Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание
• Введение
• 1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети
• 2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети
• 3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий
• 4. Приближенные расчеты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимахпри выбранном номинальном напряжении
• 5. Выбор площади сечений проводов. Уточнение конфигурации сети
• 6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий
• 7. Формирование однолинейной схемы электрической сети
• 8. Выбор конструкции фазы и материала опор
• 9. Технико-экономические сравнения вариантов
• 10. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения
• 11. Проверка токонесущей способности проводов линий
• 12. Расчет технико-экономических показателей
• Заключение
• Литература

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Основная задача состоит в сравнении технико-экономических вариантов сети и расчет технико-экономических показателей выбранного варианта. На начальной стадии составляется конфигурация сети, исходя из которой, выбирается номинальное напряжение сети, марки проводов и трансформаторов (оценивается достаточность регулирования напряжения). В последующем производится расчет основных экономических показателей и составляется схема сети. В основу проектирования положены основные задачи такие как: анализ существующей сети, расчет нагрузок, выбор режима работы трансформаторов и линий, расчет сети при различных режимах (наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийные режимы) и сводные данные по намеченному объекту проектирования.

При выполнении данной работы будем использовать программу Rastr.

электрический сеть трансформатор подстанция

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

На первом этапе разрабатывается схема сети по заданным координатам потребителей и источникам энергии. При разработке вариантов конфигурации сети будем исходить из того, что сеть включается в себя потребителей I, II,III категорий, которые требуют различной степени надежности. В связи с этим, будем руководствоваться тем, что от генерирующих источников большой мощности и балансирующих узлов будет отходит не менее двух линий, а применение двухцепной линии будет нецелесообразным, так как она не удовлетворит надежности сети. Основным критерием также будем считать что суммарная длина линий сети должна быть наименьшей.

Исходя из этих требований составим четыре конфигурации сети характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью.

При выборе двух вариантов по вышеуказанным критериям, будем руководствоваться и тем, что при дальнейшем расчете будет нецелесообразно применять данную конфигурацию сети (передаваемая мощность по линии может быть незначительна), в следствии чего данная схема не будет удовлетворять критерию наименьшей длины.

Данные конфигурации сети показаны на рисунках 1.1-1.4.



Информацию о суммарной длине линий занесем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

	Схема 1	Схема 2	Схема 3	Схема 4
L,км	633.6	585.6	597.6	542.4

На основе предварительных расчетов выбираем схему 1 и схему 2.

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Произведем приближенный расчет потораспределения сети принимая следующие допущения при расчете:

- номинальное напряжение сети одинаково во всех точках. Принимаем номинальное напряжение равным 1150 кВ для того, чтобы потоки мощности по ветвям отражали реальное их распределение, а не приближенные.

- сечения проводов линий одинаковые. Принимаем удельное сопротивление линий равным Ом/км. Значения удельных активных и реактивных сопротивлений взяты согласно среднему значению зависимости последних от сечения проводника.

- потери мощности в трансформаторах не учитываем.

Зная активную составляющую мощности, из треугольника мощностей находим реактивную составляющую:Мвар,

где - активная мощность в i-том узле;

- реактивная мощность в i-том узле.

Определим суммарные активные и реактивные мощности нагрузки и генерации и полученные данные сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

	1	2	3	4	5	6	7	8
P, МВт (нагрузка)	-	248,9	346,1	308,8	211,8	24,2	8,8	119,8
Q, МВт (нагрузка)	-	159,3	221,5	197,7	135,5	17,7	6,8	87,4
P, МВт (генерация)	-	-	-	20	-	-	-	400
Q, МВт (генерация)	-	-	-	9,8	-	-	-	240

Значения длин линий и удельных активных и реактивных сопротивлений для каждой из представленных расчетных схем представим в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Схема 1	Схема 2
Номер участка	Длина линии	R, Ом	X, Ом	Номер участка	Длина линии	R, Ом	X, Ом
1-3	48	9,6	19,2	1-3	48	9,6	19,2
1-5	132	26,4	52,8	1-5	132	26,4	52,8
3-4	84	16,8	33,6	1-4	72	14,4	28,8
8-4	84	16,98	33,6	3-2	60	12	24
5-8	72	14,4	28,8	5-8	72	14,4	28,8
8-2	100,8	20,16	40,32	8-4	84	16,8	33,6
3-2	60	12	24	4-2	64,8	12,96	25,92
2-6	28,8	5,76	11,52	2-6	28,8	5,76	11,52
6-7	24	4,8	9,6	6-7	24	4,8	9,6

При расчете потораспределения воспользуемся программой RASTR.

Рисунок 2.1- Потокораспределение схема 1



Рисунок 2.2- Потокораспределение схема 2

Результаты расчетов занесем в таблицу 2.3

Таблица 2.3

Схема 1	Схема 2
Номер участка	Передаваемая P,МВт	Номер участка	Передаваемая P,МВт
1-3	333	1-3	274
1-5	92	1-5	107
3-4	87	1-4	194
8-4	142	3-2	100
5-8	28	5-8	104
8-2	109	8-4	87
3-2	86	4-2	80
2-6	16	2-6	16
6-7	9	6-7	8

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий

Выбор номинального напряжения осуществляется на основе сопоставления вариантов технико-экономических показателей. При предварительном выборе номинального напряжения осуществим по экономическим зонам и формуле Илларионова.

