Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Филиал ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)»
в г. Смоленске
Кафедра ЭЭС
Специальность Электроснабжение
Курсовой проект
«Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы»
Смоленск, 2011г.
Курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». Кафедра ЭЭС.-Смоленск филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)», 2011 г.– 38с., 34 табл., 10 рис., 1 прил.
Проектируется сеть напряжением 500/220 кВ.
Выбираются параметры сети. По программе «RastrWin» на персональном компьютере рассчитываются ряд характерных режимов. Приводятся технико-экономические расчёты для сравнения вариантов схем электроснабжения. Составляется спецификация оборудования.
Содержание
ГЛАВА 1. Анализ исходных данных
1.1 Характеристика района строительства сети
1.2 Характеристика потребителей
1.3 Характеристика источников питания
ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети
2.1 Графики электрических нагрузок
2.2 Предварительная наметка конфигурации линии
2.3 Выбор параметров воздушных линий
2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформатора
2.5 Схемы электрических соединений элементов сети
ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети
3.1 Капитальные вложения
3.2 Издержки
3.3 Потери электроэнергии
3.4 Затраты
3.5 Сравнение затрат
ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети
4.1 Математическое моделирование воздушных линий
4.2 Математическое моделирование трансформаторов
ГЛАВА 5. Расчёты и анализ характерных режимов
5.1 Режим наибольших нагрузок
5.2 Режим наименьших нагрузок
5.3 Режим послеаварийный
ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели
6.1 Спецификация основного оборудования и материалы
Список используемой литературы
Приложение
ГЛАВА 1. Анализ исходных данных
В данной главе анализируется район, в котором сооружается сеть, потребители и источники электроэнергии.
1.1 Характеристика района строительства сети
Электроэнергетическая сеть сооружается в районе Калуги, относящейся по ([1], рис.2.5.5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к II району; по пляске проводов – с умеренной пляской проводов. Среднегодовая продолжительность гроз – от 40 до 60 ч. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха([2], табл.1.37) годовая + 9,4°С, зимняя -8,9 °С, летняя +17,3°С.
1.2 Характеристика потребителей
В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 450, П2- 20, П3-120, П4-230, П5-30 МВт. В пунктах 1, 3, 5 потребители по надёжности электроснабжения I и II категории, в пунктах 2 и 4 потребители только II категории.
1.3 Характеристика источников питания
Потребители получают электроэнергию от двух источников – гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС-800 МВт-зимой и 600 МВт летом; резерв системы составляет300 МВт. Диапазон изменения от –0,2 до +0,2.
Вывод Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.
ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети
В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.
2.1 Графики электрических нагрузок
На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл.1.
Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.
Таблица 1
Потребитель
Сезон
Нагрузка потребителей, МВт в часы
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
П1
зима
270
270/360
450
180/270
270/360
450
лето
194,4
194,4/259,2
324
129,6/194,4
194,4/259,2
324
П2
зима
16
8
8/12
20
8
12
лето
12,8
6,4
6,4/9,6
16
6,4
9,6
П3
зима
96
96
48
48/72
120
96/72
лето
65,3
65,3
32,6
32,6/49
81,6
65,3/49
П4
зима
184
184
92
92/138
230
184/138
лето
123,3
123,3
61,6
61,6/92,5
154,1
123,3/92,5
П5
зима
18
18/24
30
12/18
18/24
30
лето
16,2
16,2/21,6
27
10,8/16,2
16,2/21,6
27
П∑
зима
584
576/672
628/632
352/518
646/742
772/702
лето
412
405,6/475,8
451,6/454,8
250,6/368,1
452,7/522,9
549,2/502,1
Мощность от ГЭС
зима
800
800
800
800
800
800
лето
600
600
600
600
600
600
Обмен мощностью с системой
зима
216
224/128
172/168
448/282
154/58
28/98
лето
188
194,4/124,2
148,4/145,2
349,4/231,9
147,3/77,1
50,8/97,9
Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой с 20 до 24 часов (потребляемая мощность – 772/702 МВт), а режим наименьшей нагрузки – летом с 12 до 16 часов (потребляемая мощность 250,6/368,1 МВт).
Годовое потребление электроэнергии
МВт×ч;
МВт×ч;
МВт×ч.
Число часов использования наибольшей нагрузки
ч, где — максимальная мощность потребителей, МВт.
