Система распределения электроэнергии

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств в режиме наибольших и наименьших нагрузок

2. Составление вариантов схем с анализом каждого варианта

3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей и определение расчетных нагрузок подстанций

6. Уточненный расчет отобранного варианта сети в режиме наибольших нагрузок, в режиме наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме

7. Выполнить расчет регулирования напряжения в пункте 7

8. Уточнения баланса мощности и определения себестоимости передачи электроэнергии

Заключение

Список литературы

мощность напряжение трансформатор

Введение

Основными потребителями электрической энергии являются промышленные предприятия. Они расходуют более половины всей энергии, вырабатываемой в России. Ввод в действие новых предприятий, расширение существующих, рост энерговооруженности, широкое внедрение различных видов электротехнологии во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения.

Система распределения столь большого количества электроэнергии на промышленных предприятиях должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях современной техники. Поэтому электроснабжение промышленных предприятий должно основываться на использовании современного конкурентоспособного электротехнического оборудования, надежных экономичных аппаратах, прогрессивных конструкциях схем питания, широком применении автоматизации.

В настоящее время электроэнергетика России является важнейшей жизнеобеспечивающей отраслью страны. В ее состав входит более 700 электростанций общей мощностью 215,6 млн. кВт.

В современных условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах электроприемников, электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

1. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

Определяем активные и реактивные мощности для каждого пункта

Определяем потери на передачу активной и реактивной мощности для каждого потребителя

Потери активной энергии принимаем 5%;

Потери реактивной энергии принимаем 10%

Определяем требуемую активную и реактивную мощность источника питания



Определяем располагаемую реактивную энергию

Определяем дефицитную (не хватаемую) реактивную энергию

Из уравнения видно, что почти в два раза нахватает реактивной энергии. Для этой цели необходимо установить компенсирующие устройства.

Определяем реактивную, расчетную нагрузку компенсирующего устройства на каждом объекте.

Определяем количество компенсирующих установок на каждой подстанции.

Qki.ед -реактивная мощность одной компенсирующей установки

Qki.ед=0,33МВар

Определяем номинальную (фактическую) реактивную мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции.

Определяем реактивную мощность с учетом установленных компенсирующих устройств.

Определяем полную мощность с учетом компенсирующих устройств.

Проверка баланса мощности

Результаты по балансу мощности сводим в таблицу №1:

	3	4	5	6	7	8	итого
Si ( МВА)	18	24	38	26	25	20	151
Pi (МВт)	13,5	19,68	30,4	23,4	21,25	16	130,439
Pi (МВт)	0,675	0,984	1,52	1,17	1,06	0,8
Qi (МВар)	11,9	13,74	22,8	11,33	13,17	12	93,434
Qi (МВар)	1,19	1,37	2,28	1,13	1,32	1,2
Qkiрасч (МВар)	7,95	7,61	13,5	3,55	6,39	7,15	46,15
nki (шт)	24	23	41	11	20	22	141
Qki ном (МВар)	7,92	7,59	13,53	3,63	6,27	7,26	46,2
Qi/ (МВар)	3,98	6,15	9,27	7,7	6,9	4,74	38,74

2. Составление вариантов схем с анализом каждого варианта

Схема №1

Общая длина одноцепной линии

L13=35км, L37=45км, L75=22км, L51=33км,

L14=20км, L48=22км, L86=33км, L61=30км

Lобщ=240км

В данной схеме установлено 22 выключателя.

Схема №2.

L13=35 1.5=52.5км

L17=22 1.5=33км

L75=22 1.5=33 км

L16=30 км

L68=33 км

L84=22 км

L41=20 км

В данной схеме установлено 24 выключателя

Схема №3.

L13=35км

L36=33 км

L68=33 км

L81=35 км

L17=22 км

L75=22 км

L54=33м

L41=20

В данной схеме установлено 22 выключателя.

Схема №4

L13=35 км

L36=33 км

L61=30 км

L17=22 1.5=33 км

L75=22 1.5=33 км

L14=20 1.5=30 км

L48=22 1.5=33 км

В данной схеме установлено 26 выключателя.

Схема №5

L13=35 км

L36=33 км

L61=30 км

L17=22 км

L75=22 км

L51=33 км

L14=20 1.5=30 км

L48=22 1.5=33 км

В данной схеме установлено 25 выключателя.

