономической плотности тока, значения которой приводятся в зависимости от типа проводника и времени использования наибольшей нагрузки Т_max.

Для центрального и южного района рекомендуется принимать

при Т_мах = 7000 час/год ; = 1,0 А/мм² ;

Токи в линиях определяем по формуле:

I_л = , А;

Для первого варианта:

I_А-1 = = А;

I_1-2 = = А;

I_В-2 = = А;

I_А-4 = = А;

I_3-4 = = А;

I_В-3 = = А;

Для второго варианта:

I_А-1 = = А;

I_В-2 = = А;

I_А-4 = = А;

I_3-4 = = А;

I_В-3 = = А;

Определяем расчетные сечения для проводов:

F = ;

где I - расчетный ток линии, А;

- рекомендуемая экономическая плотность тока.

Так как значение экономической плотности тока равно 1, то экономические сечения проводов будут численно равны значениям токов в режиме максимальных нагрузок соответствующих участков сети.

Для первого варианта:

F₁ = мм² ; F₂ = мм² ; F₃ = мм² ;

F₄ = мм² ; F₅ = мм² ; F₆ = мм² ;

Для второго варианта:

F₁ = мм² ; F₂ = мм² ; F₃ = мм² ;

F₄ = мм² ; F₅ = мм² ;

По приложению 1.1 и 1.2 [1] выбираем марки проводов по длительно допустимым токам в соответствии с расчетными значениями сечений и занесем имеющиеся данные по выбору сечения проводов ЛЭП в таблицу 4.1 и 4.2. Выбранная марка провода должна иметь сечение не меньше, чем 70мм² для линий 110кВ и 240 мм² для линии 220 кВ , во избежание потерь на "корону". ([2] таблица 2.5.6)

Таблица 4.1 Марки проводов для первого варианта

Номер линии	1	2	7	6	8	4
Марка провода	АС - 240	АС - 240	АС - 240	АС - 240	АС - 240	АС- 240
Iдоп А	605	605	605	605	605	605
rо Ом/км	0,121	0,121	0,121	0,121	0,121	0,121
хо Ом/км	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42
bо См/км	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7

Таблица 4.2. Марки проводов для второго варианта

Номер линии	1	7	6	8	4
Марка провода	АС - 185	АС - 185	АС - 240	АС - 240	АС - 240
Iдоп А	505	505	605	605	605
rо Ом/км	0,157	0,157	0,121	0,121	0,121
хо Ом/км	0,4	0,4	0,42	0,42	0,42
bо См/км	2,8	2,8	2,7	2,7	2,7

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных линий или для двух параллельных одноцепных линий электропередачи это будут отключения одной цепи или линии, для замкнутых схем необходимо определить токи в линиях при поочередном отключении головных участков. Совпадение аварийных отключений двух и более линий считается маловероятным. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов, необходимо сравнить с допустимыми по нагреву токами (Iдоп) для выбранных проводов. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Для первого варианта считаем, что в результате аварии отключилась наиболее загруженная линия А-4:

I_1(аb) = = А;

Для второго варианта считаем, что в результате аварии отключилась наиболее загруженная линия А-4:

I_1(аb) = = А.

Таким образом, выбранные провода удовлетворяют условию проверки на нагрев.

5. Потери мощности в линиях

Определяем параметры линий, потери активной и реактивной мощности. Параметры линий определяем по формулам:

? , Ом; ?, Ом ;

Потери активной и реактивной мощности в линиях определяем по формулам:

, МВт; , МВАр;

Для первого варианта потери активной мощности составляют:

;

; ; ;

; ;

Потери реактивной мощности для первого варианта:

;

;

;

;

;

.

Суммарные потери мощности в линиях первого варианта

= 1,545 МВт ; = 5,34 МВАр.

Таблица 5.1. Результаты вычислений для первого варианта

	1	2	3	4	5	6
	R1	X1	R2	X2	R3	X3	R4	X4	R5	X5	R6	X6
	6,53	22,7	6,05	21	4,36	15,12	4,84	16,8	4,84	16,8	4,36	15,12
	ДP1	ДQ1	ДP2	ДQ2	ДP3	ДQ3	ДP4	ДQ4	ДP5	ДQ5	ДP6	ДQ6
	0,26	0,89	0,005	0,02	0,29	0,99	0,55	1,89	0,02	0,08	0,38	1,32

Для второго варианта потери активной мощности составляют:

; ; ;

; ;

Потери реактивной мощности для второго варианта:

; ; ;

; .