2.2 Предварительная наметка конфигурации линии
На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от С и ГЭС. В данном варианте схемы одноцепные линии не применяются, а во втором варианте сеть изменена и представлена в виде кольца на напряжение 220 кВпо линиям к потребителям, состоящего из одноцепных линий. Передача мощности от ГЭС и С осуществляется к ПС1 по двухцепной линии на 500 кВ, к оставшимся потребителям передача мощности осуществляется по линиям на напряжение500 220 и 110 кВ исходя из кратчайших расстояний. Напряжения на линиях в обеих схемах представлены нарис.1.
Рис.1 Два варианта конфигурации линий
2.3 Выбор параметров ВЛ
Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле
Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ГЭС — ПС1)
Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 4 и 5. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий. Полученные значения для удобства так же представлены в таблицах 4 и 5.
После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ –исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).
Все ЛЭП, кроме ПС4-ПС2,ПС5-ПС4, ПС3-ПС5, ПС2-ПС3 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I – все ЛЭП -двухцепные линии. Максимальные потоки по ЛЭП для схемы 1 представлены в таблице 2, а 2-й схемы – в таблице 3.
Расчёт максимальных перетоков мощности в кольце выполнен с учетом всех возможных случаев обрывов ВЛ кольца.
Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 1
Таблица 2
Линия
Сезон
Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
ГЭС-ПС1
зима
584
576/672
628/632
352/518
646/742
772/702
лето
412
405,6/475,8
451,6/454,8
250,6/368,1
452,7/522,9
549,2/502,1
ПС1-ПС4
зима
314
306/312
178/182
172/248
376/382
322/252
лето
217,6
211,2/216,6
127,6/130,8
121/173,7
258,3/263,7
225,2/178,1
ПС4-ПС3
зима
130
122/128
86/90
80/110
146/152
138/114
лето
94,3
87,9/93,3
66/69,2
59,4/81,2
104,2/109,6
101,9/85,6
ПС3-ПС2
зима
16
8
8/12
20
8
12
лето
12,8
6,4
6,4/9,6
16
6,4
9,6
ПС3-ПС5
зима
18
18/24
30
12/18
18/24
30
лето
16,2
16,2/21,6
27
10,8/16,2
16,2/21,6
27
ГЭС-С
зима
216
224/128
172/168
448/282
154/58
28/98
лето
188
194,4/124,2
148,4/145,2
349,4/231,9
147,3/77,1
50,8/97,9
Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 2.
Таблица 3
Линия
Сезон
Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
ГЭС-ПС1
зима
584
576/672
628/632
352/518
646/742
772/702
лето
412
405,6/475,8
451,6/454,8
250,6/368,1
452,7/522,9
549,2/502,1
ПС1-ПС4
зима
314
306/312
178/182
172/248
376/382
322/252
лето
217,6
211,2/216,6
127,6/130,8
121/173,7
258,3/263,7
225,2/178,1
ПС4-ПС2
зима
130
122/128
86/90
80/110
146/152
138/114
лето
94,3
87,9/93,3
66/69,2
59,4/81,2
104,2/109,6
101,9/85,6
ПС4-ПС5
зима
130
122/128
86/90
80/110
146/152
138/114
лето
94,3
87,9/93,3
66/69,2
59,4/81,2
104,2/109,6
101,9/85,6
ПС5-ПС3
зима
112
104
56/60
68/92
128
108/84
лето
78,1
71,7
39/42,2
48,6/65
88
74,9/58,6
ПС2-ПС3
зима
114
114/120
78
60/90
138/144
126/102
лето
81,5
81,5/86,9
59,6
43,4/65,2
97,8/103,2
92,3/76
ГЭС-С
зима
216
224/128
172/168
448/282
154/58
28/98
лето
188
194,4/124,2
148,4/145,2
349,4/231,9
147,3/77,1
50,8/97,9
Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1
1. По короне По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11.
2. По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160).
3. По экономической плотности тока.
4. По допустимой токовой нагрузке по нагреву
Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2
А,
где — максимальная мощность, протекающая по линии, – заданный коэффициент мощности.
По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А ( А, что превышает расчётное значение), однако по условию короны возможно применение провода марки 3хАС 300/66
( А на три провода, что превышает расчётный ток) и проводов с большими сечениями.
По экономической плотности рекомендуемое сечение
Следовательно, принимаем ближайшее сечение — провод марки 3хАС 300/66.
Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.
Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1
Таблица 4
Линия
Длина, км
, МВт
, кВ
, кВ
Сечение
, А
, А в ПАР
ГЭС-ПС1
450,7
772
479,6
500
3*АС300/66
2040
938,4
ПС1-ПС4
79,1
382
278,8
500
3*АС300/66
2040
464,3
ПС4-ПС3
111,8
152
210,4
220
АС400/51
825
419,9
ПС3-ПС2
79,1
20
87,3
110
АС120/19
390
110,5
ПС3-ПС5
103,1
30
106,5
110
АС150/24
450
165,8
ГЭС-С
510
448
390,4
500
3*АС 300/66
2040
544,5
Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2
Таблица 5
Линия
Длина, км
, МВт
, кВ
, кВ
Сечение
, А
, А в ПАР
ГЭС-ПС1
450,7
772
479,6
500
3*АС 300/66
2040
938,4
ПС1-ПС4
79,1
382
278,8
500
3*АС 300/66
2040
464,3
ПС4-ПС2
127,5
152
221,6
220
АС 400/51
825
419,9
ПС4-ПС5
75
152
207,9
220
АС 400/51
825
419,9
ПС5-ПС3
103,1
128
202,5
220
АС 400/51
825
353,6
ПС2-ПС3
79,1
144
205,5
220
АС 400/51
825
397,8
ГЭС-С
510
448
390,4
500
3*АС 300/66
2040
544,5
2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов
Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов
— номинальных напряжений объединяемых сетей;
-нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;
— требования к надёжности электроснабжения потребителей;
— требований к регулированию напряжений;
— окружающей среды и т.д.
Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6.
Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы)
Таблица 6
ПC
Ступень напряжения
Сезон
Мощность, МВт в часы
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
АТ4
ВН
З
314
306/312
178/182
172/248
376/382
322/252
Л
217,6
211,2/216,6
127,6/130,8
121/173,7
258,3/263,7
225,2/178,1
СН
З
130
122/128
86/90
80/110
146/152
138/114
Л
94,3
87,9/93,3
66/69,2
59,4/81,2
104,2/109,6
101,9/85,6
НН
З
184
184
92
92/138
230
184/138
Л
123,3
123,3
61,6
61,6/92,5
154,1
123,3/92,5
Т1
ВН
З
270
270/360
450
180/270
270/360
450
Л
194,4
194,4/259,2
324
129,6/194,4
194,4/259,2
324
АТ3
ВН
З
130
122/128
86/90
80/110
146/152
138/114
Л
94,3
87,9/93,3
66/69,2
59,4/81,2
104,2/109,6
101,9/85,6
СН
З
34
26/32
38/42
32/38
26/32
42
Л
29
22,6/28
33,4/36,6
26,8/32,2
22,6/28
36,6
НН
З
96
96
48
48/72
120
96/72
Л
65,3
65,3
32,6
32,6/49
81,6
65,3/49
Т2
ВН
З
16
8
8/12
20
8
12
Л
12,8
6,4
6,4/9,6
16
6,4
9,6
Т5
ВН
З
18
18/24
30
12/18
18/24
30
Л
16,2
16,2/21,6
27
10,8/16,2
16,2/21,6
27
По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС.
Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости
Для автотрансформаторов подстанции ПС1
, где
– заданный коэффициент мощности.
— максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт);
1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.
Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8.
Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1.
Таблица 7
Подстанция
Тип Т (АТ)
Напряжение, кВ
, МВА
, МВА
ВН
СН
НН
ПС1
ТДЦ-400000/500
500
—
13,8
400
400
ПС2
ТДН-16000/110
115
—
11
16
16
ПС3
АТДЦТН-125000/220/110
230
121
10,5
125
62,5
ПС4
3хАОДЦТН-167000/500/220
500
230
11
501
250
ПС5
ТРДН-25000/110
115
—
10,5
25
25
Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2
Таблица 8
Подстанция
Тип Т (АТ)
Напряжение, кВ
, МВА
, МВА
ВН
СН
НН
ПС1
ТДЦ-400000/500
500
—
13,8
400
400
ПС2
ТРДН-40000/220
220
—
11
25
40
ПС3
ТРДЦН-100000/220
230
—
11
100
100
ПС4
3хАОДЦТН-167000/500/220
500
230
11
500
250
ПС5
ТРДН-40000/220
220
—
11
25
40
2.5 Схемы электрических соединений элементов
Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.
Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1.
Таблица 9
Подстанция
U
Кол-воЛЭП
Схема электрических соединений
Кол-во ячеек с выключателями
ПС1
500
4
Полуторная схема (17)
9
ПС2
110
2
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)
2
ПС3
220
2
Четырехугольник (7)
4
110
4
Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9)
7
ПС4
500
2
Четырехугольник (7)
4
220
2
Четырехугольник (7)
4
ПС5
110
2
Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н)
2
ГЭС
500
4
Полуторная схема (17)
9
Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2
Таблица 10
Подстанция
U
Кол-во ЛЭП
Схема электрических соединений
Кол-во ячеек с выключателями
ПС1
500
4
Полуторная схема (17)
9
ПС2
220
2
Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)
3
ПС3
220
2
Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)
3
ПС4
500
2
Четырёхугольник (7)
4
220
2
Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)
3
ПС5
220
2
Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)
3
ГЭС
500
4
Полуторная схема (17)
9
Вывод Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов.