Воспользуемся формулой Илларионова:

,

где, l - длина линии, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Данные расчетов по формуле и экономическим зонам сведем в таблицу 3.1, 3.2.

При построении конфигурации учитывалась предельная мощность в линии которая может протекать, поэтому было принято сделать линию 1-3 двухцепной. Линия 6-2 двухцепная в целях надежности.

Таблица 3.1- Принимаемые напряжения для схемы 1 электрической сети

Схема 1
Номер участка	Длина линии	Передаваемая P,МВт	По экономическим зонам	По Илларионову
1-3	48	333	220	236,2
1-5	132	92	220	179,7
3-4	84	87	220	169,8
8-4	84	142	220	206,0
5-8	72	28	220	101,9
8-2	100,8	109	220	189,3
3-2	60	86	220	163,5
2-6	28,8	16	220	75,9
6-7	24	9	110	57,9

Таблица 3.2- Принимаемые напряжения для схемы 2 электрической сети

Схема 2
омер участка	Длина линии	Передаваемая P,МВт	По экономическим зонам	По Илларионову
1-3	48	274	220	226,2
1-5	132	107	220	191,9
1-4	72	194	220	224,6
3-2	60	100	220	173,2
5-8	72	104	220	179,7
8-4	84	87	220	169,8
4-2	64,8	80	220	160,2
2-6	28,8	16	220	75,9
6-7	24	8	110	54,8

Анализируя полученные данные приходим к выводу что данная сеть проектируется на два номинальных напряжения 330 кВ и 110 кВ.

4. Приближенные расчеты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении

Произведем расчет послеаварийных режимов и определим токовую загрузку ЛЭП, получим данные о напряжении в узлах. Полученные данные занесем в таблицу 4.1 для схемы 1 и таблицу 4.2 для схемы 2.

Таблица 4.1

Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-5	6-7	8-2	8-4	5-8	2-3	1-3	9-6	3-4
6-7	58		58	57	57	58	61	58	57	61
9-6	107	77	109	106	106	109	114	217	107	217
8-2	172	209		366	231	266	297	214	183	366
8-4	240	283	399		300	256	373	282	343	399
5-8	129	44	124	152		29	121	42	28	152
1-3	745	686	750	773	678	688	1342	696	686	1342
2-3	211	179	299	112	179	333	165	188	203	333
3-4	184	159	101	311	152	174	134	160	270	311
1-5	306	191	149	134	211	205	273	193	207	306
Номер узла	Напряжение в узлах при отключении ветви, кВ	Наим. знач., кВ	Наиб. знач., кВ
	1-5	6-7	8-2	8-4	5-8	2-3	1-3	9-6	3-4
1	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0
2	329,7	333,1	326,2	332,8	332,9	326,6	311,6	332,3	332,0	311,6	333,1
3	338,5	340,5	338,3	337,5	340,5	340,3	318,5	340,1	340,4	318,5	340,5
4	327,8	331,2	332,3	319,9	331,5	330,2	310,7	330,8	324,7	310,7	332,3
5	335,0	345,5	349,1	350,4	344,3	344,2	337,9	345,3	344,0	335,0	350,4
6	110,1	112,6	108,8	111,2	111,2	108,9	103,5	108,7	110,88	103,5	112,6
7	109,1		107,8	110,2	110,3	107,9	102,5	107,7	109,9	102,5	110,3
8	340,7	346,7	354,0	356,7	347,4	344,1	331,3	346,3	343,7	331,3	356,7
9	112,2	114,1	110,9	113,3	113,3	111,1	105,7	113,0	113,0	105,7	114,1

Таблица 4.2

Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	583		643	453	364	480	378	515	459	643
1-5	289	423		250	223	223	425	269	252	425
6-7	59	60	58		58	57	56	58	58	60
9-6	111	111	107	76	107	106	105	108	216	216
4-2	287	226	75	133		124	203	204	139	287
5-8	152	115	455	179	208	213		166	178	455
2-3	164	407	286	220	296	235	201	397	228	407
1-3	1047	756	631	564	642	579	542	541	572	1047
8-4	166	231	95	148	131	257	233	156	149	257
Номер узла	Напряжение в узлах при отключении ветви, кВ	Наим. знач., кВ	Наиб. знач., кВ
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0	363,0
2	321,1	319,8	329,7	335,0	330,2	333,9	336,0	328,2	334,3	319,8	336,0
3	328,2	337,4	341,9	344,3	342,1	343,9	344,8	345,1	344,1	328,2	345,1
4	332,5	308,5	329,0	339,2	343,1	338,0	342,2	335,9	338,9	308,5	343,1
5	335,2	321,9	304,9	338,9	341,1	340,8	326,6	337,1	338,7	304,9	341,1
6	106,9	106,4	110,0	113,2	110,2	111,6	112,3	109,5	109,4	106,4	113,2
7	105,9	105,5	109,1		109,3	110,6	111,4	108,5	108,5	105,5	111,4
8	339,1	319,4	326,0	344,6	347,8	347,5	350,7	341,9	344,3	319,4	350,7
9	109,1	108,7	112,2	114,8	112,3	113,7	114,4	111,6	113,7	108,7	114,8

При расчете в программе Rastr для обозначения трансформатора был введен узел 9.