3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

Схема №1

Рассмотрим схему №1 в нормальном режиме.

Определяем потоки мощности на участках ЛЭП.

Определяем номинальное напряжение.

Целесообразно выбирать величину номинального напряжения на участке 5-1 как наиболее загруженный и имеет большую протяженность.

Принимаем номинальное напряжение 110кВ.

Определим токи на участках ЛЭП.

Выбираем сечения проводов воздушной линии (район по гололеду №3, на железобетонных опорах).

F13=AC-185; Iдоп=510А F14=AC-240; Iдоп=610А

F37=AC-150; Iдоп=445А F48=AC-150; Iдоп=445А

F75=AC-120; Iдоп=380А F86=AC-120; Iдоп=380А

F51=AC-240; Iдоп=610А F61=AC-185; Iдоп=510А

Сечение, мм2	r 0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 см/км
120	0,249	0,423
150	0,194	0,416
185	0,156	0,409
240	0,12	0,43

Определяем активное и реактивное сопротивления

Определяем потери активной мощности на участках сети и суммарные потери активной мощности во всей сети.

Определяем потери напряжения на участках цепи и суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки от источника питания.

На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном режиме схема подходит по всем техническим параметрам.

Рассмотрим схему№1 в аварийном режиме.

Наиболее тяжелой аварией будет, обрыв цепи наиболее загруженного головного участка.



Определим потоки мощности на участках ЛЭП.

МВА,

МВА,

МВА,

Определим потоки мощности на участках ЛЭП.

Определим токи в ветвях ЛЭП.

Определяем потери напряжения на участках цепи.

<16,04%

<16,04%

Вывод: На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном и в аварийном режиме схема подходит по всем техническим параметрам. Данная схема включена в технико-экономический расчет.

Схема №2.

Рассмотрим схему №2 в нормальном режиме.

Определяем потоки мощности на участках ЛЭП



Определяем номинальное напряжение

Принимаем номинальное напряжение 110кВ.

Определим токи на участках ЛЭП.

для однолинейной линии;

-для 2хлинейной цепи

Выбираем сечения проводов воздушной линии (район по гололеду №3, на железобетонных опорах).

F17=AC-240; Iдоп=610А F14=AC-240; Iдоп=610А

F75=AC-120; Iдоп=380А F48=AC-150; Iдоп=445А

F13=AC-120; Iдоп=380 F86=AC-120; Iдоп=380А

F61=AC-185; Iдоп=510А

Сечение, мм2	r 0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 см/км
120	0,249	0,423
150	0,194	0,416
185	0,156	0,409
240	0,12	0,43

Определяем активное и реактивное сопротивления

для однолинейной цепи;

для 2хлинейной цепи



Определяем потери активной мощности на участках сети и суммарные потери активной мощности во всей сети.

Определяем потери напряжения на участках цепи и суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки от источника питания.



Вывод. На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном режиме схема подходит по всем техническим параметрам.

Рассмотрим схему №2 в аварийном режиме.

Линия 1-7-5.

При обрыве одной цепи головного участка, потокораспределение не изменится, изменится сопротивление головного участка линии.

Определяем активное и реактивное сопротивление головного участка.

.

Линия 1-3.

При обрыве одной цепи головного участка, потокораспределение не изменится, изменится сопротивление головного участка линии.

Определяем активное и реактивное сопротивление головного участка.

Линия 1-4-8-6-1

Наиболее тяжелой аварией будет, обрыв цепи наиболее загруженного головного участка 6-1.



Определяем токи в цепи на головного участка.

Определяем потери напряжения на участках цепи и суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки от источника питания.

<16,02%

<16,02%

<16,02%

Вывод: На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном и в аварийном режиме схема подходит по всем техническим параметрам. Данная схема включена в технико-экономический расчет.

Схема №3

Рассмотрим схему №3 в нормальном режиме.

Определяем потоки мощности на участках ЛЭП.

;

;

;

Определяем номинальное напряжение.

Целесообразно выбирать величину номинального напряжения на участке 1-7 как наиболее загруженный и имеет среднюю протяженность.

Принимаем номинальное напряжение 110кВ.

Определим токи на участках ЛЭП.

Выбираем сечения проводов воздушной линии (район по гололеду №3, на железобетонных опорах).