Вывод по пункту Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.
Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2
Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1
ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети
В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.)
Приведенные затраты на проектируемую сеть
,
где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К — суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И — суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал.
В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4.
3.1 Капитальные вложения
,
где- капитальные вложения в линии, тыс. руб.; — капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.
Линии
,
где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб./км, L –длина линии, км.
Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов) UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда тыс.руб./км. ([3] табл.9.7), тыс.руб.
Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12.
Расчетные данные затрат на линии для схемы 1
Таблица 11
Линия
U, кВ
L, км
К0
КЛ
ГЭС-C
500
510
65,8
67116
ГЭС-ПС1
500
450,7
65,8
59312,2
ПС1-ПС4
500
79,1
65,8
10409,6
ПС4-ПС3
220
111,8
35
3913
ПС3-ПС2
110
79,1
20,4
1613,6
ПС3-ПС5
110
103,1
22,2
2288,8
Расчетные данные затрат на линии для схемы 2
Таблица 12
Линия
U, кВ
L, км
К0
КЛ
ГЭС-C
500
510
65,8
67116
ГЭС-ПС1
500
450,7
65,8
59312,2
ПС1-ПС4
500
79,1
65,8
10409,6
ПС4-ПС2
220
127,5
20
2550
ПС4-ПС5
220
75
20
1500
ПС5-ПС3
220
103,1
20
2062
ПС2-ПС3
220
79,1
20
1582
Капитальные вложения в линии для схем
Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются.
тыс.руб.
тыс.руб.
Подстанции
,
где — стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб.; — стоимость трансформаторов, тыс. руб.; — постоянная часть затрат, тыс. руб.
Для обоих вариантов ПС-1
ПС-1 Сторона ВН ПС-1 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) тыс.руб.
тыс.руб.
Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов
Для обоих вариантов
ПС-1 UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, тыс.руб. ([3] табл.9.22) тыс.руб.;
Постоянная часть затрат
Для обоих вариантов
Для ВН ПС-1 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) тыс.руб.
тыс.руб.
тыс.руб.
Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14.
Капитальные вложения в подстанции схемы 1
Таблица 13
Подстанция
, тыс. руб
, тыс. руб
, тыс. руб
, тыс. руб
ГЭС
3420
—
4100
7520
ПС1
3420
836
4100
8356
ПС2
114
96
210
420
ПС3
520+399
400
760+620
2699
ПС4
1520+520
1236
2400+620
6296
ПС5
114
132
210
456
∑
25747
Капитальные вложения в подстанции схемы 2
Таблица 14
Подстанция
, тыс. руб
, тыс. руб
, тыс. руб
, тыс. руб
ГЭС
3420
—
4100
7520
ПС1
3420
836
4100
8356
ПС2
390
260
350
1000
ПС3
390
440
350
1180
ПС4
1520+390
1236
2400+350
5896
ПС5
390
260
350
1000
∑
24952
Суммарные капитальные вложения
Одинаковые элементы не учитываем.
Вариант 1
тыс.руб.
Вариант 2
тыс.руб.
3.2 Издержки
Суммарные издержки , где — издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб.; — издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.
Линии
.
,
где — ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат; — стоимость сооружения линии, тыс. руб.
Для варианта 1
По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.
Для варианта 2
По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.
Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2
Таблица15
Вариант
, тыс. руб.
, %
, тыс. руб.
1
7815,4
2,8
219
2
7694
2,8
215,4
Подстанции
;
,
где — ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат; — стоимость сооружения ПС, тыс. руб.
;
Для ПС-1 (оба варианта)
По ([3], табл.8.2) , тыс.руб.
Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2
Таблица 16
Вариант
Номер подстанции
, тыс. руб.
, %
, тыс. руб.
1
ГЭС
7520
7,8
586,6
2
ГЭС
7520
7,8
586,6
1
ПС1
8356
8,4
702
2
ПС1
8356
8,4
702
1
ПС2
420
8,4
35,3
2
ПС2
1000
8,4
84
1
ПС3
2699
8,4
226,8
2
ПС3
1180
8,4
99,2
1
ПС4
6296
8,4
528,9
2
ПС4
5896
8,4
495,3
1
ПС5
456
8,4
38,3
2
ПС5
1000
8,4
84
∑
В1 2117,9; В2 2051,1
Одинаковые элементы не учитываем.
тыс.руб.
