Реферати

Дипломна робота: Проектування електричної мережі напруженням 35-110 кВ

Беліз. Єдина в Центральній Америці англомовна країна. Розташована на півострові Юкатан - древній землі індіанців майя. Держава розташована на південно-сході півострова Юкатан.

Духовна історія Православ'я. Кашуба Вадим Народження ідола Мене зацікавив питання: чому в християнських церквах, що проповідують Христа, дуже сильно відрізняються ритуали поклоніння? Стало цікаво, хто ж ближче до істини? Коли, і на якому етапі біблійної історії увійшли в служіння ритуали?

Пушкін у портретах Тропініна і Кипренского. Першим зображенням Пушкіна, що побачили читачі, була гравюра на міді Е. Гейтмана - фронтиспис поеми "Кавказький бранець" . Книга вийшла наприкінці серпня 1822 року.

КПРФ. Історія двадцятого сторіччя пройшла під знаком ідеологічного, военнополитического й економічного протиборства двох общественнихсистем капіталізму і соціалізму. Наприкінці 80х років до кризових процесів у капіталістичному світі додалася криза реального соціалізму. Це криза геополітичного масштабу.

Дух. Дух (греч. nous, pneuma; лат. spiritus, mens; ньому. Geist; фр. esprit; англ. mind, spirit) - 1. Вища здатність людини, що дозволяє йому стати суб'єктом смисло-полагания, особистісного самовизначення, осмисленого перетворення дійсності.

Тема Проектування електричної мережі напруженням 35-110 кВ

ЗМІСТ

Анотація

Введення

1. Навантажувальна здатність повітряних ліній електропередач

2. Аналіз початкових даних

2.1 Характеристика району, що електрифікується

2.2 Характеристика споживачів

2.3 Характеристика джерела живлення

3. Споживання активною і баланс реактивної потужності в мережі, що проектується

3.1 Визначення потребной району активної потужності і енергії

3.2 Складання балансу реактивної потужності

4. Конфігурація, основні параметри мережі

4.1 Складання раціональних варіантів схем мережі

4.2 Попередній вибір напруження

4.3 Вибір перетинів проводів

4.4 Вибір трансформаторів у споживачів

5. Техніко-економічне порівняння варіантів мережі

6. Розрахунки основних режимів роботи мережі

6.1 Схема заміщення мережі і визначення її параметрів

6.2 Розрахунок і аналіз основних режимів

7. Регулювання напруження мережі

8. Надійність і методи діагностики високовольтного енергоустаткування підстанцій

Висновок

Список літератури

Додатку

АНОТАЦІЯ

Випускна робота містить розрахунок районної електричної мережі, початковими даними для якої було географічне розташування споживачів, їх категорія по надійності, а так само величина і графіки навантаження.

Для розрахованої мережі зроблений розрахунок і аналіз основних режимів роботи, для яких потім зроблено регулювання напруження у всіх пунктах живлення.

Крім того, розглянуті питання навантажувальної здатності повітряних ліній електропередач, надійність, методи діагностики високовольтного енергоустаткування підстанцій.

ВСТУП

У першому розділі випускної роботи даний огляд науково-технічної літератури на тему: «Навантажувальна здатність повітряних ліній електропередач».

Метою даної випускної роботи є проектування електричної мережі напруженням 35-110 кВ.

У даній випускній роботі був зроблений розрахунок параметрів електричної мережі, що складається з п'яти пунктів. У розрахунковій частині роботи були побудовані графіки навантажень, розраховані максимум навантаження і години, в які він досягається. Також були розраховані потребние району активна і реактивна потужності і річне споживання електроенергії, складений баланс реактивної потужності і вибрані компенсуючі пристрої, розраховані параметри навантаження з урахуванням компенсації реактивної потужності

Далі були складені варіанти схеми мережі, з яких було вибрано два найбільш раціональних варіанти. Для обох варіантів було вибрано: напруження для ліній, перетини проводів, трансформатори у споживачів.