5. Выбор площади сечений проводов. Уточнение конфигурации сети

Выбираем марки проводов ЛЭП по условиям экономичности и техническим характеристикам. Данные критерии являются независимыми поэтому начнем расчет по условию экономичности. Так как проектируемая сеть состоит из двух номинальных напряжений 330 и 110 кВ, то для линий напряжением 330 кВ площади выберем согласно экономическим интервалам нагрузки. В соответствии с [2, с.280] выбираем сечение.

Для линий 110 кВ выбираем линии согласно экономической плотности тока. Продолжительность использования максимума нагрузки находим по формуле:

ч.

Согласно найденному времени выберем экономически оправданную плотность тока равную 1,1 А/мм². Для нахождения сечений проводов по допустимому току нагрева воспользуемся результатами расчета аварийных режимов.

Для проверки сечений по условиям короны воспользуемся формулой:

где т₀ -- коэффициент, по которому учитывается состояние поверхности провода; т_n, -- коэффициент, согласно которому учитывается состояние погоды; = 3,926/(273 + t°) --коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление bи температуру воздуха t°С; r -- радиус провода, см;D -- расстояние между осями проводов воздушной линии, см.

Далее выбираем сечения проводов и результаты заносим в таблицы 5.1 и 5.2.

Выбор сечений проводов по механической прочности осуществляем согласно ПУЭ, Глава 2.5 Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ, таблица 2.5.4.

Таблица 5.1- Выбор сечений проводов для схемы 1

Номер линии	Расчёт-ный ток,А	Наибольший ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	принятое сечение и марка провода
			по	по	по	по эконом. зонам	по мех. пр.
6-7	57	61	70/11	70/11	70/11	-	70/11	70/11
9-6	106	217	185/43	70/11	70/11	-	70/11	185/43
8-2	214	366	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
8-4	282	399	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
5-8	42	152	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
1-3	695	1342	-	2240/32	2240/32	2300/39	70/11	2300/39
2-3	187	333	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
3-4	160	311	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
1-5	193	306	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32

Таблица 5.2- Выбор сечений проводов для схемы 2

Номер линии	Расчетный ток, А	Наибольший ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	принятое сечение и марка провода
			по	по	по	по эконом. зонам	по мех. пр.
1-4	458	643	-	2240/32	70/11	2240/32	70/11	2240/32
1-5	252	425	-	2240/32	70/11	2240/32	70/11	2240/32
6-7	57	60	70/11	70/11	70/11		70/11	70/11
9-6	106	216	185/43	70/11	70/11		70/11	185/43
4-2	139	287	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
5-8	178	455	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
2-3	228	407	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
1-3	571	1047	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32
8-4	149	257	-	2240/32	2240/32	2240/32	70/11	2240/32

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий

Мощность трансформаторов выбираем по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. Их мощность в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Для обеспечения потребителей I и II категорий, нужно два трансформатора, хоть трансформатор и надежный элемент сети, но иногда нужен вывод трансформатора в ремонт или техническое обслуживание. Произведем расчет мощности которая будет протекать через трансформаторы на пятый год эксплуатации. При расчете будем учитывать нагрузку на стороне среднего и низшего напряжения. Полученные данные занесем в таблицу 6.1.

В случае аварии на одном из трансформаторов, работающий трансформатор должен обеспечить пропускную способность всей мощности, поэтому каждый из двух трансформаторов будет рассчитан на мощность, составляющую 70% максимальной нагрузки подстанции. Расчетную мощность занесен в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

№ узла нагрузки	Полная мощность подстанции Sм, МВА	Sм/1,4	Категории потребителей	Кол-во трансформаторов	Тип трансформатора	Номинальная мощность тр-ра
2	224,9	160,6	I и II	2	АТДЦТН - 200000/330/110	200
3	206,3	147,4	I и II	2	АТДЦТН - 200000/330/111	200
4	210,1	150,1	I и II	2	АТДЦТН - 200000/330/112	200
5	143,8	102,7	I и II	2	АТДЦТН - 125000/330/110	125
6	37,1	26,5	III	2	ТДТН-25000/110	25
7	13,5	9,6	III	1	ТДТН-10000/110	10
8	445	317		2	ТДЦ - 400000/330	400

Основные характеристики выбранных трансформаторов занесем в таблицу 6.2

Таблица 6.2

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uном обмоток, кВ	Uк, %
			BН	СН	НН	ВС	ВН	СН
АТДЦТН - 125000/330/110	125	±6Ч2 на стороне СН	330	115	6,3;10,5;38,5	10	35	24
ТРДН-25000/110	25	±9Ч1,78	115	-	6,3;10,5	10,5
ТДН-10000/110	10	±9Ч1,78	115	-	6,6;11;	10,5
ТДЦ - 400000/330	400	-	347	-	15,75/20	11
АТДЦТН - 200000/330/110	200	±6Ч2 на стороне СН	330	115	6,6;10,5;38,5	10	34	22,5
Тип	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
				В	С	Н	В	С	Н
АТДЦТН - 125000/330/110	115	-	0,5	1,3	1,3	2,6	91,5	-	213,4	625
ТРДН -25000/110	27	120	0,7	2,54	55,9	175
ТДН-10000/110	14	60	0,7	7,95	139	70
ТДЦ - 400000/330	365	810	0,4	0,6	33	1600
АТДЦТН - 200000/330/110	180	-	0,5	0,8	0,8	2	58,5	-	126,6	1000

При выбранной схемы сети сопротивления трансформаторов в программе Rastr введем согласно количеству трансформаторов.