F18=AC-185; Iдоп=510А F17=AC-240; Iдоп=610А

F86=AC-120; Iдоп=380А F75=AC-150; Iдоп=445А

F63=AC-150; Iдоп=445А F54=AC-185; Iдоп=510А

F31=AC-185; Iдоп=510А F41=AC-240; Iдоп=610А

Сечение, мм2	r 0, Ом/км	x0, Ом/км	b0 см/км
120	0,249	0,423
150	0,194	0,416
185	0,156	0,409
240	0,12	0,43

Определяем активное и реактивное сопротивления:

Определяем потери активной мощности на участках сети и суммарные потери активной мощности во всей сети.

Определяем потери напряжения на участках цепи и суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки от источника питания.

На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном режиме схема подходит по всем техническим параметрам.

Рассмотрим схему№3 в аварийном режиме.

Наиболее тяжелой аварией будет, обрыв цепи наиболее загруженного головного участка.

Определим потоки мощности на участках ЛЭП.

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Определим токи в ветвях ЛЭП и сверим с допустимыми токами проводов.

Определяем потери напряжения на участках цепи.

<16,04%

<16,04%

Вывод: На трансформаторах с высшим напряжением 110кВ применяют РПН с пределами регулирования напряжения . Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно в нормальном и в аварийном режиме схема подходит по всем техническим параметрам. Данная схема включена в технико-экономический расчет.

4. Технико-экономический расчет

Схема №1

Так как схемы отличаются только длинной линий и видом распределительных устройств, то при расчете будем учитывать только эти элементы схемы.

Определяем стоимость сооружения участка линии.

К0-стоимость одного километра провода

l-длина линии

Определяем стоимости всей длины сети.

Определяем стоимость капиталовложений в строительство ОРУ. В данной схеме 6проходных ОРУ .

К0-стоимость одной проходной ОРУ.=21,6тыс руб

n- количество ОРУ в сети

Определяем общее капиталовложения

Определяем ежегодные издержки

u = uЛ+uору = б1ЧkЛ+б2ЧkОРУ+ДСЧфЧв, где

б1 = 3,6%; б2 = 6,4% - общая норма амортизационных отчислений

ф = 4100 - время наибольших потерь

Определяем минимум приведенных затрат.

k - капитальные вложения в линию

Рн = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

u - эксплуатационные расходы

Схема №2

Определяем стоимость сооружения участка линии.

К0-стоимость одного километра провода

l-длина линии

Определяем стоимость капиталовложений в строительство ОРУ. В данной схеме 6проходных ОРУ .



К0прох-стоимость одной проходной ОРУ.=21,6тыс руб

К0туп-стоимость одной тупиковой ОРУ.=17,7тыс руб

n- количество ОРУ в сети

Определяем общее капиталовложения

Определяем ежегодные издержки

u = uЛ+uору = б1ЧkЛ+б2ЧkОРУ+ДСЧфЧв, где

б1 = 3,6%; б2 = 6,4% - общая норма амортизационных отчислений

ф = 4100 - время наибольших потерь

Определяем минимум приведенных затрат.

k - капитальные вложения в линию

Рн = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; u - эксплуатационные расходы

Схема №3.

Определяем стоимость сооружения участка линии.

К0-стоимость одного километра провода

l-длина линии

Определяем стоимость капиталовложений в строительство ОРУ. В данной схеме 6проходных ОРУ .

К0-стоимость одной проходной ОРУ.=21,6тыс руб

n- количество ОРУ в сети

Определяем общее капиталовложения

Определяем ежегодные издержки

u = uЛ+uору = б1ЧkЛ+б2ЧkОРУ+ДСЧфЧв, где

б1 = 3,6%; б2 = 6,4% - общая норма амортизационных отчислений

ф = 4100 - время наибольших потерь

Определяем минимум приведенных затрат.

Наименование	Номер схемы энергоснабжения
	1	2	3
Определяем общее капиталовложения, тыс. руб	3663,05	3453,47	3606,87
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб/год	606,230	659,243	608,174
Приведенные затраты, тыс. руб/год	1045,793	1073,659	1040,998

По произведенному технико-экономическому расчету вариантов элетроснабжения схем:№1,№2,№3, выяснилось, что по минимуму приведенных затрат, наиболее выгодная и экономическая из трех схем - схема №3. предпочтение отдается ей для электроснабжения данных пунктов.дальнейшие расчеты делается для схемы №3.

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей и определение расчетных нагрузок подстанций

Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяется расчетная мощность трансформатора на подстанции.

