Развитие электросети энергосистемы

50

324

981

115.5

Итого:

2049



Таблица 2.4. 1.

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах (вариант 1)

Параметры	Ед. изм	Трансформаторы
		А	В	1	2	3
		ВН-СН	ВН-CH	ВН-НН	ВН-НН	ВН-НН
Rэкв	Ом	0,22	0.14	2,0	2,19	2.19
Uном	кВ	230	230	230	115	115
Sij	МВА	164+j71	95+j51	62+j37	21+j11	19+j9
DPiўj	кВт	132,8	30,8	98,5	93,1	73,2
Итого	428,4
DPiўjў	кВт	290	250	150	42,5	42,5
Итого	775

Суммируя нагрузочные (ДРў) и условно постоянные (ДР?) потери для ВЛ и трансформаторов, получим:

ДРўнов = 2477,4 кВт и ДР?нов = 775 кВт.

Для старой схемы потери составляли

ДРўст=1116,1 кВт и ДР?ст= 540 кВт.

Прирост потерь в сети равен

ДРўmax= ДРўнов - ДРўст= 2477,4 - 1116,1 = 1361,3 кВт и

ДР?= ДР?нов - ДР?ст = 775 - 540 = 235 кВт.

Определим

ф = (0,124+ Тmax/10000)28760.

ф = (0,124+ 5400/10000)28760 = 3862 ч/год,

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии

b' (t')--и b" (t") по известным зависимостям:

вўэ = 3 руб/кВт•ч

в?э = 2,75 руб/кВт•ч.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются как

Спот =--DАўbўэ +--DАўbўэў ,

где ДАў=ДPўmaxф = 1361,3 • 3862•10-6 = 5,26 млн. кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =235•8760•10-6 = 2,06 млн. кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5,26•3+2,06•2,75 = 21,45 млн. руб./год.

Капиталовложения в схему 1 составят

КS = Кл + Кп = 792,7 + 785,5 = 1578,2 млн руб.

Эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети будут равны

Иў= Иўл+Иўп = 6,34 + 44,7 = 51 млн. руб/год.

Для определения приведенных затрат примем норму дисконта Е=0,1; расчетный период n=10 лет; срок строительства сети m=3 года. Вычислим приведенный срок эксплуатации:

Т_Э = n - m + 10 - 3 + 1/3 + 2/3 = 8 лет

Для каждого из сравниваемых вариантов приведенные (дисконтированные) затраты вычисляют по формуле

З = К(1+Е) +[И_ґ(1+Е) + С_пот]Т_э,



n; m - срок строительства электросети, лет;

t - текущий год расчетного периода;

Е - норма дисконта, прини- маемая равной 0,05…0,12.

и укажем в табл. 1.17.

Для схемы 2 результаты аналогичных расчетов сведем в табл. 2.5.

Таблица 2.5.

Экономические показатели сравниваемых вариантов, млн руб. Показатели	Варианты схемы
	1	2
Стоимость строительства линий, Кл	792,7	725,5
Стоимость строительства подстанций, Кп	785,5	588
Суммарные капвложения в электросеть, КS	1578,2	1313,5
Затраты на ремонт и обслуживание ВЛ, Иўл	6,34	5,8
Затраты на ремонт и обслуживание ПС, Иўп	44,7	33,0
Издержки на эксплуатацию сети, Иў	51,0	38,8
Расходы на возмещение потерь энергии, Спот	21,45	99,72
Приведенные затраты для схемы, ЗS	1745,7	2584
Приведенные ЗS, %	100	148

Различие дисконтированных затрат по вариантам 48 %. Это связано с большими потерями в линиях 110 кВ, так как по заданию некоторые длины превышают 100 км. Окончательно принимается вариант схемы 1.



3. Электрический расчет максимального режима работы сети

Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются затем для расчета технико-экономических показателей (ТЭП) спроектированной сети, а напряжения - для выбора коэффициентов трансформации.

Исходными данными при расчете режима сети являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах источника питания.

Составить схему замещения сети - значит рассчитать параметры схем замещения каждого элемента сети, соединить схемы замещения отдельных элементов в той последовательности, в какой они соединены в сети и, определив расчетные нагрузки подстанций, по возможности упростить схему замещения сети.