тыс.руб.
3.3 Потери электроэнергии
Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии
, тыс. руб., где коп/кВт×ч – стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.
Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1.
Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2
МВт×ч;
МВт×ч;
МВт×ч.
Число часов использования наибольшей нагрузки
ч, где — максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.
Число часов наибольших потерь
где – активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; – длительность появления мощности в году, ч.ч
Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС
МВт ч,
где =70МВт ч/км –средне годовые потери на корону (для ВЛ 500 кВ ), ([3], табл.7.7); n – число цепей линии; L – длина линии, км;
=0,102 ([3], табл.7.1)
МВт – потери активной мощности в линии; — поправочный температурный коэффициент.(среднегодовая температура выше +5 ° С).
Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18
Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии
Таблица 17
Линия
, МВт
, ч
,ч/год
, кВ
,МВт
, МВт ч
, тыс.руб.
С-ГЭС
448
3405
1855
500
7,7
85684
856,8
ГЭС-ПС1
772
6170
5736
500
20,3
179538
1795,4
ПС1-ПС4
382
5614
4968
500
0,9
15545
155,5
ПС4-ПС3
152
6088
5521
220
2,2
15500
155,0
ПС3-ПС2
20
4958
3752
110
0,4
1501
15,0
ПС3-ПС5
30
6300
5241
110
0,8
4193
41,9
∑
3018,7
Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии
Таблица 18
Линия
, МВт
, ч
,ч/год
, кВ
,МВт
, МВт ч
, тыс.руб.
С-ГЭС
448
3405
1855
500
7,7
85684
856,8
ГЭС-ПС1
772
6170
5736
500
20,3
179538
1795,4
ПС1-ПС4
382
5614
4968
500
0,9
15545
155,5
ПС4-ПС2
152
6088
5521
220
2,5
17628
176,3
ПС4-ПС5
152
6100
5521
220
1,5
10532
105,3
ПС5-ПС3
128
5576
5233
220
1,5
10943
109,4
ПС2-ПС3
144
5751
5018
220
1,4
9398
94,0
∑
3292,7
Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1.
Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6).
Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4
= (314+309+180+210+379+287)∙4 = 6716МВт∙ч;
= (217,6+213,9+129,2+147,35+261+201,65)∙4 = 4682,8МВт∙ч;
= 215∙6716+ 150∙4682,8 = 2146360МВт∙ч.
Число часов использования наибольшей нагрузки
,
где — максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.
= 5619 ч.
Число часов наибольших потерь
, где
— активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; — длительность появления мощность в году, ч.
= 4968 ч.
Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19.
Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь
Таблица 19
Параметр
Ступень напряжения автотрансформатора
ВН
СН
НН
АТ4
, МВт∙ч
6716
2852
3864
, МВт∙ч
4682,8
2093,8
2589
, МВт∙ч
2146360
927250
1219110
, ч
5619
6088
5300
, ч
4968
5521
4643
АТ3 (вар. 1)
, МВт∙ч
2852
836
2016
, МВт∙ч
2093,8
722,8
1371
, МВт∙ч
927250
288160
639090
, ч
6100
6861
5326
, ч
5521
6147
4643
Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]
,
где n – число автотрансформаторов на подстанции;
— потери холостого хода автотрансформатора, МВт;
, , — потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;
, , — число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;
, , — максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;
— номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.
=7329,5 МВт∙ч.
= 73,3 тыс. руб.
Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20.
трансформатор электрический сеть
Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2
Таблица 20
Трансформаторы
схема
, МВт∙ч
, тыс. руб
ТДЦ-400000/500 (ПС1)
1и 2
9072,2
90,7
3хАОДЦТН-167000/500/220 (ПС4)
1 и 2
7329,5
73,3
АТДЦТН-125000/220/110 (ПС3)
1
3358,6
33,6
ТРДЦН-100000/220 (ПС3)
2
3348,2
33,5
ТДН-16000/110 (ПС2)
1
609,0
6,1
ТРДН-40000/220 (ПС2)
2
964,4
9,6
ТРДН-25000/110 (ПС5)
1
974,8
9,7
ТРДН-40000/220 (ПС5)
2
1153,7
11,5
∑(без учета одинаковых элементов)
1
49,4
2
54,6
Суммарные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах для схем 1 и 2
тыс.руб.
тыс.руб.
Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).
тыс.руб.
тыс.руб.
Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).
3.4 Затраты
тыс.руб.
тыс.руб.
