При порівнянні економічно рівноцінних варіантів перевагу слід віддати тому, у якому:

- найвища напруга;

- кращі можливості розвитку мережі при зростанні навантаження і появі нових ПС;

- найвища оперативна гнучкість схеми.

Капітальні витрати на спорудження електричних мереж визначають за збільшеними показниками вартості елементів мережі. Пропоновані вартісні показники не відповідають дійсному рівню цін і витратам на сьогодні. Використання цих показників у техніко-економічному порівнянні (2.32) можливе при допущенні, що відбулася пропорційна зміна цін на обладнання та вартість будівельно-монтажних робіт, витрат виробництва при експлуатації та вартість електроенергії.

Кількість комірок лінійних вимикачів) у ЦП дорівнює кількості відповідних ліній до ЦП. Вартість визначається для повітряних вимикачів. У рядку 1.2 вартість ВРП розраховується залежно від схем ПС. Для підстанцій зі збірними шинами (рядок 1.3) вартість враховується за кількістю комірок для масляних вимикачів. Вартість трансформаторів (рядок 1.4) визначається для тих ПС, на яких за різними варіантами схеми мережі встановлюються різні трансформатори (за кількістю і типом).

Щорічні витрати виробництва визначають як суму витрат на амортизацію, поточний ремонт і обслуговування для підстанцій і ліній, а також вартості втрат електроенергії ( W ВD--):

Робимо техніко-економічне порівняння варіантів можливих схем, використовуючи показники таблиці, що складена з попередніх даних.

За результатами розгляду виконується експертна оцінка й залишається варіант для подальшої розробки, таблиця 6.4.

Виконані розрахунки і перевірки показали, що варіанти розвитку СЕП окрім 2-го задовольняють технічним вимогам, що пред'являються до систем електропостачання: є взаємозамінними і забезпечують схожий енергетичний ефект, тобто однакова корисна відпуск електроенергії споживачам при заданому режимі споживання (потужності навантаження).

Вибір остаточного варіанту розвитку СЕП проводився з урахуванням техніко-економічних вимог, які зводяться до досягнення найменшої вартості передачі електроенергії, тобто зниженню капітальних вкладень в об'єкти СЕП і зменшенню щорічних витрат на їх експлуатацію. Одночасний облік капітальних вкладень і щорічних експлуатаційних витрат вироблявся за допомогою універсального економічного критерію мінімуму приведених витрат

Таблиця 2.4 - Дані для експертної оцінки варіантів

У всіх розглянутих варіантах достатній запас по регулюванню напруги трансформаторами з РПН. Виділити варіант, який явно програє техніко-економічне порівняння, складно. Найменші капітальні вкладення на підстанціях будуть у варіанті II, але він може програти варіанту I через збитки від втрати живлення на ПСЗ. У варіанті V найменші витрати на будівництво ліній поєднуються з найбільшими витратами на будівництво підстанцій. Варіант IV проміжний за витратами і на підстанціях і на лініях. Виносимо на техніко-економічне порівняння все технічно реалізовані варіанти.

За результатами розгляду показників табл. виконують експертну оцінку, виключаючи варіанти з великими об'ємними показниками (довжина ліній, число осередків вимикачів). Для подальшої розробки бажано залишити 2-3 варіанти. Якщо експертна оцінка не виявила явно програшних варіантів, то не враховувати при розгляді будь-які варіанти не слід.

Решта варіанти піддають техніко-економічному порівнянні з приведеними витратами. При навчальному проектуванні можна прийняти, що термін спорудження мереж і ПС району не більше одного року і умовно вважати витрати виробництва постійними в часі.

При виконанні техніко-економічного зіставлення варіантів можливих схем не враховують ті елементи мережі, які не змінюються при переборі варіантів, наприклад, закриті розподільні пристрої 10 кВ ПС, трансформатори ПС, якщо вони однакові у всіх варіантах. Для цих елементів не визначають вартість капіталовкладень, відрахування на амортизацію, витрати на поточний ремонт і обслуговування, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії.

Результатом розрахунків і аналізу матеріалів цього розділу є вибір оптимального варіанту, що характеризується найменшими наведеними витратами. Якщо наведені витрати на спорудження мережі за двома або більше варіантів розрізняються не більше ніж на 5%, то такі варіанти вважаються рівно-економічними.