В расчетах нормальных режимов трехфазных сетей схема замещения составляется на одну фазу. По продольным ветвям протекает ток нагрузки, и поэтому потери мощности и напряжения в продольных элементах зависят от нагрузки. Поперечные ветви соединяются с нейтралью схемы замещения сети. Потери мощности в поперечных элементах зависят от величин узловых напряжений. В схему замещения вместо поперечных элементов удобно включать фиктивные нагрузки, численно равные потерям мощности в поперечных проводимостях.

Одно из основных требований к электрическим сетям - обеспечение надлежащего качества электроэнергии. На начальном этапе проектирования это требование сводится к достижению приемлемых уровней напряжения в узлах схемы и проверке достаточности имеющихся у трансформаторов устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на шинах 10 кВ новых подстанций.

Обеспечение технически приемлемых уровней напряжений зачастую требует установки компенсирующих устройств дополнительно к тем КУ, которые балансируют основные режимы электрической сети по реактивной мощности.

Для определения потребной мощности КУ и мест их установки следует рассчитать режим наибольших нагрузок, который характеризуется максимальными потерями напряжения и реактивной мощности.

Поскольку расчет может понадобиться повторить с новыми значениями мощностей КУ, то его лучше выполнять на ЭВМ.

Перед расчетом следует составить принципиальную схему (рис. 3.1), указать на ней нагрузки узлов (МВ•А), номинальные коэффициенты трансформации автотрансформаторов и напряжение И_П (кВ), определить поперечные проводимости (которыми ранее пренебрегли). Коэффициенты трансформации для новых подстанций можно принять пока равными единице. Результаты расчета следует нанести на схему - это упрощает анализ режима.

Алгоритмы расчета ЛЭП (в случае «ручных» расчетов)

Алгоритм расчета ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряжении и мощности в конце линии:

Схема замещения ЛЭП представлена на рис.

1. P₂ + jQ₂ - мощность в конце линии, здесь равна мощности нагрузки;

2. Q_C2 = U₂² - зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3. P_Z2 + jQ_Z2 - мощность в конце ветви сопротивления линии;

4. ?U - падение напряжения в линии (сопротивлении ЛЭП);

5. U₁ - напряжение в начале линии;

6. ?P + j?Q - потери мощности в сопротивлении линии;

7. P_Z1+ jQ_Z1 - мощность в начале ветви сопротивления линии;

8. Q_C1 - зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

9. P₁+ jQ₁ - мощность в начале линии.

Алгоритм расчета ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряжении в начале и мощности в конце состоит в последовательных приближениях к решению по пунктам приведенного ниже алгоритма до достижения желаемой точности, но, поскольку U₂ неизвестно, вместо него берется выбранное приближенное значение (как правило, берется номинальное напряжение U_ном).

Этап 1. Расчет потокораспределения.

1. P₂ + jQ₂ - мощность в конце линии - равна мощности нагрузки;

2. Q_C2 - зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3. P_Z2 +jQ_Z2 - мощность в конце ветви сопротивления линии;

4. ?P + j?Q - потери мощности в сопротивлении линии;

5. P_Z1+jQ_Z1 - мощность в начале ветви сопротивления линии;

6. Q_C= U₁² - зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

7. P₁+jQ₁ - мощность в начале линии.

Этап 2. Расчет режима напряжений.

1. ?U - падение напряжения в линии (сопротивлении ЛЭП);

ДU = = = +j

2. U₂ - напряжение в конце линии.



U₂ = U₁₂ - ДU

Алгоритм расчета сети

Многие задачи анализа режимов электрических систем связаны с определением потоков мощности по ЛЭП и трансформаторов схемы сети и оценкой величин напряжений на шинах подстанций и потребителей.

Выше уже рассмотрен алгоритм расчета ЛЭП. Этот расчет включает в себя две части: определение мощности на одном из концов линии (расчет поток распределения) и определение неизвестного напряжения (расчет режима напряжений).

Принято разделять на два этапа и расчет электрической сети: расчет поток распределения и расчет режима напряжений. Так как в дальнейшем в основном расчет сети будет идти при задании напряжения в начале сети и мощности нагрузок, то этап расчета поток распределения будет вестись приближенно по номинальному напряжению. В некоторых случаях в распределительных сетях для быстрой оценки поток распределения можно не учитывать потери в ЛЭП.