Выбор числа цепей в линиях был произведен на основании расчетов надежности и потоков мощности, полученные результаты сведем в таблицу 6.3.

Таблица 6.3

Схема 1	Схема 2
Номер ветви	Число цепей	Номер ветви	Число цепей
6-7	1	1-4	1
9-6	2	1-5	1
8-2	1	6-7	2
8-4	1	9-6	1
5-8	1	4-2	1
1-3	2	5-8	1
2-3	2	2-3	2
3-4	2	1-3	2
1-5	2	8-4	2

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

Произведем расчет нагрузок на пятый год эксплуатации подстанций. По заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений, руководствуясь таблицей 7.1, можно определить количество линий, отходящих от шин каждого напряжения подстанции.

Таблица 7.1-Ориентировочные значения мощностей на одну цепь линий электропередачи

Напряжение, кВ	6	10	35	110	220	330
Мощность, МВт	0,5-2	1-3	5-10	15-30	90-110	270-450

Результаты расчёта количества линий занесены в таблицу 7.2

Таблица 7.2- Количество радиальных линий электропередачи, отходящих от подстанций проектируемой сети

Номерузла	Нагрузка на РУ	Количество присоединений
	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
2	93,2	113,1	42,6	1	4	15
3	199,7	93,2	53,2	1	4	18
4	159,7	106,5	42,6	1	4	15
5	108,9	81,1	21,8	1	3	7
6			24,2	-	-	9
7			8,8	-	-	3
8	119,8			1	-	-

В соответствии с таблицей 7.2 строим однолинейные схемы

Рисунок 7.1- Однолинейная схема вариант №1



Рисунок 7.2- Однолинейная схема вариант №2

8. Выбор конструкции фазы и материала опор

При выборе конструкции фазы будем руководствоваться тем, что на напряжение до 220 кВ применяются провода с нерасщеплённой фазой, а на 220 и выше с расщепленной. Поэтому в данной курсовой работе примем два провода в фазе на напряжение 330 кВ и один провод в фазе на 110 кВ.

Материал опор выбирается согласно выбранной местности сооружения и расположения баз железобетонных изделий. Допустим, что в данном курсовом проекте из-за больших нагрузок в узлах, данная сеть проходит не по равнинным участкам и железобетонные базы в радиусе 1500 км отсутствуют. Поэтому примем металлические опоры на всех одноцепных и двухцепных линиях 330 кВ и 110 кВ.

9. Технико-экономические сравнения вариантов

При расчете технико-экономических показателей будем исходить что сеть проектируется в течении пяти лет, и при изменении нагрузки в течении года будем вводить на подстанции дополнительные ячейки.

Капитальные затраты в линию со стальными опорами вычислим для IV климатического района по гололеду в соответствии с форм. [3, с.531]:

где - номинальное напряжение линии, кВ;

- площадь сечения провода, мм²;

, , - коэффициенты, приведены в таблице 9.1 (из табл. [3, с.531]);

- длина линии, км;

k-коэффициент перевода в российские рубли, .

Таблица 9.1

Климатический район по гололеду	Число цепей	Опора	Коэффициенты
			, тыс.руб/км	10-6 тыс.руб/(км·кВ2)	·10-3тыс.руб/(км·мм2)
IV	1	Стальная	12,20	88,00·10-6	12,00·10-3
	2	Стальная	15,75	322,00·10-6	22,00·10-3

Для каждой подстанции определяется стоимость одного трансформатора по формуле 12.5 [2, с.532]:

,

стоимость одной ячейки с выключателем по формуле 12.6 [3, с.532]:

),

стоимость компенсирующих устройств по формуле 12.7 [3, с.532]:

,

постоянная часть затрат по формуле 12.8 [3, с.532]:

,

где - номинальное напряжение трансформаторов подстанции, кВ;

- номинальная мощность трансформаторов подстанции, МВ·А;

- мощность компенсирующего устройства, Мвар;

, , - коэффициенты аппроксимации, приведены в таблице 9.2 (в соответствии с таблицей 12.2 [3, с.533]):

Таблица 9.2

Коэффи-циент	, тыс.руб	, тыс.руб / кВ2	, тыс.руб / МВ·А	, тыс.руб	, тыс.руб / кВ2	, тыс.руб / Мвар	, тыс.руб	, тыс.руб / кВ2
Среднее значение	20	1,43·10-3	0,886	15	2,1·10-3	5,1	50	13·10-3

Рассчитанные капитальные затраты для схемы 1 отобразим в таблице 9.3.

Таблица 9.3

Линии	Трансформаторы	Ячейки	Постоянные затраты
Номер участка	Длина линии	Стоим. линии	Номер узла	Sтр-ра	Стоим. тр-ра	Число ячеек	Стоим. ячейки
						ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	Uном
1-й год
1-3	48	49,99	2	200	11,58	13	8	14	51,95	5,30	3,49	330	24,04
3-4	84	84,79	3	200	11,58	14	6	17	55,95	3,98	4,29	330	24,04
8-4	84	38,08	4	200	11,58	13	6	14	51,95	3,98	3,53	330	24,04
8-2	100,8	45,69	8	400	12,29	13		2	51,95		0,49	330	24,04
3-2	60	60,56
2-й год
1-5	132	133,25	5	125	9,4	13	6	9	51,95	3,98	2,24	330	24,04
5-8	72	32,63
3-й год
2-6	28,8	27,76	6	25	1,95	6		14	23,98		3,49	110	3,39
6-7	24	8,89	7	10	0,76	1		3	3,99		0,74	110	3,39
			2				1	1		0,66	0,24
			3					1			0,24
			4					1			0,24
4-й год
			2					1			0,24
			3					2			0,49
			4				1	1		0,66	0,24
			5					1			0,24
5-й год
			2					2			0,49
			3				1	1		0,66	0,24
			4					2			0,49
			5					1			0,24
			6					1			0,24