При порівнянні економічно рівноцінних варіантів перевагу слід віддати тому, в якому:

- більш висока напруга;

- кращі можливості розвитку мережі при зростанні навантаження і появі нових ПС;

- більш висока оперативна гнучкість схеми.

Капітальні витрати на спорудження електричних мереж визначають за укрупненими показниками вартості елементів мережі [9. c. 323, 3, c. 329]. Їх значення наведені в додатках П6 П8.

Пропоновані вартісні показники не відповідають дійсному рівню цін і витрат на сьогоднішній день. Використання цих показників в техніко-економічному порівнянні (1.32) можливо при допущенні, що відбулося пропорційне зміна цін на обладнання, будівельно-монтажні роботи, витрат виробництва при експлуатації і вартості електроенергії.

Значення капітальних вкладень в будівництво мереж вносять в табл.

Кількість осередків лінійних вимикачів (рядок 1.1) в ЦЖ дорівнює кількості відповідних до ЦЖ ліній. Вартість визначається за П8.2 для повітряних вимикачів. Вартість ОРУ (рядки 1.2) в залежності від схем ПС по П8.1. Для підстанцій зі збірними шинами (рядок 1.3) вартість враховується за кількістю осередків вимикачів по П8.2 для масляних вимикачів. Вартість трансформаторів (рядок 1.4) визначається по П7 для тих ПС, на яких за різними варіантів схеми мережі встановлюються різні трансформатори (за кількістю і типом).

Постійна частина витрат враховується по П8.3, вартість ПЛ по П6. Якщо при розгляді варіантів слід врахувати вартості елементів мережі, які не враховано в табл. 1.5, то їх вносять в таблицю окремими рядками. Незаповнені рядки з табл. 1.5 слід виключити.

Щорічні витрати виробництва визначають як суму витрат на амортизацію, поточний ремонт і обслуговування для підстанцій ( ИП ) і ліній ( Ил ), а також вартості втрат електроенергії ( И?W ):

Вартість втрат електроенергії в лініях визначимо за формулами (1.37) (1.39). Знаходимо час найбільших втрат

ф=(0,124+3500/10000)2х8760=1968

питомі витрати відшкодування втрат електроенергії в мережі в залежності від часу ф=Км2= 2187 1968/81 ,0=2187 Мват/год.

Наприклад, розрахуємо витрати на відшкодування втрат електроенергії в лініях для схеми по I варіанту. Втрати потужності в лініях



Разом втрат в лініях . ?РІ= 2852 МВт Втрати електроенергії (1.38):

?WIЛ=1968Х2,852=3612,74 МВат/год

Вартість втрат електроенергії в лініях

ИІ?WЛ=0,027х5612,24=151,154тис гр

Результати розрахунків за варіантами зведені в табл.

Витрати на відшкодування втрат електроенергії в лініях

Таблиця 2.5. Витрати на відшкодування втрат електроенергії в лініях

№ п / п	лінія	Познач.	Од. вим.	ВАРІАНТИ
				I	II	IV	V
1	ПЛ ЦЖ ПСЗ	DPЦ-3	МВт	0,187	0,218	0,249	0,357
2	ПЛ ЦЖ ПС2	DPЦ-2	МВт	0,84	0,84	0,278	0,509
3	ПЛ ЦЖ ПС4	DPЦ-4	МВт	0,989	0,989	0,989	0,546
4	ПЛ ПС2 Пс5	DP2-5	МВт	0.013	0,013	0,02	0,005
5	ПЛ ПС1 ПС4	DP1-4	МВт	0,823	0,823	0.823	0,467
6	ПЛ ПС1 ПС2	DP1-2	МВт	-	-	-	0,436
7	ПЛ ПСЗ Пс5	DP3-5	МВт	-	-	0,002	0,02
8	Разом втрат потужності	DPЛ	МВт	2,852	2,883	2,361	2,34
9	Втрати електроенергії в ПЛ	DWЛ	МВт · год	5612,74	5673,7	4646,45	4605,1
10	Вартість втрат енергії	ИDWЛ	тис. грн.	151,54	153,19	125,45	124,34

Вартість втрат електроенергії в трансформаторах врахуємо для ПСЗ. У I, IV, V варіантах на ПС встановлюються 2 ТДН-10000/110, у другому варіанті ТДН-6300/110. Розрахунок втрат і їх вартості проведені в табл. за формулами

Загальні витрати на відшкодування втрат електроенергії складуть за варіантами

ИІ?W=152,15 тис. гр

ИІІ?W=152,15 тис. гр

ИІІІ?W=136.06 тис. гр

ИІV?W=143.95 тис. гр

Результати обчислень зводим в таблицю.