Расчет начинается с подготовительного этапа:

1. рисуется схема замещения сети;

2. определяются параметры схемы замещения и нагрузки на всех шинах (узлах) схемы. Наличие нагрузки отмечается стрелкой от этих шин. Возле каждой стрелки записывается численное значение нагрузки (активной и реактивной). Значения сопротивлений и проводимостей также подписываются возле своих обозначений на схеме. Потери холостого хода трансформаторов считаются нагрузкой в узле со стороны питания;

3. стрелками на схеме указываются направления потоков мощности (от пункта питания к нагрузке);

4. над шинами (узлами) надписываются номера для индексирования определяемых в расчете напряжений;

5. над идеальной трансформацией надписывается коэффициент трансформации.

Первый этап расчета - этап определения поток распределения в схеме сети - состоит в последовательном расчете мощностей в начале каждой ветви (индекс единица). Расчет потерь мощности и зарядных мощностей ведется по номинальному напряжению соответствующей точки сети. Потери мощности в ветвях сопротивлений вычисляются по протекающей по ним известной мощности в конце ветви (индекс двойка).

Второй этап - расчет величин напряжений идет последовательно от ИП к узлам нагрузки и состоит в определении падений напряжений и самих напряжений. Падения напряжения определяются по известным напряжениям и потокам мощности в начале каждой ветви (индекс единица).

Т.к. напряжение в узловых точках схемы замещения пока неизвестны, то слагающие расчетной мощности должны определяться по номинальному напряжению сети:

Зарядные мощности линий:

jQ'_c1=U²_ном•В₁/2;

jQ'_c2=U²_ном•В₂/2.

Потери в трансформаторах:

ДP_Т = 3I²₂r_T + ДP_ХХ = (P²₂ + Q²₂)/U²_2ном•r_T + ДP_XX;

ДQ_Т = 3I²₂x_T + ДQ_ХХ=(P²₂ + Q²₂)/U²_2ном•x_T + ДQ_XX;

ДP_Т = ДP_КЗ•S²₂/S²_2ном + ДP_ХХ;

ДQ_Т = U_k%/100•S²₂/S²_2ном + I_м%/S_2ном.

ДS_T =

Расчетная нагрузка подстанций Sр представляет собой мощность нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах и зарядной мощности линий. Так расчетная нагрузка подстанции 2 на рис. 3.12 определяется из соотношения:

S_p = P_H + jQ_H +ДP_T + jДQ_T + ДP_X + jДQ_X - -

ДS = ДP + jДQ = (R_T + jX_T)

Зная величины R, X, S и U2 определяем продольную ?U и поперечную дU составляющие падения напряжения в трансформаторах:

ДU =

U =

и напряжение на низкой стороне подстанции, приведенное к стороне ВН

U₂' =

Расчёты ведём в программе RastrWin 3.45.

Схемы строим в программе Splan 8.0.

Итогами расчета максимального режима являются:

· Поток распределение в виде упрощенной схемы замещения сети (номера узлов, сопротивления продольных ветвей, коэффициенты трансформации автотрансформаторов связи) с указанием на ней значений расчетных нагрузок узлов, потоков мощности в начале и конце каждой ветви, модулей узловых напряжений, мощности S_A=P_A+jQ_A балансирующего источника питания. Табличное (вместо графического) отображение результатов расчета режима для проверки правильности может играть лишь вспомогательную роль, т.к. даже если вычисления выполнены по стандартной программе на ЭВМ, то нет гарантии отсутствия ошибок ввода данных;

· Решение вопроса - нужны или нет дополнительные компенсирующие устройства (КУ) в сети. КУ нужны, если реактивная мощность ИП (Q_ип=Р_Аtgц_ип) оказалась меньше величины Q_А. Тогда решается вопрос о типах КУ и местах их установки (при этом пересчет режима не требуется);

· Значения приведенных напряжений U_ґ для новых подстанций. Эти значения удобнее поместить в таблицу, куда сводятся результаты выбора регулировочных ответвлений трансформаторов;

· Значение суммарных потерь активной мощности в сети.