	Капитальные затраты
	1-й год	2-й год	3-й год	4-й год	5-й год
ПС	380,05	207,21	43,07	1,87	2,36
Линия	279,11	133,25	36,65
Общие	659,16	340,46	79,72	1,87	2,36

Рассчитанные капитальные затраты для схемы 2 отобразим в таблице 9.4.

Таблица 9.4

Линии	Трансформаторы	Ячейки	Постоянные затраты
Номер участка	Длина линии	Стоим. линии	Номер узла	Sтр-ра	Стоим. тр-ра	Число ячеек	Стоим. ячейки
						ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	Uном
1-й год
1-4	72	48,45	2	200	11,58	13	8	14	51,95	5,3	3,49	330	24,04
3-2	60	72,68	3	200	11,58	11	6	17	43,96	3,98	4,29	330	24,04
8-4	84	27,19	4	200	11,58	11	6	14	43,96	3,98	3,53	330	24,04
8-4	84	38,08	8	400	12,29	13		2	51,95		0,49	330	24,04
4-2	64,8	65,41
2-й год
1-5	132	133,25	5	125	9,4	11	6	9	43,96	3,98	2,24	330	24,04
5-8	72	32,63
3-й год
2-6	28,8	27,76	6	25	1,95	6		14	23,98		3,49	110	3,39
6-7	24	8,89	7	10	0,76	1		3	3,99		0,74	110	3,39
			2				1	1		0,66	0,24
			3					1			0,24
			4					1			0,24
4-й год
			2					1			0,24
			3					2			0,49
			4				1	1		0,66	0,24
			5					1			0,24
5-й год
			2					2			0,49
			3				1	1		0,66	0,24
			4					2			0,49
			5					1			0,24
			6					1			0,24

	Капитальные затраты
	1-й год	2-й год	3-й год	4-й год	5-й год
ПС	360,07	199,22	43,07	1,87	2,36
Линия	251,81	165,88	36,65
Общие	611,88	365,1	79,72	1,87	2,36

Все капитальные затраты приведены в млрд. руб..

При расчете ежегодных издержек будем считать, что отчисления на амортизацию и обслуживание, капитальный ремонт будет от суммы всех вложений в сооружении сети. Потери холостого хода трансформатора также будем считать суммарные в году. Получим данные для схемы 1, так и для схемы 2. Полученные данные сведем в таблицу 9.5

Для расчета ежегодных издержек воспользуемся формулой 12.13 [3, с.538]:

,

где - издержки на амортизацию;

- эксплуатационные расходы;

- потери электроэнергии;

, - нормы на амортизацию и обслуживание сети, приведены в таблице 9.6 (в соответствии с таблицей 12.3 [2, с.535]);

, - стоимость 1 кВт·ч потерь;

, - соответственно годовые нагрузочные потери энергии и потери холостого хода.

Таблица 9.6

Наименование элемента сети	Норма в долях от капитальных затрат
	на амортизацию	на текущий ремонт и обслуживание
Воздушные линии 35 кВ и выше на металлических опорах	0,024	0,004
Электрооборудование и распределительные устройства 220 кВ и выше	0,064	0,020

Нагрузочные потери рассчитаем для каждого года эксплуатации.

Годовые нагрузочные потери:

	Расчет ежегодных издержек	Сумм.
	ЛЭП	ПС	потерь хх	нагрузочных потерь
				ЛЭП	ПС
Схема 1
2-й год	7,82	31,92	0,04	0,11	0,02	39,91
3-й год	11,55	49,33	0,05	0,12	0,03	61,08
4-й год	12,57	52,95	0,04	0,15	0,03	65,74
5-й год	12,57	53,10	0,04	0,17	0,05	65,93
Схема 2
2-й год	7,05	30,25	0,04	0,10	0,02	37,46
3-й год	11,70	46,98	0,05	0,12	0,04	58,89
4-й год	12,72	50,60	0,04	0,14	0,04	63,54
5-й год	12,72	50,76	0,04	0,16	0,07	63,75

где - нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок, их значение примем исходя из расчета режимов на ЭВМ;

- время наибольших потерь, рассчитывается согласно формуле 9.31 [3, с.390]:

,

где - время использования наибольшей активной мощности, примем его равным.

Годовые потери холостого хода:

Таблица 9.6

	Расчет ежегодных издержек	Сумм.
	ЛЭП	ПС	потерь хх	нагрузочных потерь
				ЛЭП	ПС
Схема 1
2-й год	7,82	31,92	0,04	0,11	0,02	39,91
3-й год	11,55	49,33	0,05	0,12	0,03	61,08
4-й год	12,57	52,95	0,04	0,15	0,03	65,74
5-й год	12,57	53,10	0,04	0,17	0,05	65,93
Схема 2
2-й год	7,05	30,25	0,04	0,10	0,02	37,46
3-й год	11,70	46,98	0,05	0,12	0,04	58,89
4-й год	12,72	50,60	0,04	0,14	0,04	63,54
5-й год	12,72	50,76	0,04	0,16	0,07	63,75

где - потери мощности холостого хода;

t - время работы в году рассматриваемого элемента сети, примем равным 8760 ч.