Потім був проведений техніко-економічний розрахунок, внаслідок якого були знайдені приведені витрати обох варіантів схеми мережі. За отриманими даними визначили самий вигідний варіант. При цьому основними критеріями послужили існуючі нормативи і правила, а також вимоги до надійності роботи електричної мережі.

Виконаний розрахунок основних режимів роботи електричної мережі (найбільших навантажень, найменших навантажень, післяаварійний) методом Ньютона на ЕОМ. Далі виконано регулювання напруження у споживачів.

У сьомому розділі випускної роботи даний огляд науково-технічної літератури на тему: «Надійність і методи діагностики високовольтного енергоустаткування підстанцій».

1. НАВАНТАЖУВАЛЬНА ЗДАТНІСТЬ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ ЕЛЕКТРОПЕРЕДАЧІ

У цей час значно підвищився інтерес до уточнення методів визначення допустимих струмових навантажень на повітряні лінії електропередачі (ВЛ), особливо в зв'язку з аварією в Москві в травні 2005 р. і аномально високими температурами повітря в серпні 2006 р. на півдні Росії. До того ж вже давно назріла необхідність приведення діючих методичних вказівок по розрахунку допустимих струмових навантажень у відповідність з сучасними технічними і обчислювальними можливостями.

Питання визначення допустимості перевантаження ліній зверх економічної густини струму і при гололедно-вітрових впливах стоять дуже гостро. Навантаження зростають досить високими темпами, а мережеве будівництво явно відстає. Наприклад, навантаження Кубанської енергосистеми вже перевищило максимум, що спостерігався в 1990-1991 рр. Особливо зросло споживання електроенергії літом при високій температурі повітря за рахунок побутового сектора, переробної промисловості, будівельної індустрії, сфери послуг в бистроразвивающихся регіонах країни, наприклад, таких, як Краснодарський край. У цих умовах дуже важливо мати інструмент для безперервного контролю температури проводу при різних погодних умовах, достовірно визначати допустиме струмове навантаження і мати можливість при загрозі виникнення недопустимого перевантаження лінії, в тому числі в ремонтних режимах, виконувати заходи щодо розвантаження що залишаються в роботі ВЛ.

Таким чином, виникають три основні задачі, рішення яких дозволить більш повно використати навантажувальну здатність ліній електропередачі і при цьому уникнути відключення ВЛ і зайвих обмежень споживачів:

♦ контроль температури проводу;

♦ визначення допустимої температури проводу і допустимих гололедно-вітрових навантажень;

♦ управління режимами роботи електричної мережі з метою недопущення аварійного перевантаження ліній.

Незважаючи на досить численні дослідження питань нагріву проводів ВЛ, досі відсутня визначеність в рішенні цих задач. Зараз завдяки розробленим технічним і програмним засобам, з'явилася можливість оперативно визначати круглий рік допустимі електричні і гололедно-вітрові навантаження, а також провести натурні випробування на діючих ВЛ і накопичення статистичних даних по нагріву проводів.

Перша задача - контроль температури проводу. Можливі два основних способи: безпосередній і непрямий (розрахунковий). У першому випадку температура проводу вимірюється спеціальними датчиками в контрольних точках ВЛ і ця інформація передається диспетчеру, відповідальному за режим роботи лінії. Інформація про температуру проводу може передаватися по радіоканалу. Такі розробки вже застосовуються за рубежем. У нашій країні також проводяться випробування датчика температури проводу з автономним джерелом живлення. Це найбільш точний спосіб визначення температури проводу, однак в даний момент не представляється можливим обладнати всі лінії такими датчиками, тим більше необхідно знати температуру проводу в багатьох точках ВЛ.

При відсутності датчиків, температуру проводу можна розрахувати при відомих умовах охолоджування проводу (температура повітря, швидкість і напрям вітру). Розроблена методика розрахунку сталої температури проводу шляхом чисельного рішення нелінійного рівняння теплового балансу без введення додаткових спрощень.