Рис. 3.1. Результаты предварительного расчета максимального режима

Анализ режима показывает необходимость снижения уровней напряжения на шинах 110 кВ подстанций А и В (узлы 4 и 5 на схеме). На шинах 220 кВ всё нормально! - 227 кВ в узле 8.

Снижения напряжения на шинах 110 кВ можно добиться изменением коэффициентов трансформации АТ.

Примем регулировочные ответвления

n_A = n_B= -3 (k_ТР=2,02).

Завышенные уровни напряжения в узлах 7, 3 и 9 можно снизить:

1) подключением регулируемых реакторов на шины 110 кВ (узел 7) подстанции 3 (незначительно уменьшится напряжение в узле 5, зато сильно возрастут потери электроэнергии в ветвях 5-3 и 3-9, а на подстанции 3 придется установить трансформаторы большей мощности);

2) установкой управляемых шунтирующих реакторов по 25 МВ•А на каждую секцию шин 110 кВ подстанции В. Последний случай и рассмотрен далее.

Проверим возможность источника питания обеспечить баланс реактивной мощности для сети в целом:

Q_ИП = Р_ИП tgц_ИП =231•0,54 = 124,74 Мвар,

где tgц_ИП= 0,54 (по заданию cosц_ИП = 0,88).

Таким образом, Q_ИП = 124,74 МВар 129 МВар = Q_A

Необходима установка в сети компенсирующих устройств для генерации QКУ=QA - Q ИП = 129 - 124,74 = 4,26 Мвар. В качестве КУ принимаем батареи статических конденсаторов, устанавливаемых в сетях 0,4 и 10 кВ, питаемых от старых линий 110 кВ, подключенных к узлу 4 (4,8 МВар по справочнику). В этом случае на 4.80 Мвар уменьшится реактивная нагрузка узла 4.

Генерируемая мощность БСК при U=Uном составляет в среднем 70 % от установленной, то есть

= = = 6,86 МВар

Рис. 3.2. Расчет режима наибольших нагрузок

Повторим расчет режима наибольших нагрузок при условии, что:

1) реактивная нагрузка узла 4 уменьшилась на 4,8 Мвар;

2) к узлу 3 подключен один трехфазный пакет УШР РТУ-25000/110 с эквивалентной проводимостью на землю bр = 10142,4 мкСм;

3) изменились коэффициенты трансформации kA и kВ. Результаты расчета приведены на рис. 3.2.

Анализ результатов показывает, что уровни напряжений в узлах 5, 2, 3, 7 и 9 улучшены, а источник питания балансирует режим сети по реактивной мощности (Q_ИП>Q_А).

Произведем выбор отпаек трансформаторов новых подстанций.

Необходимо убедиться, что имеющиеся диапазоны РПН трансформаторов достаточны для реализации встречного регулирования напряжения.

Проиллюстрируем методику выбора отпаек на примере ПС-3.

Так как коэффициент трансформации идеального трансформатора принят равным единице, то приведенное напряжение U' равно напряжению узла 7, то есть U' = 110,5 кВ. Желаемое напряжение U_жел на шинах 10 кВ подстанции должно быть не менее 10.5 кВ. Необходимые паспортные данные трансформаторов ТДН-16000/115/11 ПС-3 указаны в табл. 1.13. Вычислим последовательно:

1. Напряжение регулировочного ответвления

U_P = U' U_HH/U_жел= 110,5 11/10,5 = 115,8

2. Номер отпайки

n = (U_P - U_BH)/(U_BH E) = (115,8 - 110)/(110 0.0178) = 2,94 = 3

где Е - ступень регулирования, о.е.

3. Напряжение выбранной отпайки

U_OTB = U_BH(1 + nE) = 110(1 + 3*0.0178) = 115,9 kB

4. Действительное напряжение на шинах 10 кВ ПС-3 (в узле 7)

U_Д = U'/k_T = U'U_HH/U_OTB = 110,5 11/115,9 = 10,5 кВ.