Суммарные потери мощности в линиях второго варианта:

= 1,69 МВт ; = 5,15 МВАр.

Таблица 5.2 Результаты вычислений для второго варианта

	1	7	2	6	4
	R1(Ом)	X1(Ом)	R7	X7	R2	X2	R6	X6	R4	X4
	8,75	21,6	5,83	14,4	4,84	16,8	4,84	16,8	4,36	15,12
	ДP1(МВт)	ДQ1(МВАр)	ДP7	ДQ7	ДP2	ДQ2	ДP6	ДQ6	ДP4	ДQ4
	0,45	1,12	0,3	0,74	0,54	1,89	0,02	0,08	0,38	1,32

6. Выбор трансформаторов

Число силовых трансформаторов выбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать.

Потребители I и II категорий должны быть обеспечены электроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. У каждой ПС проектируемой сети есть как потребители I, так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумя трансформаторами.

В нормальном режиме считаем, что каждый трансформатор загружен на 65 %, т.е. коэффициент загрузки одного трансформатора равен 0,65. Мощность каждого трансформатора выбирается из условия:

? (0,65?0,7),

где - максимальная нагрузка подстанции. Значение мощности трансформатора, полученное по этому условию принимается в качестве расчетного.

;

S_м2 = 50 МВА;

S_м3 = 50 МВА;

S_м4 = 88,9 МВА.

Расчетное значение мощности трансформатора:

? 0,65? 32,5 МВА;

? 32,5 МВА;

? 32,5 МВА;

? 57,8 МВА.

По приложению выбираем стандартный трансформатор с мощностью ближайшей ( ? ) к расчетному и заносим данные в таблицу

Таблица 6.1 Выбор трансформаторов для первого варианта

Номер подстанции	1	2	3	4
Тип трансфоматора	ТДТН-40000/220	ТДТН-40000/220	ТДТН-40000/220	ТДЦТН-63000/220
Sн МВ·А	40	40	40	63
Uв кВ	230	230	230	230
Uн кВ	11	11	11	11
ДPх кВт	55	55	55	45
ДPк кВт	220	220	220	215
ДQх кВ·Ар	440	440	440	315
Iх %	1,1	1,1	1,1	0,5
Rтр Ом	3,6	3,6	3,6	2,8
Хтр Ом	165	165	165	105
Uк %	22	22	22	10,5

Таблица 6.2 Выбор трансформаторов для второго варианта

Номер подстанции	1	2	3	4
Тип трансфоматора	ТРДЦН-40000/110	ТРДЦН-40000/110	ТДТН-40000/220	ТДЦТН-63000/220
Sн МВ·А	40	40	40	63
Uв кВ	115	115	230	230
Uн кВ	10,5	10,5	11	11
ДPх кВт	36	36	55	45
ДPк кВт	172	172	220	215
ДQх кВ·Ар	260	260	440	315
Iх %	0,65	0,65	1,1	0,5
Rтр Ом	1,4	1,4	3,6	2,8
Хтр Ом	34,7	34,7	165	105
Uк %	10,5	10,5	22	10,5

7. Определение потерь мощности в трансформаторах

Передача мощности через трансформатор сопровождается потерями мощности в активном и реактивном сопротивлениях обмоток, а также потерями, связанными с намагничиванием стали. Потери мощности в обмотках зависят от протекающего по ним тока; потери мощности на намагничивание не зависят от режима работы трансформатора, могут быть принятыми постоянными и равными потерям мощности холостого хода

, МВт (7.1); , МВАр (7.2);

Определение потерь активной мощности в трансформаторах первого варианта (по формуле 7.1):

;

.

Определение потерь реактивной мощности в трансформаторах первого варианта (по формуле 7.2):

;

.

Суммарные потери мощности в трансформаторах:

 МВт ; МВт ; МВт ; МВАр .

Определение потерь активной мощности в трансформаторах второго варианта (по формуле 7.1):

;

;

.

Определение потерь реактивной мощности в трансформаторах первого варианта (по формуле 7.2):

;

;

.