Рівняння теплового балансу для сталого теплового режиму записується таким чином:

(1.1)

гдеI- струм лінії, А;R20- опір проводу при температурі 20 °З, Ом/м; т) - температура проводу, °З; Фв- температура повітря, °З; ак, яскраво-червоний- коефіцієнт тепловіддачі проводу при конвективному і променистому теплообміні, Вт/(м2- ДО); М1С- теплота сонячного випромінювання, 1, що поглинається метром проводу в одиницю часу, Вт; А - діаметр проводу, м.

Постійна лучеиспускания залежить від матеріалу, з якого виготовлений провід, і стану поверхні проводу. За різними даними, вона може змінюватися від 0,11 для чистого алюмінію до 0,8 для окисленого і забрудненого алюмінію, при цьому виміряти цей параметр в умовах експлуатації скрутно. Відповідно коефіцієнт тепловіддачі лучеиспусканием може змінюватися в межах 0,94-6,83 Вт/(м2- ДО) (при температурі проводу 70 °З і температурі повітря 25 °З). На практиці звичайно приймають е = 0,6, при тих же умовах глл= 5,12 Вт/(м2- ДО).

Коефіцієнт тепловіддачі конвекцією в загальному вигляді визначається виходячи з критериальних рівнянь конвективного теплообміну:

Nu= (Rе, Рг), (1.2)

де Nu - критерій Нуссельта, що визначає коефіцієнт тепловіддачі; Ке - критерій Рей-нольдса, що визначає вплив швидкості охолоджуючої середи на конвективний теплообмін; Рг - критерій Прандтля, що визначає властивості охолоджуючої середи, для повітря цей критерій можна вважати постійним в діапазоні температур від -50 °З до +40 ° може мати різний вигляд. При деякому критичному значенні (звичайне Ке = 5) вважається, що конвекція перестає бути вимушеною і стає вільною, при цьому замість критерію Рейнольдса використовується критерій Грасгофа (Сг), що характеризує протікання вільної конвекції. Однак в реальних умовах завжди є деякий рух повітря. Згідно з вітчизняними дослідженнями при антициклонічному характері погоди мінімальну швидкість вітру V можна прийняти рівної 0,6 м/з, при циклонічному характері погоди - 2 м/з. По матеріалах СИГРЕ, опублікованих на останній сесії, що проходила в Парижі в 2006 р., рекомендується приймати мінімальну швидкість вітру, рівну 0,6 м/з.

Більшість авторів сходяться на тому, що при малих швидкостях вітру (у < 5 м/з, Ке < 1000) структура проводу, що виється практично не впливає на тепловіддачу, і провід можна розглядати як гладкий циліндр в повітряному потоку, при цьому коефіцієнт тепловіддачі конвекцією приблизно розраховується по вираженню:

ак= 3,5до, (1.3)

де - коефіцієнт залежності тепловіддачі при конвективному теплообміні від кута атаки вітру \¦/в, значення якого приведені нижче:

\¦/в,° > 807060 50 4030 <0

10,98о, 940,880,780,670,55

При V > 5 м/з міра залежності коефіцієнта тепловіддачі від швидкості вітру збільшується і максимальна температура проводу виходить декілька зави-енной, що однак дає деякий запас при розрахунку навантажувальної здатності.

Коефіцієнт тепловіддачі конвекцією є найбільш невизначеним параметром рівняння (1.1), що проте істотно впливає на допустиме навантаження. Тому необхідне проведення вимірювань на діючих ВЛ, які дозволили б уточнити значення коефіцієнтів тепловіддачі при різних умовах.

Для визначення теплоти сонячного випромінювання, що поглинається проводом, існує декілька моделей.

Згідно даним В. В. Бургсдорфа, вплив сонячної радіації максимально позначається для ненавантажених проводів (температура може підвищитися на 10-12 °З). При струмовому навантаженні приблизно 2 А/мм2дополнительний нагрів від сонячної радіації не перевищує 3-5 °

Друга задача - визначення допустимої температури проводу. Необхідно розрізнювати максимально допустиму температуру проводу за умовами збереження механічної міцності проводів і допустиму температуру за умовою дотримання допустимих габаритів в місцях перетину повітряних ліній з автомобільними і залізницями, різними перешкодами і іншими ВЛ. Допустимі габарити визначаються ПУЕ-7, гл. 2.5.