Результаты вычислений сведем в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Параметры	ед. изм.	Подстанции	Примечания
		1	2	3
Приведенное напряжение, Uў	кВ	220	110	110	Из расчета режима (рис. 3.2)
Номинальные напряжения, Uвн/Uнн	кВ	230/11	115/11	115/11	табл. 4.11 (МУ)
Ступень регулирования, Е	о.е.	0,015	0,0178	0,0178	табл. 4.11 (МУ)
Номер отпайки, n		0	2	3
Действительное напряжение, Uд	кВ	10,5	10,5	10,5



4. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети

Капитальные вложения

Величина капитальных затрат (табл. 2.5.2.) определена выше.

Оценку стоимости ЗРУ 10 кВ выполним в предположении, что мощность, приходящаяся на одну отходящую линию, равна 1 МВт.

Расчетная стоимость шунтовых реакторов (табл. В31 МУ) с учетом зонального коэффициента составит К_шр= 1•48•1,5 = 72 млн. руб. Установленная мощность батарей конденсаторов, найденная в п. 4.5, равна 6,86 Мвар. Понадобится 1 ККУ 10 кВ мощностью 7,2 Мвар и стоимостью 9,4млн.руб. за единицу (табл. В29 МУ).

Капитальные вложения в БК составят КБК=1•9,4•1,5 = 14,1 млн. руб.

Оценку стоимости ЗРУ 10 кВ выполним в предположении, что мощность, приходящаяся на одну отходящую линию, равна 1 МВт.

Номер схемы и стоимость ЗРУ примем по табл. В24, В25 МУ. Результаты сведем в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Капитальные вложения в строительство ЗРУ

Параметры	ед. изм.	Подстанции
		1	2	3
Нагрузка, Рmax	МВт	62	21	19
Номер схемы/число ВЛ	-	10-2/42	10-1/12	10-1/12
Стоимость ЗРУ (kІ=1,5)	млн руб.	43,2	19,95	19,95

В целом стоимость ЗРУ равна

КЗРУ= 43,2 + 19,95 + 19,95 = 83,1 млн руб.

Расчет капитальных вложений сведем в табл. 4.2.



Таблица 4.2

Капитальные вложения в строительство электросети, млн. руб.

Составляющие капвложений	К, млн.руб.	Примечания
Стоимость строительства ВЛ	792,7	табл. 2.4.1
Стоимость оборудования ПС (Кпост, Ктр, Кору, Кгв) на напряжение: до 110 кВ 220 кВ	309,5 476,0	табл. 2.5.1
Затраты на строительство ЗРУ 10 кВ	83,1	табл. 4.1
Расчетная стоимость управляемых шунтовых реакторов	72
Капитальные вложения в БСК	14,1
Капитальные вложения, всего	1747,40

Издержки на эксплуатацию

В составе годовых эксплуатационных расходов учтем стоимость ремонтов и обслуживания ВЛ и ПС, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии. Нормы затрат на ремонт и техническое обслуживание ВЛ (0,8 %) и оборудования ПС (5,9 % на напряжение до 110 кВ и 4,9 % - на 220 кВ) принимаем по табл. В34 МУ. Используя данные табл. 4.2, получим

И' = 792,7*0.008 + (309,5 + 83,1 + 72 + 14,1)*0.059 + 476*0.049 =

= 57,9 млн. руб./год.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определим по рассмотренной выше методике, используя результаты расчета максимального режима, вычитая потери для «старой» схемы и добавляя потери в КУ (ДРІШР= 180 кВт; ДРІБК= 180 кВт) и потери на корону для новых ВЛ (ДРІК= 40 кВт). Потери мощности, обусловленные подключением новых потребителей и развитием схемы электросети, составили: нагрузочные - ДРўmax = 1361,3 кВт; условно постоянные - ДРІ = 907 кВт. Годовые потери электроэнергии будут равны:

ДАў=ДPўmaxф = 1361,3 • 3862•10-6 = 5,26 млн. кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =907•8760•10-6 = 7,95 млн. кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5.26•3 + 7,95•2,75 = 37,63 млн. руб./год.

Без отчислений на реновацию издержки на эксплуатацию новой части электрической сети составят

И_У = И'+ С_ПОТ = 57,9 + 37,63 = 95,53 млн. руб./год

Расчетная стоимость передачи электроэнергии

Выше были определены: норма дисконта Е=0,1; расчетный период n = 10 лет; срок строительства новых ВЛ и ПС m = 3 года; приведенный срок эксплуатации Тэ=8 лет.