Суммарные потери мощности в трансформаторах:

МВт ;

МВт ;

МВт ;

МВАр.

8. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Особенностью производства и потребления электроэнергии является равенство выработанной и израсходованной в единицу времени электроэнергии (мощности). Следовательно, в электрической системе должно выполняться равенство (баланс) активных мощностей.

Уравнение баланса активной мощности:

, МВт (8.1);

где - суммарная мощность источников энергии, МВт;

- суммарная мощность нагрузки, МВт;

0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки;

- суммарные потери мощности в линиях электропередач, МВт;

- суммарные потери мощности в трансформаторах, МВт;

- мощность потребляемая на собственные нужды, МВт;

=0,1;

- резерв активной мощности, МВт;

=0,1.

Для первого варианта суммарная мощность источников энергии определяется по формуле (8.1):

= 215·0,9 + 1,545 + 0,58 + 0,1·21,5 + 0,1·21,5 = 238,6 МВт.

Для второго варианта по формуле (8.1):

= 215·0,9 + 1,69 + 0,78 + 0,1·21,5 + 0,1·21,5 = 238,97 МВт.

В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должна быть равна суммарной потребляемой. В отличие от активной мощности, источниками которой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность генерируется как ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные и кабельные линии разных напряжений Qл, а также установленные в сетях источники реактивной мощности.

Уравнение баланса реактивной мощности:

, МВАр (8.2);

где- зарядная мощность линий, МВАр;

0,95 - коэффициент одновременности для реактивных нагрузок;

Уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением баланса активных мощностей, так как:

, МВАр (8.3);

для современных генераторов = 0,625;

Для первого варианта по формуле (8.3):

=238,6·0,625 = 149,13 МВАр.

Для второго варианта по формуле (8.3):

=238,97·0,625 = 149,36 МВАр.

Зарядная мощность линий:

, МВАр (8.4);

Для первого варианта по формуле (8.4):

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

Суммарная зарядная мощность= 33,28 МВАр.

Для второго варианта по формуле (8.3):

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

Суммарная зарядная мощность= 18,14 МВАр.

Реактивная нагрузка проектируемой сети

 МВАр.

при

Расходная часть баланса реактивных мощностей:

Для первого варианта:

104,92·0,95 + 5,34 - 33,28 + 30,79 =102,52 МВАр.

> МВАр;

149,13 > 102,52 МВАр.

Таким образом, реактивная мощность вырабатываемая генератором больше, чем потребляемая реактивная мощность. В компенсирующих устройствах надобности нет.

Для второго варианта:

104,92·0,95 + 5,15 - 18,14 + 34,59 =121,27 МВАр.

149,36 > 121,27 МВАр.

В компенсирующих устройствах надобности нет.

9. Выбор схем подстанций

Схемы подстанций должны удовлетворять следующим требованиям:

- схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки;

- схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;

- схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление потребителей в послеаварийном режиме;

- схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Для первого варианта выбираем схему "Мостик с выключателями в цепях линий и в перемычке и ремонтной перемычке со стороны линий" (рис.9.1)

Во втором варианте для тупиковых подстанций выбираем схему "Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" (рис.9.2), для транзитных подстанций выбираем схему рис. 9.1.

Рис. 9.1 Рис. 9.2

10. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:

1) Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.

2) Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.

В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по суммарным приведенным затратам, которые определяются по формуле:

, (10.1)

Где =0,15- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

- единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть;

- ежегодные эксплуатационные расходы (издержки).

Капитальные вложения - это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов.

Капитальные вложения в линии для первого варианта:

= 528 · 54 = 28512 тыс.руб.;

= 528 · 50 = 26400 тыс.руб.;

= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;

= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;

= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;

= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;

тыс.руб.

Капитальные вложения в трансформаторы определяются используя данные приложения 1.5 [1] .

= 2·6240 + 2·6240 +2·6240 +2·7400 = 52240 тыс.руб.

Для определения стоимости ячеек с выключателями и отделителями воспользуемся приложения 1.6 и 1.7 [1].

тыс.руб.

Постоянную часть затрат определяем по данным приложения 1.8 [1].

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения в сооружения сети по первому варианту:

К = 135168 + 52240 + 192000 + 40000 = 419408 тыс.руб.