Важливо правильно встановити максимально допустиму температуру проводу, оскільки це визначає резерв підвищення пропускної спроможності ліній електропередачі. Наприклад, збільшення допустимої температури проводу з 70 °З до 75 °З для ВЛ 220 кВ з проводом АС-300 дозволило б додатково пропускати по лінії до 16 МВ-А потужності. При збільшенні допустимої температури до 90 °З додаткова потужність становить приблизно 60 МВ-А; при 100 °З - 85 МВ-А.

У цей час тривало допустима температура проводу прийнята рівної 70 °З, а в аварійному режимі допустиме струмове навантаження може бути збільшене на 20 %, однак при цьому робиться обмовка, що необхідно знати поточний стан лінії. Але оскільки виконати діагностику ВЛ практично складно, то немає можливості застосування на практиці підвищення допустимого навантаження в аварійному режимі.

Дослідження, проведені ще 50 років тому, показали, що температура 70 °З, особливо для сталеалюминиевих проводів, є заниженою. Помітне зниження міцності і модуля пружності алюмінієвих і сталеалюминиевих проводів починається з температури приблизно 150 °С. Поетому для сталеалюминиевих проводів більш виправданою є максимально допустима температура 100 °З, а для алюмінієвих і мідних -90 °С. На сесії СИГРЕ також рекомендовано приймати максимальну температуру сталеалюминиевого проводу рівної 100 ° Особливо це торкається гололедних районів і ліній, на яких організована плавка гололеда. Інакше може статися відгоряти проводу в затиску при струмах плавки гололеда, плавка не відбудеться і лінія може бути зруйнована. Діагностика слабих місць на ВЛ може проводитися з допомогою тепловизора. Найбільш ефективно виконувати діагностику при проведенні пробної плавки гололеда на ВЛ перед гололедним періодом. Цей захід важливий не тільки для зимового періоду, але і для забезпечення нормальної роботи ВЛ в період максимальної температури повітря.

Для розрахунку допустимої температури проводу, виходячи з умови порушення допустимих габаритів, розроблений алгоритм, що дозволяє розраховувати стріли провеса і напруження в проводі при різних погодних умовах, в тому числі для ліній, що проходять в гірській місцевості з різною висотою подвеса проводу. По ГОСТ 839-80 визначається навантаження від власної ваги проводаРркг. Механічне напруження в проводі при заданих умовах визначається для анкерного прольоту з різними довжинами прольотів в перетненій місцевості, виходячи з рівняння стану проводу по рівнянню:

(1.4)

де - площа поперечного перетину проводу, мм2; а - механічне напруження в проводі, кг/мм2; о, Р, Ф - розрахункові параметри; "би- - виміряна або зазделегідь розрахована температура проводу, °З; про^ - коефіцієнт температурного розширення, 1/До; / - приведена довжина анкерного прольоту, м; Р - приведений коефіцієнт пружного подовження проводу.

Для визначення розрахункових параметрів повинні використовуватися паспортні дані лінії. Якщо є побоювання, що в проводі сталася залишкова деформація внаслідок дії навантажень, вище нормативних, або старіння, необхідно або міняти провід, або переглядати допустиме навантаження на нього з урахуванням вимірів реальних стріл провеса.

Знаючи стрілу провеса і висоту подвеса проводу, можна визначити габарит і допустимість роботи ВЛ в заданому режимі.

Необхідно звернути увагу, що розрахунки проводяться для проводу з струмовим навантаженням. У рівняння (4) на відміну від існуючих методик розрахунку механічного напруження в проводі і допустимої температури підставляється заздалегідь розрахована або виміряна температура проводу, а не температура повітря.

Описаний алгоритм дозволяє розраховувати габарит, стрілу провеса, механічне напруження в проводі при заданому струмовому навантаженні і різних погодних умовах, в тому числі при гололедно-вітрових навантаженнях. Використовуючи рівняння (1.1) і (1.4), чисельними методами можна вирішити і зворотну задачу розрахунку температури і струмового навантаження при умові збереження допустимого габариту.