где Кз=0,65-0,75 - коэффициент загрузки; n=2

МВА

Для пункта 7 выбираю трансформатор типа ТДН-16000/110

МВА

Для пункта 5 выбираю трансформатор типа ТДН-25000/110

МВА

Для пункта 4 выбираю трансформатор типа ТДН-16000/110

МВА

Для пункта 3 выбираю трансформатор типа ТДН-10000/110

МВА

Для пункта 6 выбираю трансформатор типа ТДН-25000/110

МВА

Для пункта 8 выбираю трансформатор типа ТДН-16000/110

Считаем потери активной и реактивной мощности в трансформаторе:

Определяем зарядную мощность сети, примыкающей к подстанции.

Определяем расчетные нагрузки подстанций.

6. Уточненный расчет отобранного варианта сети в режиме наибольших нагрузок, в режиме наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме.

Уточненный расчет отобранного варианта сети в режиме наибольших нагрузок.

Определяем потоки мощности на участках ЛЭП.

;

;

;

Определяем потери активной мощности на участках сети и суммарные потери активной мощности во всей сети.

Определяем потери реактивной мощности на участках сети

Находим потери напряжения и определяем напряжения на объектах.

кВ



Потери напряжения в сети находятся в пределах регулирования РПН трансформатора; следовательно, в режиме номинальных нагрузок схема подходит по всем техническим параметрам.

Уточненный расчет в режиме наименьших нагрузок.

Наименьшая нагрузка 50% от наибольшей нагрузки.

Находим активную мощность.

где Я=0,5 - коэффициент уменьшения нагрузки.

Находим реактивную мощность

В режиме наименьших нагрузок следует оценить выгодность отключений, одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях

Отключение выгодно, если:

-потери активной энергии в трансформаторе при холостом ходе

- потери активной энергии в трансформаторе при коротком замыкании

-количество трансформаторов на подстанции

- количество отключаемых трансформаторов

Целесообразно отключить один трансформатор.

Целесообразно отключить один трансформатор.

Целесообразно оставить подключенными два трансформатора.

Целесообразно отключить один трансформатор

Целесообразно отключить один трансформатор.

Целесообразно отключить один трансформатор

Целесообразно оставить подключенными два трансформатора.

Определяем потери активной и реактивной мощности в трансформаторах с учетом количество работающих трансформаторов в режиме наименьших нагрузках.

Определяем расчетные нагрузки подстанций.

Определяем потоки мощности на участках ЛЭП.

;

;

;

Определяем потери активной мощности на участках сети и суммарные потери активной мощности во всей сети.

Определяем потери реактивной мощности на участках сети

Находим потери напряжения и определяем напряжения на объектах.

кВ

Уточненный расчет аварийного режима.

Наиболее тяжелой аварией будет, обрыв цепи наиболее загруженного головного участка.

Определим потоки мощности на участках ЛЭП.

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Определяем потери напряжения на участках цепи.

<16,04%

<16,04%

7. Выполнения расчета регулировки напряжения на подстанциях

Регулирование напряжения сети в режиме наибольших нагрузок.

Определим напряжение на шинах НН пункта, приведенное к стороне ВН.

Rmp и Хтр -- сопротивления схемы замещения двух трансформаторов, включенных параллельно.



Определяем напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения.

где: U/1 - напряжение на шинах НН пункта, приведенное к стороне ВН

U2хх - 10,5 кВ напряжение холостого хода трансформатора

U2жел - 10,4 кВ желаемое напряжение на стороне НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.



где: n - номер ответвления

Е - ступень регулирования в %

nЕ - предел регулирования равный 9 . 1,78

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН



Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН



Регулирование напряжения сети в режиме наименьших нагрузок.

Определим напряжение на шинах НН пункта, приведенное к стороне ВН.

Rmp и Хтр -- сопротивления схемы замещения двух трансформаторов включенных параллельно, или сопротивления одного трансформатора.

Определяем напряжение ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения.



Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.



Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН



Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Регулирования напряжения в аварийном режиме.

Определим напряжение на шинах НН пункта, приведенное к стороне ВН.

Rmp и Хтр -- сопротивления схемы замещения двух трансформаторов, включенных параллельно.

Определяем напряжение ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения.

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

Определяем стандартное напряжение ответвления.