Таблиця 2.6. Розрахунок витрат на відшкодування втрат електроенергії в трансформаторах

№ п / п	розрахункова величина	Од. вим.	Познач .	варіанти
				I, IV, V	II
1	Найбільша повне навантаження на стороні НН ПС	MBA	Sni	15,86	15,86
2	Номінальна потужність трансформатора	MBA	STНОМ	10	16
3	Кількість трансформаторів на ПС	-	n ТР	2	1
4	Втрати активної потужності холостого ходу	МВт	DРX.i	0,014	0,019
5	Втрати активної потужності короткого замикання	МВт	DРK.i	0,06	0,085
6	Втрати активної потужності в магнитопроводах nТР трансформаторів	МВт	DРСТ.i	0,028	0,019
7	Втрати активної потужності nТР трансформаторів	МВт	DРM	0,075	0,084
8	Постійні втрати електричної енергії в n ТР трансформаторах	МВтЧч	DWНАГ	245,2 8	166,44
9	Навантажувальні втрати електричної енергії в n ТР трансформаторах	МВтЧч	DWТ	147,6	165,31
10	Втрати електричної енергії в n ТР трансформаторах	МВт.ч	DWX	392,8 8	331,75
11	Витрати на відшкодування втрат електроенергії в n ТР трансформаторах	тис. грн.	ИWT	10,61	8,96

Порівняння варіантів проведено за приведеними витратами (1.32) відповідно до описом. Розрахунок наведених витрат зведений в табл.6.5. Як остаточного варіанту вибираємо складно-замкнуту схему (І варіант),радіально-магістральна схема яка має поряд зі схемою по IV варіанту мінімальні втрати, електроенергії та мінімальні капітальні вкладення.

Таблиця Пр.1.11 Підсумкова таблиця порівняння варіантів за приведеними витратами при будівництві мережі в один рік, тис. Грн.

№ п / п	розрахункова величина	Познач.	ВАРІАНТИ
			I	II	IV	V
1	Вартість врахованих елементів ЦЖ і ПС	КП	1824,5	1586,1	1851,8	2089
2	вартість ПЛ	КЛ	3665,5	3316,9	3298,4	3010,2
3	Сумарна вартість мережі	До	5490	4903	5150,2	5099,2
4	Щорічні відрахування на амортизацію, ремонт і обслуговування ПС	ІП	160,6	139,6	163,0	183.8
5	Щорічні відрахування на амортизацію, ремонт і обслуговування ПЛ	ІЛ	102,6	92,9	92,4	84,3
6	Щорічні витрати на відшкодування втрат електроенергії	ІW	162,1	162,1	136,1	134,9
7	Щорічні витрати виробництва	І	425,3	394,6	391,5	403,0
8	Капітальні вкладення, приведені до одного року, тис. Грн / рік	Еn · До	658,8	588,4	618,0	611,9
9	Народногосподарський збиток, тис. Грн / рік	У	-	157,7	-	-
10	Наведені витрати, тис.грн / рік	З	1084,1	1140,7	1009,5	1014,9

Схема заміщення мережі для розрахунку усталених режимів.

Складають розрахункову схему мережі оптимального варіанту, на якій наводять чисельні значення напруги ЦЖ, довжини ПЛ, марку і переріз їх проводів, кількість і потужність трансформаторів, потужності навантаження на стороні НН ПС з урахуванням потужності КП.

Визначають параметри схеми заміщення ПЛ мережі. параметри rл і xл ліній були визначені і внесені в табл.1.2.

Реактивна потужність, що генерується ПЛ, може бути розрахована за формулою, Мвар:

Qл = nл ґ q0 ґ l , (1.50)

де nл число паралельних ПЛ; q0 -питома зарядна потужність ПЛ, Мвар/ км, (П6); l довжина лінії, км. Параметри ПЛ вносять в табл. 1.9.