Все ежегодные издержки приведены в млрд. руб..

Выбор одного из двух вариантов электрических сетей будем производить по критерию минимума затрат (формула 12.21 [3, с.540]):

,

где - издержки в год t с учетом амортизационных отчислений, тыс.руб;

- капитальные затраты в год t, тыс.руб;

- норма дисконта, в соответствии с [2, с.542] ;

- расчетный срок, .

10. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

Согласно расчету технико-экономических параметров была составлена схема электрической сети с учетом выбранных параметров проводов и трансформаторов. Полученные данные линий сведем в таблицу 10.1.

Параметры линий рассчитываются по формулам:

1. Активное сопротивление:

,

где - удельное активное сопротивление данной марки и сечения провода, Ом/км;

- длина линии, км.

2. Реактивное сопротивление:

,

где - удельное реактивное сопротивление данной марки и сечения провода при данном номинальном напряжении, Ом/км.

3. Реактивная проводимость:

,

где - удельная емкостная проводимость данной марки провода при данном номинальном напряжении, См/км.

Значения , , , для каждой ветви выбираются по таблицам 2.1, 5.4 и 5.5 данного курсового проекта. Значения сопротивлений и проводимостей линий сведем в таблицу 10.1:

Таблица 10.1

Номер ветви сети	, Ом	, Ом	, См
1-4	72	4,32	23,832
1-5	132	7,92	43,692
1-3	48	2,88	15,888
8-4	84	5,04	27,804
4-2	64,8	3,888	21,4488
5-8	72	4,32	23,832
2-3	60	3,6	19,86
6-7	24	10,272	10,656
9-6	28,8	4,5504	11,808

Параметры трансформаторов:

-активное сопротивление обмоток , Ом;

-реактивное сопротивление обмоток , Ом;

-потери активной мощности холостого хода (в стали) трансформатора, кВт;

-потери реактивной мощности холостого хода (на намагничивание) трансформатора, квар.

Данные параметры принимаются по паспортным данным трансформаторов из таблиц 6.1 и 6.2 данного курсового проекта.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбираем стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному, из таблицы 10.2:

Таблица 10.2

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления Uв.н.д, кВ
1	+16,02	133,42
2	+14,24	131,38
3	+12,46	129,33
4	+10,68	127,28
5	+8,9	125,24
6	+7,12	123,19
7	+5,34	121,14
8	+3,56	119,09
9	+1,78	117,05
10	0	115
11	-1,78	112,95
12	-3,56	110,91
13	-5,34	108,86
14	-7,12	106,81
15	-8,9	104,77
16	-10,68	102,72
17	-12,46	100,67
18	-14,24	98,62
19	-16,02	96,58

На выбранных автотрансформаторах установлен РПН на средней стороне.

По найденному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбираем стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчетному, из таблицы 10.3.

Таблица 10.3

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления Uв.н.д, кВ
1	+12	101.2
2	+10	103,5
3	+8	105,8
4	+6	108,1
5	+4	110,4
6	+2	112,7
7	+0	115
8	-2	117,3
9	-4	119,6
10	-6	121,9
11	-8	124,2
12	-10	126,5
13	-12	128,8

Расчеты для 2, 3, 4, и 5 года и выбранных ответвлений сведем в таблицу 10.4.