Определяем ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) для электрической сети первого варианта по формуле:

(10.2) ;

где - полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети;

- стоимость потерянной за год электроэнергии.

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание линий по данным приложения 1.9 [1]:

тыс.руб.

Отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования (трансформаторов, выключателей) по данным приложения1.9 [1].

тыс.руб

Полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети:

+ = 3784,7 + 20516,2 = 24301 тыс.руб.

Стоимость потерянной за год электроэнергии по формуле:

(10.3);

где - время максимальных потерь, ч;

= 8760 - количество часов в году;

- 1,5 руб/кВт·ч - удельные приведенные затраты на 1 кВт·ч для возмещения потерь в электрических сетях для Южного региона.

Время максимальных потерь определяем по формуле:

 ч/год.

По формуле 10.3:

тыс.руб.

Годовые эксплуатационные издержки (формула 10.2):

= 24301 + 23469,98 = 47771 тыс.руб.

Приведенные затраты по первому варианту (формула 10.1):

З = 0,15·419408 + 47771 = 110682,2 тыс.руб.

Капитальные вложения в линии для второго варианта:

= 376 · 54 = 20304 тыс.руб.;

= 336 · 36 = 13536 тыс.руб.;

= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;

= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;

= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;

Суммарные капиталовложения в линии: тыс.руб.

Капитальные вложения в трансформаторы для второго варианта:

тыс.руб.

Стоимость ячеек с выключателями и отделителями:

тыс.руб.

Постоянная часть затрат:

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения по второму варианту:

= 95088 + 46880 + 97392 + 25200 = 264560 тыс.руб.

Отчисления на амортизацию и обслуживания линий:

тыс.руб.

Отчисления на амортизацию и обслуживания силового оборудования:

тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) для второго варианта:

тыс.руб.

Стоимость потерянной за год электроэнергии (по формуле 10.3):

тыс.руб.

Годовые эксплуатационные издержки (по формуле 10.2):

= 14070,1 + 27394,3 = 41464,4 тыс.руб.

Приведенные затраты по второму варианту (по формуле 10.1):

З = 0,15·264560 + 41464,4 = 81148,4 тыс.руб.

Затраты по первому варианту превосходят затраты по второму варианту на 36%, поэтому выбираем для дальнейшей разработки второй вариант электрической сети района.

11. Основные установившиеся режимы работы сети

В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.

Характер режима сети определяется тремя основными факторами:

- графиками нагрузок отдельных подстанций;

- режимами работы генерирующих источников;

- условиями обмена мощностью рассматриваемой энергосистемы с соседними.

К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих процессов, относятся:

· максимальный зимний режим;

· режим летнего минимума;

· послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети.

· Исходными данными при расчете любого режима являются мощности потребителей и электростанций - для максимального и послеаварийного режимы мощности заданы в таблице вариантов, для минимального -принимаются 30 % от номинальной.

11.1 Электрический расчет максимального режима

Определяем реактивную мощность нагрузок

, МВАр (11.1.1),

где , следовательно, = 0,488;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

Определяем расчетную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения (формула 11.1.2).

, МВА (11.1.2);

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Сопротивление участков линии:

; ; ;

; .

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:



; .

Действительное распределение мощностей:

Расчет начинаем от точки раздела мощностей. (рис.11.1.1)

Рис. 11.1.1

Примем мощности в конце линии ?₈:

;

Потери мощности в линии ?₈:

;

Мощность в начале линии ?₈:

;

Мощность в конце линии ?₆:

;

Потери мощности в линии ?₆:

;

Мощность в начале линии ?₆:

;

Мощность в конце линии ?₄:

;

Потери мощности в линии ?₄:

;

Мощность в начале линии ?₄:

;

Определим действительное распределение мощности в тупиковых линиях:

Мощность в конце линии ?₁:

;

Потери мощности в линии ?₁:

;

Мощность в начале линии ?₁:

;

Мощность в конце линии ?₇:

;

Потери мощности в линии ?₇:

;

Мощность в начале линии ?₇:

;

Определим действительную плотность токов в линиях:

;

Определим коэффициент полезного действия линии:

;

;

;

;

.

Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121кВ для линий 110кВ и на уровне 242 для линий 220кВ (больше номинального напряжения на 10% [2])

Определяем потерю напряжения в линии ?₆:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 4:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₄:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₈:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Усредняем напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Потеря напряжения в линии ?₁:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 1:

;

Потеря напряжения в линии ?₇:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 2:

;

Определим потери напряжения в трансформаторах:

;

Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени ВН:

;

; ; .

Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находится в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:

a) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети;

b) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

c) неправильно построенные схемы сетей.

Контроль над отклонениями напряжений проводится тремя способами:

1) по уровню - ведется путем сравнивания реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями;

2) по месту в электрической системе - ведется в определенных точках сети;

3) по длительности существования отклонения напряжения.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Используется регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей - на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их работы и непосредственно у самих потребителей и на энергообъектах.

Для обеспечения необходимых режимов напряжений в распределительных сетях в центрах питания устанавливаются централизованные средства регулирования напряжения, к которым относятся трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН) и синхронные компенсаторы.

Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования 115 ± 9 ·1,78% и 230 ± 9 ·1,78% (таб.11.1.1 и 11.1.2).

В соответствии с ПУЭ [2] задаемся желаемым напряжением на шинах НН подстанций:

Определяем расчетные ответвления:

;

;

;

.

Таблица 11.1.1 Напряжения стандартных ответвлений 115 ± 9 ·1,78%

Таблица 11.1.2 Напряжения стандартных ответвлений 230 ± 9 ·1,78

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления (таб.11.1.1 и 11.1.2):

; ; ; .

Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:

;

; ; .

Находим отклонение напряжения от желаемого:

;

; ; .

Поскольку отклонение напряжения невелики, считаем, что работа трансформатора с выбранными стандартными ответвлениями обеспечивает потребителей качественным напряжением.

11.2 Электрические расчеты минимального режима

В соответствии с заданием на проектирование в минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Определяем нагрузки подстанций:

;

В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

Потери активной мощности в трансформаторах:

;

; ; ;

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

;

; ; .

Определим расчетную мощность нагрузки подстанций:

Сопротивление линий:

; ; ;

; .

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

; .

Действительное распределение мощностей:

Примем мощности в конце линии ?₈:

;

Потери мощности в линии ?₈:

;

Мощность в начале линии ?₈:

;

Мощность в конце линии ?₆:

;

Потери мощности в линии ?₆:

;

Мощность в начале линии ?₆:

;

Мощность в конце линии ?₄:

;

Потери мощности в линии ?₄:

;

Мощность в начале линии ?₄:

;

Определим действительное распределение мощности в тупиковых линиях:

Мощность в конце линии ?₁:

;

Потери мощности в линии ?₁:

;

Мощность в начале линии ?₁:

;

Мощность в конце линии ?₇:

;

Потери мощности в линии ?₇:

;

Мощность в начале линии ?₇:

.

Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Напряжение на шинах источников питания поддерживается в минимальном режиме на уровне 110кВ и на уровне 220кВ [2].

Определяем потерю напряжения в линии ?₆:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 4:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₄:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₈:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Усредняем напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Потеря напряжения в линии ?₁:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 1:

;

Потеря напряжения в линии ?₇:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 2:

;

Определим потери напряжения в трансформаторах:

;

Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени ВН:

;

; ; .

В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах НН подстанций:

Определяем расчетные ответвления:

;

;

;

.

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления (таб.11.1.1 и 11.1.2):

; ; ; .

Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:

;

; ; .

Находим отклонение напряжения от желаемого:

;

; ; .

Поскольку отклонение напряжения невелики, считаем, что работа трансформатора с выбранными стандартными ответвлениями обеспечивает потребителей качественным напряжением.

11.3 Электрические расчеты послеаварийного режима

Рассчитаем несколько тяжелых режимов аварийного отключения наиболее загруженных линий, приводящих к наибольшему снижению напряжения на понижающих подстанциях.

Такими режимами для проектируемой сети являются отключения линии ?₆ , отключение одной цепи линии ?₁ и одной цепи линии ?₇ в максимальном режиме нагрузок (рис.11.3.1).



Рис.11.3.1

Проведем расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и потерь напряжения в сети:

МВА (11.3.1);

Определим расчетную мощность нагрузки подстанций по формуле 11.3.1:

;

;

;

.