Знаходять опір і втрати потужності в трансформаторах, потужності навантаження ПС на стороні ВН і розрахункові навантаження ПС. Для цього виписують з [9, с.239, 242] або [11, с.280, 284] наступні каталожні та розрахункові дані: номінальну напругу обмоток на стороні ВН і НН трансформаторів, кВ ( , ); втрати активної потужності холостого ходу і короткого замикання, МВт ( , );струм холостого ходу,% (IХ); напруга короткого замикання,% (UК); активний і реактивний опір обмоток трансформаторів, Ом (RT, ХТ), втрати реактивної потужності в магнітопроводах трансформаторів, Мвар (?Q x ).



3. Розрахунок режиму зимового максимуму навантаження

3.1 Розрахунок потокорозподілу в мережі та напруги на підстанціях

Виконую розрахунок режиму мережі, показаної на рис. 7.1, при зазначених розрахункових навантаженнях і опорах ліній. Використовуючи складають спрощену схему заміщення мережі з розрахунковими навантаженнями ПС. Розрахунок розімкнених мереж проводять у два етапи.

I етап. Приймають напруги у всіх вузлах, крім ЦП (там напругу задано), рівними. Розрахунок проводять на кожній ділянці мережі за формулами, складеними для умови задавання параметрів режиму в кінці ділянки.

II етап. Розрахунок кожної ділянки мережі виконують за формулами, складеними для умови задавання параметрів режиму на початку ділянки. Розрахунок починають від ЦП і проводять у напрямку до найбільш віддалених підстанцій:

Рис. 7.1. Схема мережі з трьох ліній для прикладу розрахунку розімкненої мережі живлення

Розрахунок мережі:

І етап = 41б21+о34б72 - о0б97 = (41б21+о33б75)МИФж

=(0,88+j1,5) МВА

SН 34 S34К S (42,09 + j35,25)МBA;

ЫК23 Ы34Н Ы3-= 42б09 + о35б22 - о0б97 + 17б11 +о14б45 - о0б74 = (59б2 + о48)МИФж

ІІ Етап

кВ

кВ

) кВ

Урахування поперечної складової падіння напруги в мережі 110 кВ помітно не позначається на точності розрахунку режиму мережі. Так, у розглянутому прикладі, якщо врахувати тільки повздовжню складову падіння напруги, напруга на ПС2 буде

U2 »U ---DU =117,7 -3,72 »114кВ.

У цьому випадку помилка у визначенні не перевищує похибки округлення. Надалі поперечною складовою падіння напруги нехтуємо.

кВ

U3 »U ---DU =114 -3,26 »110,7кВ.

За цим розрахунком можна зробити висновок. При розрахунку замкнених мереж спочатку визначають потокорозподіли без урахування втрат потужності за методикою, використаною вище в попередніх розрахунках. Після цього розривають мережу в точці потокорозподілу таким чином, щоб потоки потужності не змінилися. У точці потокорозподілу напругу визначають як середнє значення.

3.2 Регулювання напруги

Завданням даного пункту є забезпечення виконання вимог щодо якості електроенергії з допустимих відхилень напруги у споживача. Вимоги щодо відхилення напруги забезпечує зустрічне регулювання, здійснюване в центрах живлення розподільної мережі, якими є шини вторинної напруги приймальних підстанцій мережі живлення. Зустрічне регулювання напруги забезпечує підвищення напруги при збільшенні навантаження і зниження напруги при зменшенні навантаження. Якщо розрахунки розподільної мережі не проводяться (наш випадок), то межі регулювання визначаються такими вимогами: у центрах живлення розподільної мережі необхідно забезпечувати напругу не нижче 105 % номінальної в режимі найбільших навантажень і не вище номінальної в режимі найменших навантажень; у після аварійних режимах допускається збільшення відхилення напруги (з модулем) на 5 %. Таким чином, допустиме відхилення напруги в режимі найбільших навантажень становить 5 %. Допустима напруга на шинах НН ПС визначається за формулою

U2баж = 1,05·U2ном

Основним засобом регулювання напруги є трансформатори з перемиканням робочих відгалуджень під навантаженням (РПН), для яких у довідниках наводяться відомості про межі регулювання [2].

Для трансформаторів з РПН треба вміти розраховувати номер відгалуження і тим самим оцінювати можливість регулювання напруги на ПС. Для розрахунку трансформатор подають у вигляді його повного опору та ідеального трансформатора (рис. 7.1).