3.5 Сравнение затрат
Вывод по пункту В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два примерно одинаковых по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см.рис.2) оказался на 2,9% дороже первого варианта, однако он обеспечивает большие возможности по расширению и дальнейшему развитию электрической сети, кроме того кольцо выполнено на напряжение 220 кВ, в то время как в первом варианте используется 2 ступени 220 и 110 кВ. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального, второй вариант исполнения электрической сети.
ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети
В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.
4.1 Воздушные линии
Линии 220 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих железобетонных опорах ПБ220-4 ([5], табл.4-4-10, рис.4-16д) рис. 5.
Линии 500 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих опорах железобетонных опорах ПВС-500Ц-2 ([5], табл.4-4-12, рис.4-18в) рис. 6.
Рис.5 Опора 220 Рис.6 Опора 500 кВ
По ([5], табл.2.10.57, [5], 2.3.6.) для линий напряжением 500 кВ необходима гирлянда из 24 изоляторов ПС160-Б (ПС16-Б) высотой , где H = 170 мм – высота одного изолятора. Аналогично рассчитываются параметры ВЛ 220, 110 кВ. Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи [5] приведены в таблице 21.
Таблица 21 Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи
Параметр
ВЛ 500 кВ
ВЛ 220 кВ
Тип опоры
ПВС-500Ц-2
ПБ220-4
Материал опоры
Железобетон
Железобетон
Количество цепей
2,1
2
Количество и тип изоляторов
24xПС-16Б
12xПС-16Б
Высота гирлянды , м
4,08
2,04
Число фаз (1 цепь)
3
3
Число тросов (1 цепь)
2
1
Высота подвески фаз, м
А
18,92
19,46
В
18,92
13,96
С
18,92
13,96
Высота подвески тросов, м
27,5
24
Провод фазы
3xАС300/66
АС400/51
Удельное активное сопротивление фазы, Ом/км
0,034
0,075
Провод троса
АС70/72
АС70/72
Удельное активное сопротивление троса, Ом/км
0,428
0,428
Расстояние между фазами, м
АВ
11,0
5,85
ВС
11,0
7,6
АС
22,0
7,85
Диаметр провода, мм
24,5
21,6
Сечение провода,
354,3
274,6
Диаметр троса, мм
15,4
15,4
Шаг расщепления фазы , мм
400
—
Габаритная высота , м
8
7
Стрела провеса проводов, м
10,92
6,96
При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл.7.5,c.277).
Таблица 22 Параметры ВЛ
Параметры (на одну цепь)
ГЭС-ПС1
С-ГЭС
ПС1-ПС4
ПС4-ПС2
ПС4-ПС5
ПС2-ПС3
ПС5-ПС3
Провод
3х АС 300/66
3х АС 300/66
3х АС 300/66
АС 400/51
АС 400/51
АС400/51
АС 400/51
, Ом/км
0,034
0,034
0,034
0,075
0,075
0,075
0,075
, Ом/км
0,31
0,31
0,31
0,42
0,42
0,42
0,42
, См/км
3,97×10-6
3,97×10-6
3,97×10-6
2,70×10-6
2,70×10-6
2,70×10-6
2,70×10-6
Длина L, км
450,7
510
79,1
127,5
75
79,1
103,1
R, Ом
15,32
17,34
2,69
9,56
5,63
5,93
7,73
Х, Ом
139,7
158,1
24,52
53,6
31,5
33,2
43,3
В, См
1,79×10-3
2,02×10-3
0,31×10-3
0,34×10-3
0,20×10-3
0,21×10-3
0,28×10-3
Для воздушных линий электропередачи принимаю П-образную схему замещения [1], представленную на рис. 8.
Рис. 8 Схема замещения воздушной линии электропередачи
Заданными считаются продольные сопротивления Z12 и поперечные сопротивления Z10 и Z20. Численные значения указанных параметров рассчитываются по данным табл.28
Ом; -для одной цепи;
Таблица 23 Параметры схем замещения ВЛ для прямой последовательности
Параметры
ПС4-ПС2
ПС4-ПС5
ПС2-ПС3
ПС5-ПС3
ГЭС-ПС1
С-ГЭС
ПС1-ПС4
Z12, Ом
9,5+j53,4
5,63+j31,5
5,93+j33,2
7,7+j43,2
14,0+j133,9
15,6+j142,5
2,69+j24,52
2xY10, Cм×10-4
— j3,45
— j2,0
— j2,1
— j2,78
0,09-j18,6
0,132-j21,4
0-j3,14
Расчёт параметров схемы замещения на примере воздушной линии ГЭС-С.
Удельная активная проводимость линии, См/км
, где
— номинальное напряжение воздушной линии электропередачи, кВ;
— сечение провода фазы, .
= 2,95∙ См/км.