Таблица 10.4

2-й год эксплуатации сети
Режим наибольших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	115,5	335,38	-1,35	-2,3	6	114,54	0,342	10,6
3	0,348	115,5	336,05	-1,58	-2,3	6	114,77	0,342	10,59
4	0,348	115,5	344,1	-4,23	-4,6	5	115,12	0,335	10,95
Режим наименьших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, ж	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	110	321,85	-2,21	-2,3	6	109,92	0,342	10,21
3	0,348	110	322,41	-2,41	-2,3	6	110,11	0,342	10,2
4	0,348	110	327,66	-4,21	-4,6	5	109,62	0,335	10,46
3-й год эксплуатации сети
Режим наибольших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	115,5	333,95	-0,87	0	7	116,38	0,348	10,54
3	0,348	115,5	336,47	-1,72	-2,3	6	114,91	0,342	10,59
4	0,348	115,5	339,95	-2,88	-2,3	6	116,10	0,342	10,8
5	0,348	115,5	335,73	-1,47	-2,3	6	114,66	0,342	10,62
Режим наименьших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	110	319,35	-1,33	-2,3	6	109,06	0,342	10,11
3	0,348	110	319,71	-1,46	-2,3	6	109,19	0,342	10,03
4	0,348	110	324,36	-3,09	-2,3	6	110,77	0,342	10,34
5	0,348	110	323,96	-2,95	-2,3	6	110,64	0,342	10,28
4-й год эксплуатации сети
Режим наибольших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	115,5	332,92	-0,51	0	7	116,02	0,348	10,49
3	0,348	115,5	339,12	-2,61	-2,3	6	115,81	0,342	10,66
4	0,348	115,5	341,33	-3,33	-2,3	6	116,57	0,342	10,83
5	0,348	115,5	335,55	-1,41	-2,3	6	114,60	0,342	10,6
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	9,96	109,43	10,5	109,43	13	108,86	10,55	0,096
7	0,096	9,95	103,69	10,5	108,63	13	108,86	10,48	0,101
Режим наименьших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	110	319,26	-1,30	-2,3	6	109,03	0,342	10,1
3	0,348	110	321,69	-2,16	-2,3	6	109,86	0,342	10,15
4	0,348	110	328	-4,33	-4,6	5	109,73	0,335	10,15
5	0,348	110	329,23	-4,74	-4,6	5	110,14	0,335	10,44
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	9,86	108,33	10	113,75	11	112,95	10,07	0,093
7	0,096	10,18	109,75	10	120,73	13	121,14	9,97	0,091
5-й год эксплуатации сети
Режим наибольших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, ж	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	115,5	337,98	-2,23	-2,3	6	115,43	0,342	10,65
3	0,348	115,5	345,29	-4,61	-4,6	5	115,52	0,335	10,84
4	0,348	115,5	346,25	-4,92	-4,6	5	115,84	0,335	10,97
5	0,348	115,5	338,84	-2,51	-2,3	6	115,72	0,342	10,7
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	10,08	108,45	10,5	108,45	13	108,86	10,46	0,096
7	0,096	10,03	101,86	10,5	106,71	14	106,81	10,49	0,103
Режим наименьших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, ж	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	110	316,69	-0,38	0	7	110,36	0,348	10,01
3	0,348	110	318,93	-1,18	-2,3	6	108,92	0,342	10,05
4	0,348	110	325,49	-3,48	-2,3	6	111,16	0,342	10,36
5	0,348	110	325,63	-3,52	-4,6	5	108,94	0,335	10,31
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	9,76	107,21	10	112,57	11	112,95	9,97	0,093
7	0,096	10,04	104,57	10	115,03	10	115	10,00	0,096
5-й год эксплуатации сети(послеаварийный режим 1-5 отключена)
Режим наибольших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	115,5	337,43	-2,04	-2,3	6	115,24	0,342	10,62
3	0,348	115,5	345,02	-4,53	-4,6	5	115,42	0,335	10,83
4	0,348	115,5	345,18	-4,58	-4,6	5	115,48	0,335	10,94
5	0,348	115,5	335,38	-1,35	-2,3	6	114,54	0,342	10,58
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	10,05	108,24	10,5	108,24	13	108,86	10,44	0,096
7	0,096	9,88	101,63	10,5	106,47	14	106,81	10,47	0,103
Режим наименьших нагрузок
ВН-СН	Uн
№ узла	kтр, исх.	Uc, исх	U?c	дUж	дUд	№ отв.	Uc д	kтр, выб.
2	0,348	110	316,51	-0,31	0	7	110,30	0,348	10
3	0,348	110	318,85	-1,15	0	7	111,11	0,348	10,04
4	0,348	110	325,12	-3,35	-2,3	6	111,03	0,342	10,34
5	0,348	110	324,28	-3,06	-2,3	6	110,75	0,342	10,27
ВН-НН
№ узла	kтр, исх.	Uн, исх	U?c	Uн ж	Uвн ж	№ отв.	Uвн д	Uн д	kтр, выб.
6	0,091	9,75	107,11	10	112,47	11	112,95	9,96	0,093
7	0,096	10,03	104,44	10	114,88	10	115	9,99	0,096

Из таблицы 10.3 выбираем ответвление №6 с

при установке лействительной добавки действительное напряжение на шинах СН:

Аналогичные расчеты проводим для всех лет наибольших, наименьших нагрузок и послеаварийных режимов.

11. Проверка токонесущей способности проводов линий

Аналогично пункту 5 курсового проекта рассчитаем токи в ветвях сети в ремонтных и послеаварийных режимах с учетом поэтапного развития сети и представим их в виде таблиц 11.1 и 11.2 (соответственно для режимов наименьших и наибольших нагрузок):

Таблица 11.1

2-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	153	-	-	-	415	184	-	181	-	415
1-5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6-7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
9-6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4-2	299	425	-	-	-	256	-	265	-	425
5-8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2-3	42	121	-	-	109	53	-	67	-	121
1-3	272	119	-	-	283	163	-	163	-	283
8-4	331	330	-	-	327	638		330	-	638
3-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	95	-	109	-	169	89	150	80	-	169
1-5	65	83	-	-	80	95	261	65	-	261
6-7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
9-6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4-2	249	206	189	-	-	175	265	210	-	265
5-8	201	203	238	-	225	237	-	207	-	238
2-3	29	68	60	-	142	60	42	80	-	142
1-3	393	226	227	-	319	231	189	224	-	393
8-4	239	240	229	-	219	416	327	236	-	416
4-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	99	-	89	100	236	256	179	95	99	256
1-5	77	94	-	79	102	100	294	78	79	294
6-7	23	23	23	-	23	23	23	23	3	23
9-6	41	41	41	31	42	41	41	41	60	60
4-2	293	240	240	234	-	207	319	253	234	319
5-8	258	272	255	266	298	298	-	264	266	298
2-3	38	74	49	51	171	65	36	88	51	171
1-3	432	250	239	240	362	256	197	244	240	432
8-4	277	267	277	272	254	469	382	274	272	469
5-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	120	-	83	88	186	102	137	93	88	186
1-5	72	84	-	72	88	83	327	71	72	327
6-7	26	26	26	-	26	26	26	26	26	26
9-6	46	46	46	34	47	46	46	46	92	92
4-2	299	195	228	229	-	203	318	255	232	318
5-8	265	241	282	274	304	304	-	271	274	304
2-3	38	96	72	68	189	85	31	121	72	189
1-3	507	308	285	281	403	298	237	283	285	507
8-4	270	267	260	264	247	456	379	266	265	456