Рис. 7.1. Схема заміщення трансформатора для розрахунку відгалужень РПН

Бажаний коефіцієнт трансформації

Визначаю можливість регулювання напруги на ПС1, ПС2 в режимі найбільших навантажень. Вихідні дані (тип і кількість трансформаторів на ПС, навантаження, опори трансформаторів, напруги на шинах 110 кВ, номінальні напруги трансформаторів) і результати розрахунку наведено в табл.

За формулами знаходимоU2:

U`2і = U1і - ДUТі.

U21 =--97,8 -5,57 =--92,23кВ;

U22 =112,55 ---2,33 =110,22кВ.

де Uпі - напруга на шинах ВН відповідної підстанції, отримана за результатами розрахунку установлених режимів;

п - кількість працюючих трансформаторів на ПС

Знаходимо розрахункове значення відгалужень за формулою:

Знаходимо розрахункове значення відгалужень за Формулою:



Дійсне значення напруги на шинах 10 кВ при бажаному

U2баж = 10,5 кВ за формулою:

Відхилення напруги на шинах 10 кВ за формулою:

На ПС1 діапазону регулювання в режимі найменших навантажень недостатньо, оскільки в граничному положенні РПН (nвідг = -9) не забезпечується V = 5 % на шинах 10 кВ.

3.3 Уточнення потужності компенсувальних пристроїв

На завершальній стадії розрахунку режиму зимового максимуму навантаження виконують уточнення потужності КП. Вважаючи, що встановлена потужність генераторів енергосистеми достатня для покриття потреб проектованої мережі в активній потужності Крім уточнення сумарної потреби в реактивній потужності, слід уточнити потужність, що генерується батареями

Конденсаторів. Вибір батарей конденсаторів проводиться відповідно до вказівок, викладених у підрозд. 3.2. Після цього уточнюється найбільше реактивне і повне навантаження на боці НН ПС з урахуванням потужності КП, а результати заносяться до табл. 3.7 і 3.8.

Таблиця 3.7. Регулювання напруги в режимі найбільших навантажень

Зміна потужності КП на ПС призводить до змін навантаження підстанцій і потокорозподілу.



4. Розрахунок режиму річного мінімуму навантаження

Слід умовно прийняти для режиму річного мінімуму зменшення активного і реактивного навантажень на боці НН ПС пропорційно заданому зниженню у відсотках найбільшого зимового. При цьому мається на увазі можливість регулювання потужності КП. При мінімумах добового та річного графіків навантажень трансформатори на підстанціях істотно недовантажені. Один трансформатор може забезпечити все навантаження на підстанції. Вимикання другого трансформатора є доцільним у тому випадку якщо зниження активних втрат у сталі буде більшим, ніж їхнє збільшення в міді при переході на роботу з одним трансформатором. Це має місце в тому випадку, коли споживання знижується нижче критичного (Sпі < Sкр):

складають розрахункову схему режиму найменших навантажень, враховують (із завдання) напругу джерела живлення в розглянутому режимі й приймають рівним номінальній напрузі мережі НН. Параметри ліній залишаються незмінними. Послідовність розрахунків потокорозподілу, рівнів напруги, режиму компенсувальних пристроїв у розглянутому режимі аналогічна послідовності розрахунків у режимі максимальних навантажень.

Після закінчення розрахунку режиму найменших навантажень перевіряють, щоб не було перетікання реактивної потужності з районної мережі в живильну систему. Якщо розрахунок показує наявність такого перетікання, слід провести вимикання частини КП таким чином, щоб зазначене перетікання не відбувалось.



5. Розрахунок найбільш важких після аварійних режимів

Розрахуємо найбільш важкі після аварійні режими, пов'язані з відключенням ліній при найбільших навантаженнях, що призводять до найбільших зниженням напруги на ПС. Збіг аварійних відключень декількох ПЛ в різних частинах мережі не розглядають як малоймовірне. Перед початком розрахунку необхідно уточнити обсяг елементів, які відключаються засобами релейного захисту або оперативним персоналом при різних аваріях. При цьому необхідно мати на увазі схеми ПС і особливості конфігурації мережі. За результатами розрахунків визначають потоки потужностей в лініях і порівнюють їх з допустимими, рівні напруги на сторонах ВН і НН ПС, а результати заносять в таблиці для після аварійних режимів (кількість таблиць визначено числом розглянутих після аварійних режимів), складають схеми мережі при після аварійних режимах із зазначенням потокорозподілу і рівнів напруги.