Определим распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях:

Примем ;

Потери мощности в линии ?₈:



Мощность в начале линии ?₈:

;

Мощность в конце линии ?₄:

;

Потери мощности в линии ?₄:

Мощность в начале линии ?₄:

;

Рис. 11.3.2

Определим распределение мощности в тупиковых линиях:

Потери мощности в линии ?₇:



Мощность в начале линии ?₇:

.

Рис. 11.3.3

Потери мощности в линии ?₁:

Мощность в начале линии ?_1:

;

Рис. 11.3.4

Определим токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью окончательной проверки выбранных проводов на нагрев:

;

;

;

.

Все выбранные провода удовлетворяют условию ; . Рассчитаем уровни напряжения на подстанциях: Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ и 242 кВ. Определяем потерю напряжения в линии ?₁:

.

Напряжение на шинах ВН подстанции 1:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₇:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 2:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₄:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 3:

;

Определяем потерю напряжения в линии ?₈:

;

Напряжение на шинах ВН подстанции 4:

.

Определяем потерю напряжения в трансформаторах:

;

;

;

.

Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени ВН:

;

;

;

.

Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах НН.

В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах НН подстанций.

для 1 и 2 подстанций;

для 3 и 4 подстанций.

Определяем напряжение расчетных ответвлений:

;

;

;

.

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления (таб. 11.1.1 и 11.1.2):

; ; ; .

Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:

;

;

;

.

Находим отклонение напряжения от желаемого:

;

;

;

.

Так как отклонения напряжения невелики, то считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением при аварийном отключении линии ?₇ и по одной цепи линии ?₄ и ?₆ в максимальном режиме нагрузок.

12. Механический расчет линий электропередач

Пример расчета выполним для линии ?_1.

Исходными данными для механического расчета являются:

Номинальное напряжение сети = 220 кВ.

Характеристика провода АС - 240 (прил.1 методических указаний):

расчетное сечение: алюминия Fа = 244 мм^2;

стали Fс = 31,7 мм^2;

всего провода F = 275,7 мм^2;

расчетный диаметр: стали dс = 7,2 мм;

провода d = 21,6 мм;

масса одного килограмма провода G = 924 кг/км;

Количество цепей - одна.

Максимальная температура .

Минимальная температура .

Среднегодовая температура .

Температура гололедообразования .

Район по гололеду и по ветру см. ПУЭ, (Карты районирования по гололеду и по скоростным напорам ветра, рис. 25.1-25.10).

Для заданного района:

II район по гололедности с толщиной стенки гололеда ;

III ветровой район со скоростным напором ветра .

При выборе типов опор необходимо руководствоваться ПУЭ, Нормами технического проектирования ВЛ, а также справочными материалами. Характеристики унифицированных железобетонных опор для воздушных линий 110, 220 кВ даны в прил. 1.10.

Выбираем унифицированную железобетонную, одноцепую,свободностоящую опору на ВЛ-220 кВ марки ПБ-220-1 для провода АС-240/32 с учетом нормативной толщины стенки гололеда.

Для выбранной опоры расчетные пролеты составляют:

- длина габаритного пролета ;

- длина ветрового пролета ;

- длина весового пролета .

Рис. 12.1

Рассчитаем удельные механические нагрузки, которые определяются в Н на провод в 1 км сечением 1 мм²:

- удельная нагрузка от собственной массы провода:

;

- удельная нагрузка от массы гололеда:

;

- удельная нагрузка от массы провода с гололедом:

;

- удельная нагрузка от ветра на провода без гололеда:

,

где - коэффициент неравномерности распределения скоростного напора ветра по длине пролета,:

;

;

;

.

- аэродинамический коэффициент лобового сопротивления провода, зависящий от диаметра провода с гололедом или без него:

при

при

Принимаем: , .

;

- удельная нагрузка от ветра на провода с гололедом, при скоростном напоре ветра :



здесь ;

;

- удельная нагрузка от ветра и веса провода без гололеда:

;

- удельная нагрузка от ветра и веса провода с гололедом:

.

Пользуясь прил. 1.11 [1], для провода АС 240/32, выбираем модуль упругости и температурный коэффициент линейного расширения .

При одинаковой высоте крепления провода или троса на смежных опорах, его стрела провеса может быть определена упрощенно:

,



Рис. 12.2.