Определяем действительное напряжение на шинах НН

8. Уточнения баланса мощности и определения себестоимости передачи электроэнергии

Уточнения баланса мощности

Уточнение количества компенсирующих устройств

Компенсирующие устройства выбирались на начальной стадии проектирования на основе прогнозной потребности в реактивной мощности. Поэтому после уточненного расчета потокораспределения необходимо уточнить их количество.

Определяем активную и реактивную мощность вырабатываемой электрической системой.

Из расчетов видно, что Qсист выше чем Q это говорит о том что, в системе идет перенасыщение реактивной энергии. Следовательно надо снять n количество компенсирующих устройств. Целесообразно это делать на более удаленных электрических подстанциях.

Определяем разницу между Qсист-Q

Определяем количество компенсирующих устройств, которые будут устранены из системы.



Qед- компенсирующая реактивная энергия одного зарядного устройства.

Проверяем баланс мощностей.

Определение себестоимости передачи электроэнергии

Определяются капиталовложения:

Стоимость ЛЭП (Клэп=347727 тыс.руб)

Стоимость РУ (Кру= 12960 тыс.руб)

Стоимость трансформаторов (Ктр= 155 . 2 . 6 . 50= 93000 тыс.руб)

По справочным данным [Л1, табл. 10.22, стр.572] определяется стоимость комплектной конденсаторной установки (ККУ) напряжением 10 кВ. Исходя из мощности выбирается установка напряжением 10 кВ типа УКМ-6.3-330У1 (330 кВар) стоимостью 49 тыс.руб. Итого в шести пунктах установлено 118 конденсаторная батарея. Общая стоимость источников реактивной мощности составляет Кирм=49 . 118 =5782 (тыс.руб)

Общие капиталовложения определяются как сумма стоимости отдельных элементов сети:

К=Клэп+Кру+Ктр+Кирм (тыс.руб)



Определяем стоимость на амортизацию

Определяем издержек на оплату потерь электроэнергии ИДW

ИДW = ДР?· ф ·сэ

Определяем годовые издержки при работе электрической сети И?год

Определяем электроэнергию, отпущенная потребителям в течении года

Wгод = ?Pi·Tм

Определяется себестоимость переданной электрической энергии

Заключение

В данном курсовом проекте мне удалось спроектировать и рассчитал наиболее целесообразную, как экономически, так и конструктивно, электрическую сеть, из пяти представленных вариантов.

Из представленных мною пять вариантов географического расположения сети, были выбраны три (№1, №2, №3) схемы наиболее простые по конструкции и с наиболее кратчайшей суммарной длиной линии электропередач. В этих схемах был произведен технический расчет, был выбран провод, рассчитан ток, падение напряжения, потокораспределения в режимах максимально загруженном и в аварийном. В дальнейших расчетах аварийного режима прошли все три схемы, способные выдержать аварии сети. Технико-экономическое сравнение этих вариантов показало самую экономически целесообразную выгодную для дальнейшего расчета схему электропередач. Эта схема №3.

Уточненный расчет данной схемы показал, что она способна выдерживает аварийный режим с учетом отключения самого загруженного участка цепи, экономически выгодна с учетом всех затрат на потерю мощности, транспортные и эксплуатационные издержки и т.п. И в итоге обеспечивает необходимой качественной электроэнергией потребителей с отпускной ценой 0,25 руб./кВт-ч.

Список используемой литературы

1. Герасименко А.А. «Передача и распределение электрической энергии»: учебное пособие.Ростов-на Дону ФЕНИКС; Красноярск Издательские проекты, 2006 г. 720с.

2. Лыкин А.В. «Электрические системы и сети»: Учебное пособие. Новосибирск. Изд-во НГТУ, 2002 г. 248 с.

3. Балаков Ю.Н. и др. «Проектирование схем электроустановок»; учебное пособие; Москва. Издательский дом МЭИ, 2006 г. 288 с.

4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985. 220 с.

5. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/ Под ред. В.М. Блок. М.: Высшая школа, 1990. 388 с,

6. Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СТУ

7. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М: Энергоатомиздат, 1989.592 с,

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и М.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 349 с,

9. Электрическая часть станций и подстанций/ Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ И.П. Крючков, Б.П. Неклепаев. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с,

10. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т. 1. Электроснабжение/ Под общ. ред. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1986. 586 с,

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание, М.: Информэлсктро, 1994.

Размещено на Allbest.ru

...