Третя задача-управління енергосистемою з метою недопущення перегруза ліній.

На думку авторів, щоб більш чітко регламентувати дії лінійного і оперативного персоналу при виникненні небезпеки перегруза ліній, необхідно розрізнювати наступні режими: нормальний, обважнювати і аварійний по струмовому перевантаженню.

Нормальним режимом в цьому випадку є режим, при якому температура проводу не перевищує тривало допустимої температури 70 °З і допустимої температури за умовою збереження габаритів.

Обважнювати режимом є режим, при якому температура проводу више70°З, але нижче за максимально допустиму температуру 100 °З (90 °З) за умовами механічної міцності і допустимої температури за умовою збереження габаритів. У цьому режимі струмові навантаження перевищують економічну густину струму, тому він характеризується зниженим рівнем напружень і збільшеними втратами. Хоч режим може бути досить тривалим, персонал повинен робити дії по розвантаженню лінії, по можливості використовуючи режимні заходи, не пов'язані з обмеженням навантаження споживачів, і, якщо це необхідне, вводити режим обмеження.

Аварійний режим по струмовому перевантаженню визначається умовою: температура проводу перевищує 100 °З (90 °З) або допустиму за умовою збереження габаритів або гололедная навантаження перевищує допустиму. У цьому випадку необхідно виконати автоматичне відключення навантаження пристроями САОН або організувати заходи щодо боротьби з гололедом. Температура проводу ні в якому разі не повинна перевищити 130 °С. Устройства захисти від перевантаження можуть виконуватися багатоступінчастими з однієї уставкой по струму і декільком уставками за часом, що дозволяє відключити стільки навантаження, скільки необхідно в заданому режимі. Уставка по струму може бути зазделегідь розрахована при відсутності вітру і при максимальній температурі повітря, а може змінюватися динамічно при зміні погодних умов, для чого необхідна наявність датчиків температури повітря і швидкості вітру.

При розрахунку уставок за часом необхідно враховувати динаміку зміни температури проводу при різних можливих перевантаженнях. Нами розроблений алгоритм розрахунку зміни температури проводу і стріли провеса у часі. Для цього рівняння (1) записується в диференціальній формі, і розрахунок ведеться методами чисельного інтегрування.

Захист від струмового перевантаження ВЛ не вимагає особливої швидкодії автоматики, оскільки нагрів проводу - процес досить тривалий. На малюнку представлені розрахункові криві зміни температури проводу АС-120 при різних навантаженнях. При швидкості вітру 0,6 м/з, температурі повітря +25 °З і струмі /, що перевищує тривало допустимий 367 А в 1,57 рази, тривалість нагріву проводу від тривало допустимої температури проводу 70 °З до аварійно допустимої температури 100 °З становить приблизно 4 мін; при двійчастому перевантаженні 738 А - приблизно 1,5 мін. При збільшенні швидкості вітру збільшується максимально допустимий струм і швидкість нагріву збільшується.

Розрахунок зроблений по розробленій і минулій випробування програмі «Моніторинг ВЛ». Програма дозволяє розраховувати допустиме струмове навантаження і температуру проводу при різних погодних умовах, в тому числі, з урахуванням сонячної радіації, стріл провеса і механічного напруження в проводі з урахуванням реальної температури проводу з струмовим навантаженням на ВЛ, що проходять, в тому числі, по перетненій і гірській місцевості. Програма дозволяє розраховувати зміну температури проводу і стріл провеса в динаміці і тим самим визначати допустиму тривалість роботи ВЛ при виникненні перевантаження проводів. Програма може використовуватися для розрахунку часу плавки гололеда в повторно-короткочасних режимах струмами, що значно перевищують допустимі. При цьому потрібно враховувати, що при значних гололедних навантаженнях використання повторно-короткочасних режимів небезпечне. При різких скидах навантаження може статися руйнування лінії від динамічних впливів.