где - длина пролета, м;

- удельная нагрузка на провод (трос) при конкретных климатических условиях, ;

- напряжение в низшей точке провода (троса) при удельной нагрузке и конкретных климатических условиях, .

Наибольшие вертикальные стрелы провеса, определяющие габаритный пролет воздушных линий имеют место при высшей температуре воздуха:

,

или при наибольшей вертикальной нагрузке:

,

где -соответствующие нагрузки на провода;

- напряжение проводов в его низшей точке соответственно при высшей температуре воздуха и при гололеде без ветра (прил. 1.12 [1]).

Расчеты линий с длиной пролетов до 700 м осуществляются по напряжению провода в его низшей точке, которое не должно превосходить допустимые значения (прил. 1.12 [1]).

Вместе с тем, напряжение в точках крепления проводов не должны превосходить 110% допускаемого.

Напряжение провода (троса) при климатических условиях, характеризуемых температурой воздуха t , и удельной нагрузкой определяется по уравнению состояния провода

,

где - удельная нагрузка, температура, напряжение в низшей точке в начальном состоянии соответственно.

Начальными могут быть выбраны следующие состояния провода:

1. Низшая температура воздуха, удельная нагрузка допустимое напряжение.

2. Среднегодовые условия: среднегодовая температура, удельная нагрузка допустимое напряжение.

3. Наибольшая внешняя нагрузка на провод , соответствующая ей температура воздуха, допустимое напряжение.

Стало быть, решение этого уравнения, относительно длины пролета ?, зависит от начальных условий.

Необходимое по указанным условиям сочетание исходных условий расчета выбирается сравнением действительного и критических пролетов (прил. 1.10 [1])

Критические пролеты определяются по выражению:

?_кр

где - коэффициент упругого расширения провода;

- коэффициент линейного расширения провода.

Различают три критических пролета:

1. ?_кр(1) ^- определяет переход от расчетных условий при низкой температуре к среднегодовым условиям. При этом

Определяем отношение сечений алюминия и стали ;

значения нормативные допустимые значения для провода принимаются по ПУЭ табл.25.7 (прил. 1.12 [1]).

?_кр(1)

?_кр(1).

2. ?_кр(2) определяет переход от расчетных условий низшей

температуры к условиям наибольшей нагрузки.

При этом

где - наибольшая нагрузка

?_кр(2)

учитывая, что, получим

?_кр(2).

3. ?_кр(3) определяет переход от расчетных среднегодовых условий к условиям наибольшей нагрузки.

При этом

?_кр(3)

?_кр(3).

Возможно четыре соотношения полученных критических пролетов:

1. Если ?_кр(1)< ?_кр(2)< ?_кр(3) , то это значит, что физический смысл имеют только два критических пролета ?_кр(1) и ?_кр(3).

Определяющим исходным режимом в уравнении состояния провода в пролете будет:

а) при ?_расч< ?_кр(1) - режим ;

б) при ?_расч> ?_кр(3) - режим максимальной нагрузки;

в) при ?_кр(1)< ?_расч< ?_кр(3) режим среднеэксплуатационных условий.

Тогда уравнение состояния провода в пролете будет соответственно, для:

а) ;

б) ;

в) .

2. Если ?_кр(1)> ?_кр(2)> ?_кр(3) , то это значит, что физический смысл имеет только ?_кр(2) и расчет проводится с ограничением напряжения при двух режимах: режим и режим наибольших нагрузок.

Если ?_расч< ?_кр(2) , то исходный режим - режим и расчетное уравнение (а).

Если ?_расч> ?_кр(2) , то исходный режим - режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б).

3. ?_кр(1) - минимальный, ?_кр(2)< ?_кр(3), расчетным будет пролет ?_кр(3)

Если ?_расч< ?_кр(3), исходный режим - режим среднеэксплуатационных условий, расчетное уравнение (в)

Если ?_расч> ?_кр(3), исходный режим - режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б)

4. ?_кр(3) - минимальный, или имеет очень большое значение - тогда расчетным будет пролет ?_кр(1).

Если ?_расч< ?_кр(1), то исходный режим - режими расчетное уравнение (а).

Если ?_расч> ?_кр(1), то исходный режим - режим среднегодовых условий расчетное уравнение (в).