Удельное комплексное сопротивление линии электропередачи
Ом/км.
Удельная комплексная проводимость линии электропередачи
См/км.
Так как длина линии электропередачи составляет 510 км, то учитываю коэффициент распределённости параметров
;
Продольное сопротивление схемы замещения
Ом.
Поперечная проводимость схемы замещения
См.
Поперечное сопротивление схемы замещения
Ом.
Параметры схем замещения для остальных линий электропередачи определяются аналогично. Результаты расчёта параметров схем замещения для линий электропередачи электрической сети представлены в таблице 24.
Таблица 24 Параметры схем замещения воздушных линий электропередачи
Параметр
ВЛ 500 кВ ГЭС-ПС1
ВЛ 500 кВ С-ГЭС
ВЛ 500 кВ ПС1-ПС4
, м
0,125
, м
13,86
, Ом/км
, См/км
, Cм×10-4
0,045-j9,3
0,066-j10.7
0-j1,57
, Ом
14,0+j133,9
15,6+j142,5
2,69+j24,52
, Cм×10-4
0,045-j9,3
0,066-j10.7
0-j1,57
4.2 Моделирование трансформаторов
Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образная схема замещения, а для автотрансформаторов – Y-образная, которые составляются на основе каталожных данных
к1
А)
Б)
Рис.9 Схемы замещения трансформаторов а) Г-образная; б) Y-образная
Таблица 25 Каталожные данные автотрансформаторов
Параметры
АТ4
Т1
Т2
Т3
Т5
Тип
3хАОДЦТН 167000/500/220
ТДЦ 400000/500
ТРДН 40000/220
ТРДЦН 100000/220
ТРДН 40000/220
Номинальная мощность SН, МВА
3*167
400
40
100
40
Номинальное напряжение, кВ
UВН
525
230
230
230
UСН
—
—
—
—
UНН
11
13,8
11
11
11
Потери холостого хода DPХ, кВт
125
350
50
115
50
Ток холостого хода IХ, %
0,4
0,4
0,9
0,7
0,9
Потери КЗ, кВт
DPКВС
325
—
—
—
—
DPКВН
—
800
170
360
170
DPКСН
—
—
—
—
—
Напряжение КЗ, %
UКВС
11,5
—
—
—
—
UКВН
35
13
12
12
12
UКСН
21,5
—
—
—
—
Активное сопротивление обмоток, Ом
RВН
0,65
1,4
5,6
1,9
5,6
RСН
0,32
—
—
—
—
RНН
2,8
—
—
—
—
Реактивное сопротивление обмоток, Ом
XВН
61
89,5
158,7
63,5
158,7
XСН
0
—
—
—
—
XНН
113,5
—
—
—
—
Диапазон РПН, %
±6х2,1
±2х2,5
±8х1,5
±8х1,5
±8х1,5
Расчёт поперечного сопротивления схемы замещения на примере автотрансформатора АТДЦТН-167000/500/220 подстанции ПС4.
Полная мощность холостого хода, МВА (расчет для трех трансформаторов)
, где
— потери холостого хода в автотрансформаторе, МВт;
— ток холостого хода, в %;
— номинальная (проходная) мощность автотрансформатора, МВА.
= 0,375 + j2,004 МВА;
Поперечная проводимость
, где
— сопряжённый комплекс полной мощности холостого хода, МВА;
— номинальное напряжение обмотки ВН автотрансформатора, кВ.
См;
Поперечные сопротивления для схем замещения остальных трансформаторов и автотрансформаторов определяются аналогично. Результаты расчёта представлены в таблице 26.
Таблица 26 Параметры Y-образной схемы замещения автотрансформатора
Параметры
АТ4
Z56, Ом
0,65+j61,1
Z68, Ом
0.32
Z67, Ом
2.8+j113.5
Y10, Ом×10-6
4.5-j24.05
к1
0.44
к2
0.022
Таблица 27 Параметры Г-образной схемы замещения трансформатора
Параметры
Т2 и Т5
T3
T1
Z12, Ом
5.6+j158.7
1.9+j63.5
1.4+j89.5
Y10, Ом×10-6
1.03-j7.44
2.38-j14.5
1.4-j6.4
к
0.048
0.048
0.026
ГЛАВА 5. Расчеты и анализ характерных режимов
В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.
5.1 Режим наибольших нагрузок
Имеет место зимой с 20 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 772МВт. ГЭС вырабатывает 800 МВт, остальная мощность отдается в систему.
Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.
В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств на стороне высокого и низкого напряжений, для чего была проведена оптимизация Q. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)5*УРТД-180000/500, в узел (3) 2*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (5) 3*РОМБСМ-60000/500У1 в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении.
Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.
5.2 Режим наименьших нагрузок
Имеет место летом c12 до 16 ч, когда потребляемая мощность составляет 250,6 МВт. ГЭС вырабатывает 600 МВт, 349,4 МВт уходит в систему.
Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.
В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 8*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)17*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (3)10*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (4)2*БСК-10МВАр-10,5кВв узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.
5.3 Послеаварийный режим
В качестве послеаварийного принят режим сети при одной отключенной ВЛГЭС-ПС1 (2-3) в режиме максимальных нагрузок.
В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 9*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2) 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (7) 6*БСК-10МВАр-10,5 кВ, в узел (4) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.
Рис.10. Схема сопротивлений.
ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели
В данной главе определяются основные технико-экономические показатели капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.
Стоимость строительства
Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ.3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.
Линии
Таблица 28 Капитальные вложения в линии
Линия
, кВ
, км
, тыс. руб./км
Марка провода
, тыс. руб.
ГЭС-C
500
510
65,8
3*АС 300/66
67116
ГЭС-ПС1
500
450,7
65,8
3*АС 300/66
59312,2
ПС1-ПС4
500
79,1
65,8
3*АС 300/66
10409,6
ПС4-ПС2
220
127,5
20
АС 400/51
2550
ПС4-ПС5
220
75
20
АС 400/51
1500
ПС5-ПС3
220
103,1
20
АС 400/51
2062
ПС2-ПС3
220
79,1
20
АС 400/51
1582
∑
144531,8
тыс.руб.
Подстанции
Таблица 29 Стоимость ОРУ ПС
Номер подстанции
, тыс. руб.
ГЭС
3420
ПС 1
3420
ПС 2
390
ПС 3
390
ПС 4
1520+390
ПС 5
390
∑
9920
тыс.руб.
Таблица 30 Стоимость трансформаторов
Номер подстанции
Тип трансформаторов
, тыс. руб.
ГЭС
—
—
ПС1
ТДЦ-400000/500
836
ПС2
ТРДН-40000/220
260
ПС3
ТРДЦН-100000/220
440
ПС4
3хАОДЦТН-167000/500/220
1236
ПС5
ТРДН-40000/220
260
тыс.руб.
Таблица 31 Постоянная часть затрат
Номер подстанции
, тыс. руб.
ГЭС
4100
ПС 1
4100
ПС 2
350
ПС 3
350
ПС 4
2400+350
ПС 5
350
тыс.руб.
тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения
тыс.руб.
Потери электроэнергии
Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.
Условно-постоянные
1. На холостой ход трансформаторов
Таблица 32 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов
Номер подстанции
DPХ, кВт
n
, МВт×ч
ПС 1
350
2
6132
ПС 2
50
2
876
ПС 3
115
2
2015
ПС 4
125х3
2
6570
ПС 5
50
2
876
2. На корону ВЛ
Таблица 33 Потери электроэнергии на корону ВЛ
Линия
, кВ
, км
, МВт×ч
С-ГЭС
500
510
71400
ГЭС-ПС1
500
450,7
63098
ПС1-ПС4
500
79,1
11074
ПС4-ПС2
220
127,5
1913
ПС4-ПС5
220
75
1125
ПС5-ПС3
220
103,1
1547
ПС2-ПС3
220
79,1
1187
∑
151344
.
Годовые условно-постоянные потери электроэнергии
Условно-переменные
Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки
.
Годовые условно-переменные потери электроэнергии
Суммарные годовые потери
6.1 Спецификация основного оборудования и материалов
Таблица 34 Спецификация основного оборудования и материалов
№
Наименование
Марка
Ед. изм.
Количество
1
Автотрансформатор
АОДЦТН -167000/500/220
шт.
6
2
Трансформатор
ТРДН-40000/220
шт.
4
3
Трансформатор
ТРДЦН-100000/220
шт.
2
4
Трансформатор
ТДЦ-400000/500
шт.
2
5
Промежуточные опоры
ПБ220-4
шт.
2210
6
Сложные опоры (15 %)
УБ220-1
шт.
390
7
Промежуточные опоры
ПВС-500Ц-2
шт.
818
8
Сложные опоры (15 %)
У2
шт.
145
9
Провода
АС 400/51
т.
609
10
Провода
АС300/66
т.
4096
Список использованной литературы
1. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М. Энергоатомиздат, 1986. – 648 с. ил.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М. Энергоатомиздат, 1989. – 608 с., ил.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М. Энергоатомиздат, 1985. – 352 с .
4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др.; Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М. Энергоиздат, 1981. – 656 с., ил