Потокорозподіл і втрати напруги в ПЛ слід розраховувати тільки для тих ділянок мережі, які порушені аварією (тобто, де змінюються параметри режиму в порівнянні з нормальним режимом).

Розрахунок за визначенням регулювальної здатності РПН виконується аналогічно розрахунку в режимі найбільших навантажень (приклад 1.11). Єдина відмінність полягає в тому, що при тій ж бажаній напрузі на стороні НН

U2баж = 1,05·U2ном

допускається зниження дійсної напруги на 5% до

U2дійсн = U2ном.



Наприклад, якби розрахунок в прикладі і виконувався для після аварійного режиму, то на ПС1 задовольняло б вимогам щодо якості електроенергії. Напругу в ЦЖ приймають із завдання. Якщо пристрої РПН не можуть забезпечити умови зустрічного регулювання на шинах вторинної напруги підстанцій, слід рекомендувати способи забезпечення якості електроенергії: збільшення напруги в ЦЖ, зміна місць включення або установку додаткових КП та ін.



Висновки

Виконано розрахунок режимів роботи схеми електропостачання промислового району.

Для цього наведена характеристика об'єктів електропостачання, визначені перспективні розрахункові навантаження сільськогосподарських споживачів. Проведено розрахунок нормальних режимів роботи системи електропостачання, вибрано лінії електропередач; виконано розрахунок струмів короткого замикання.

Із зазначеннями струмів нормальних та аварійних режимів здійснено вибір і перевірку устаткування, розрахунок захисту. Визначено річний економічний ефект. Визначено навантаження центра живлення. Вибрано трансформатори для встановлення на живильній ПС.



Перелік посилань

1. Электрические системы и сети / под ред. Г. Н. Денисенко. - К.: Вища школа, 1986. - 584 с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

3. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ / под ред. С. С. Рокотяна и Я. С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.

4. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности / под ред. П. А. Каткова, В. И. Франгуляна. - М.: Энергия, 1980. - 352 с.

5. Шапиро И. М. Принципы унификации элементов электрической сети 110-330 кВ / И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 176 с.

6. Двоскин Л. Н. Схемы и конструкции распределительных устройств / Двоскин Л. Н. - М.: Энергия, 1974. - 224 с.

7. Правила улаштування електроустановок. - Видання офіційне. Міненерговугілля України. - Х.: Видавництво «Форт», 2017. - 760 с.

8. ГКД 340.000.002-97 «Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику. Методика, Енергосистеми і електричні мережі»

9. СОУ-Н ЕЕ 20.178-2008 «Схеми принципові електричні розподільних установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій. Настанова»

10. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 «Укрупнені показники вартості будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ. Норми» 11. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - М.: «Изд-во НЦ ЭНАС», 2012. - 376 с.

12. Г.Н. Александров. Режимы работы воздушных линий электропередачи: учеб. пособие / Александров Г. Н. - Санкт-Петербург, 2006. - 139 с.

13. Лежнюк П. Д. Проектування електричної частини електричних станцій: навчальний посібник / Лежнюк П. Д. , Лагутін В. М., Тептя В.В. - Вінниця: ВНТУ, 2009. - 194 с.

14. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 c.

15. Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин .- М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 c.

16. Электротехнический справочник: в 3-х т. / под ред. Орлова И. Н. . - М.: Энергоатомиздат, 1988. Т. 3: в 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии. - 1988. - 880

17. Державно Будівельні Норми В.2.5-23:2010. Проектування електрообладнання об'єктів цивільного призначення.

18. Правила улаштування електроустановок. Київ 2017

19. В. В. Зорин. В. В. Тисленко. «Системы электроснабжения общего назначения» - Чернигов: ЧГТУ, 2005

20.Методичні вказівки до виконання курсового проекту з навчальної дисципліни «Проектування електричних мереж» для студентів всіх форм навчання та студентів-іноземців спеціальності 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» спеціалізації «Електричні системи і мережі», які навчаються за освітньо-професійною та освітньо-науковою програмами магістерської підготовки. (Електронне видання) Київ 2017

21. Паспортні дані кабелів взяті з ресурсу: http://yuzhcable.info

22.Паспортні дані трансформаторів взяті з ресурсу: http://energotransbud.com.ua

Размещено на Allbest.ru

...