Соотношения, определяющие исходные условия для расчета проводов сведены в таблицу 12.1.

Таблица 12.1

Случай	Соотношения пролетов	Исходные напряжения	Расчетный критический пролет
1	?кр(1)< ?кр(2)< ?кр(3)		?кр(1) и ?кр(2)
2	?кр(1)> ?кр(2)> ?кр(3)		?кр(2)
3	?кр(1)- минимальный; ?кр(2)< ?кр(3)		?кр(3)
4	?кр(3)- минимальный или имеет очень большое значение		?кр(1)

Для рассматриваемого примера имеет случай 1: ?_кр(1)< ?_кр(2)< ?_{кр(3) ;}

260.283 < 264.992<267.938

Расчетным критическим пролетом является ?_кр(2), а исходными напряжениями . Задаемся расчетным пролетом ?_расч =270 м. Расчетное уравнение, при

После упрощения получим

Решаем кубическое уравнение в Matchad корнем этого уравнения с достаточной степенью точности можно считать:

.

Определим стрелу провеса провода для этого режима:

.

Произведем расчет провода для двух возможных режимов.

Расчетные режимы приведены в таблице 12.3.

Таблица 12.3

Расчетный режим	Сочетания климатических условий	Номер нагрузки
I	Провода и тросы покрыты гололедом, t = -5о С; скоростной напор ветра 0,25g	7
II	Провода и тросы покрыты гололедом, t = -5о С; ветра нет g = 0	3
III	Скоростной напор ветра - g = 500 н/м2 , , t = -5о С; гололеда нет	6
IV	Среднегодовая температура, tсг = 0о С; ветра и гололеда нет	1
V	Среднегодовая температура, tсг = +15о С; ветра и гололеда нет	1
VI	Низшая температура , ветра и гололеда нет	1
VII	Максимальная температура , ветра и гололеда нет	1

Определенные выше напряжения провода в низшей точке и стрела провеса соответствуют - второму режиму.

Для первого режима:

.

Для третьего режима:

.

.

Для четвертого режима:

.

.

Для пятого режима:



.

.

Для шестого режима:

.

.

Для седьмого режима:

.

.

Очевидно, что в одном из расчетных режимов напряжение в проводе не достигло максимально допустимого значения.

Максимальное значение стрелы провеса достигается в третьем режиме - т.е. при максимальном скоростном напоре ветра.

Определим расчетную высоту опоры от поверхности земли.

,

где - наименьшее расстояние от проводов воздушной линии до земли;

- высота гирлянды изоляторов:

для ЛЭП-110 кВ можно принять

ЛЭП-220 кВ можно принять

.

Стандартная высота (рис. 12.1.)

Выбранная опора меньше выбранной на 0,691 м, то оставляем унифицированную железобетонную, одноцепую, свободностоящую опору на ВЛ-220 кВ марки ПБ-220-1.

Заключение

В ходе курсового проектирования, зная только взаимное расположение потребителей и их максимальную нагрузку, была спроектирована районная электрическая сеть.

По суммарной длине трасс воздушных линий, по возможности технической реализации и по надежности были отобраны две схемы, для которых производился экономический расчет. По минимуму приведенных затрат был выбран наиболее удачный вариант схемы электрической сети, для которого был просчитан максимальный, минимальный и послеаварийный режимы. Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся режимах.

Таким образом, полученная сеть электроснабжения удовлетворяет всем требования ПУЭ, является наиболее рациональной как по экономическим, так и по техническим требованиям.

Список использованной литературы

1. Учебно-методическое пособие по курсовому проектированию в курсе: "Электроэнергетические системы и сети" Е.С. Молошная, О.В.Фоменко, 2014.

2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ): 7-е изд., издательство ДЕАН, 2009.

3. Электрические системы: Учеб. Пособие для электроэнергетических специальностей вузов. В 7т./Под ред. В.А. Веникова.Т.2. Электрические сети. - М.: Высш. Школа, 1971. - 438с.

4. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конструкции и механический расчет линии электропередачи. - М.: Издательство МЭИ, 1998.

5. Файбисович Д.Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 - 1150 кВ/ Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г. - М.: Фолиум, 2003.

6. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред. В.Г.Герасимов и др. - М.: Издательство МЭИ, 2002.

7. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. - Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999.

Размещено на Allbest.ru