Таблица 11.2

2-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	126	-	-	-	283	68	-	106	-	283
1-5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6-7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
-9-6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4-2	340	276	-	-	-	252	-	290	-	340
5-8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2-3	43	93	-	-	195	66	-	101	-	195
1-3	544	316	-	-	441	310	-	303	-	544
8-4	330	328	-	-	325	611	-	330	-	611
3-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	325	-	288	-	149	272	114	275	-	325
1-5	128	172	-	-	104	96	419	120	-	172
6-7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
9-6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4-2	263	58	149	-	-	146	264	208	-	263
5-8	284	262	357	-	313	310	-	290	-	357
2-3	83	228	143	-	214	140	80	222	-	228
1-3	717	499	413	-	485	410	349	390	-	717
8-4	202	220	168	-	184	331	320	198	-	331
4-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	423	-	387	317	200	352	163	369	322	423
1-5	155	219	-	137	119	114	467	145	138	219
6-7	57	57	56	-	57	56	55	56	57	57
9-6	101	102	99	71	101	99	98	100	202	202
4-2	292	109	148	170	-	155	276	231	177	292
5-8	291	258	394	305	323	315	-	298	304	394
2-3	125	314	198	172	270	189	128	289	179	314
1-3	855	611	494	467	566	485	422	459	475	855
8-4	189	218	141	179	168	306	309	184	180	309
5-й год эксплуатации сети
Номер ветви	Ток в ветвях при отключении ветви, А	Наибольшее значение тока
	1-3	1-4	1-5	6-7	4-2	8-4	5-8	2-3	9-6
1-4	504	-	472	384	274	419	223	445	390	504
1-5	182	266	-	160	141	138	512	171	161	266
6-7	63	63	61	-	62	61	60	62	62	63
9-6	111	112	108	77	110	108	107	110	221	221
4-2	292	184	127	156	-	143	267	226	164	292
5-8	302	262	403	317	331	323	-	309	316	403
2-3	147	373	231	199	291	216	153	356	207	356
1-3	951	696	551	518	612	536	472	508	527	951
8-4	171	210	113	160	151	273	295	166	161	295

Составим таблицу 11.3:

Таблица 11.3

Номер ветви	Марка провода и его сечение, мм2	Допустимый ток по нагреву, А	Рабочие токи, А, в режиме
			наибольших нагрузок	наименьших нагрузок	послеаварийном режиме
1-4	2240/32	1210	390	88	504
1-5	2240/32	1210	161	72	327
6-7	70/11	265	61	26	63
9-6	185/43	515	108	45	221
4-2	2240/32	1210	163	231	425
5-8	2240/32	1210	316	249	403
2-3	2240/32	1210	207	71	356
1-3	2240/32	1210	526	284	951
8-4	2240/32	1210	161	264	638

Все провода линий удовлетворяют условиям их допустимого нагрева.

12. Расчет технико-экономических показателей

Приведем основные технические и экономические показатели электрической сети:

1. Номинальные напряжения в сети.

2. Протяженность линий электропередачи:

.

3. Передаваемая активная мощность:

.

4. Потери мощности:

-по линиям

.

-по трансформаторам

.

5. Потери электроэнергии:

-по линиям

.

-по трансформаторам

.

6. Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности:

-по линиям

.

-по трансформаторам

;

.

7. Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

-по линиям

.

-по трансформаторам

;

.

8. Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам:

;

;

;

.

Заключение

Итак, в ходе проделанной работы, была спроектирована сеть районной электроэнергетической системы. Данная конфигурация сети отвечает всем требованиям надежности, которые предъявляются к потребителям I, II, III категорий. Снижения напряжения в узлах не превышают допустимых. Определенное номинальное напряжение сети - 330 кВ. Сечения проводов выбраны по всем критериям и по наибольшему току в послеаварийных режимах. Была произведена оценка достаточности регулирования напряжения при встречном регулировании. Выбор схемы сети был произведен по критерию минимума затрат. И в дальнейшем производился расчет с учетом поэтапного развития сети. В данной сети потери составляют меньше допустимых. По тому насколько правильно была выбрана схема и насколько правильно принимались инженерные решения и практические навыки и умения полученные по дисциплине «Электроэнергетические системы» свидетельствуют полученные технико-экономические показатели. Данный проект выполнен самостоятельно, но непосредственно под контролем руководителя данной работы.

Литература

1. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для вузов.-2-е изд., исп. и доп.-Мн.: Выш.школа., 1986.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.-М.: Энергия, 1985.

3. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие.-Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006.

4. Поспелов Г.Е., Федин В.Т., Лычев П.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие для вузов.-Мн.: Технопринт.,2004.

5. Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине “Энергетические системы и сети”.-Мн.: Технопринт., 2000.

6. Конспект лекций по дисциплинам «Электрические сети», «Электрические системы» профессор Федин В.Т.

Размещено на Allbest.ru