Приведенные затраты определим как:

З = 1747,4(1+0,1)+[57,9(1+0,1)+37,63]8 = 2732,7 млн. руб.

Максимальная нагрузка РS новых ПС равна 102 МВт. Годовой отпуск электроэнергии для дополнительных потребителей равен

А = РmaxЧТmax= 102•10-3•5400 = 550,8 млн. кВт•ч.

Расчетную стоимость передачи электроэнергии определим как

С_Р = З/(Т_Э А) = 2732,7/(8 550,8) = 0,62 руб./кВтч.

Потери мощности и электроэнергии

Подключение новых потребителей с нагрузкой РS--= 120 МВт обусловило рост потерь в сети на величину



ДРS--= ДРўmax+ДРІ--= 1361,3 + 907 = 2268,3 кВт.

Наибольшие потери активной мощности в процентах от Р? со- ставили

ДР =100•DРS/ РS=100•2,2683/102 = 2,22 %.

Полезный отпуск электроэнергии новым потребителям ведет к росту потерь на величину

ДАS=ДАў+ДАІ= 5,26 + 7,95 = 13,21 млн. кВтЧч,

что в процентах от А составляет

ДА = 100•DАS/А = 100*13,21 /550,8 = 2,4 %.



Заключение

В курсовом проекте было рассмотрено два способа расширения существующей сети: радиально-магистральный и кольцевой. В процессе проектирования решались задачи: выбора номинального напряжения; выбор сечений проводов; выбор трансформаторов; выбор схем присоединения новых подстанций для обеспечения потребителя напряжением 10.5 кВ, обеспечение в П.П. cos(?)=0.9, снижение потерь в сети. Выбор сечения проводов производился по методу экономических интервалов, это и обеспечило нам наименьшие затраты, допустимые потери напряжения, а также механическую прочность проводов. Трансформаторы выбирались по условиям: по перезагрузке в аварийном режиме и по загрузке в номинальном режиме. Для обеспечения желаемого напряжения на старых, а также на новых подстанциях производилось регулирование напряжения на подстанциях при помощи отпаек РПН на трансформаторах.

Из двух рассматриваемых вариантов был выбран вариант радиально-магистральной схемы (авриант 1). Данный вариант является предпочтительнее варианта (полу)кольцевой сети ,как показало технико-экономическое сопоставление, по многим критериям.



Библиографический список

1. Азаров, В.С. Передача и распределение электроэнергии в примерах и решениях: учеб.пособие / В.С.Азаров. - М.: изд-во МГОУ,2005.-215с.

2. Герасименко, А.А. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие для вузов / А.А.Герасименко, В.Т.Федин.- Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006.-808с.

3. Грунин, О.М. Электроэнергетические системы и сети в примерах и задачах: учеб.пособие / О.М.Грунин, Л.В.Савицкий. - Чи- та: Изд-во ЧитГТУ, 2011.-260с.

4. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: учебник для вузов / В.И.Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592с.

5. Костин, В.Н. Передача и распределение электроэнергии: учеб. пособие / В.Н.Костин, Е.В.Распопов, Е.А.Родченко. - СПб: СЗТУ, 2003.- 147с.

6. Лыкин, А.В. Электрические системы и сети: учеб. пособие / А.В.Лыкин. - М.: Университетская книга; Логос, 2006.-254с.

7. Поспелов, Г.Е. Электрические системы и сети / Г.Е. Поспе- лов, В.Т. Федин, П.В. Лычев.; под ред. В.Т. Федина, - Минск: Техно- принт, 2004.-710с.

8. Поспелов, Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование: учеб. пособие / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев. - Минск: Вышейшая школа, 1988.-308с.

9. Справочник по проектированию электрических сетей/ И.Г. Карапетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро.; под ред. Д.Л. Файбисовича.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009.-392с.

10. Электрические системы. Электрические сети / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А.Жуков [и др.]; под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева.- М.: Высшая школа, 1998.- 512с.

11. Методическое укозание №621.311 Электрические системы и сети. Составители: А. В. Лыкин, канд. техн. наук, доц., Ю. М. Сидоркин, канд. техн. наук, проф., 2014

12. ИНСТРУКЦИЯ по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. МинЭнерго РФ. 2014.

Размещено на Allbest.ru

...