Методика заснована на дослідженнях ВНИИЕ, ЦНИЕЛ, МЕИ, НПИ, РИИЖТ, що проводилися з 1947 р. по теперішній час. Програма проходила випробування в 1998-2002 рр. при проведенні пробних плавок в МЕС Півдні на ВЛ 330-500 кВ, відходячий від ПС «Буденновськ» і ПС «Машук». При проведенні пробних плавок проводилися вимірювання струмового навантаження і температури проводу з допомогою тепловизора в різні моменти часу. Результати випробувань показали хороший збіг розрахункових і виміряних параметрів. Результати розрахунків по програмі добре узгодяться з існуючими довідковими даними і методичними вказівками по визначенню допустимого струмового навантаження.

Програма використовувалася Кубанським РДУ при визначенні допустимого струмового навантаження і введенні обмежень по потужності і дістала хорошу оцінку. 26 серпня при температурі повітря 37 °З аварійно відключилася ВЛ 220 кВ «Краснодарська ТЕЦ-Восточная-Кирилловская», що викликало перегруз ВЛ 220 кВ «, що залишилася Афіпська-Кримська» (струм по лінії становив 660 А при допустимому струмі, розрахованому по програмі «Моніторинг ВЛ», рівному при цих умовах 585 А). Кубанське РДУ, використовуючи програму, зробило відключення навантаження.

1. Підвищення навантажувальної здатності повітряних ліній з метою скорочення обмеження споживання електроенергії можливе на основі:

♦ контролю температури проводу;

♦ визначення допустимої температури проводу і допустимих гололедно-вітрових навантажень;

♦ управління режимом мережі з урахуванням можливості перевантаження ВЛ при заданих умовах.

2. Для безперервного контролю температури проводу необхідне використання спеціальних датчиків з передачею інформації диспетчеру. Непрямий контроль температури здійснюється по розробленому нами алгоритму з використанням інформації про метеорологічні параметри в контрольних точках.

3. Допустиму температуру проводу за умовою механічної міцності для сталеалюминие-вих проводів рекомендується приймати рівної 100 °С. Допустімая температура за умовою збереження допустимих габаритів ВЛ повинна розраховуватися з урахуванням реального струмового навантаження ВЛ і кліматичних параметрів.

4. Необхідно розрізнювати нормальний, обважнювати і аварійний режим по струмовому перевантаженню ВЛ. У аварійному режимі необхідно виконувати автоматичне відключення частини навантаження пристроями САОН.

5. Розроблена програма «Моніторинг ВЛ», що дозволяє оперативно вирішувати весь комплекс питань, пов'язаних з розрахунком навантажувальної здатності повітряних ліній електропередачі по температурі і гололедно-вітровим навантаженням.

2. АНАЛІЗ ПОЧАТКОВИХ ДАНИХ

2.1 Характеристика району,

що електрифікується Районна електрична мережа буде розташована в Брянської області. Брянская область розташована в центральній частині Східно-Європейської рівнини в західній частині Російської рівнини, займаючи середню частину басейну Десни і лісистий вододіл між нею і Окой (на вододілі двох великих річкових систем - Дніпровської і Волжської).

Крайні точки: північна 54° з. ш., південна 52° 10' з. ш., західна 31° 10' в. д., східна 35° 20' в. д. Площа області 34,9 тис. кв. м. Протяжність із заходу на схід 270 км, з півночі на південь - 190 км. Населення 1361,1 тис. чоловік, в тому числі міське - 930,7 тис., сільське - 430,4 тис. чоловік. Густина населення - 39 людини на 1 кв. км.

Клімат помірно континентальний. Зима відносно м'яка і сніжна, літо тепле. Середня температура січня - -7-9 градусів по Цельсию, липня - 18-19 градусів. Середньорічна кількість осадків 560-600 мм.

На території області переважають всхолмленние і хвилясті рівнини. Середня висота поверхні над рівнем моря біля 200 метрів. Височини займають 61%, низовини - 39% площі області.

Відносна вогкість повітря в середньому за рік змінюється по області від 79 до 85%. Середньомісячні значення вітру складають в теплий період - 3-4 м/з, в холодний - 4-5 м/з. З небезпечних метеорологічних явищ на території області найбільш части гололед і грози. Днів з гололедом по області в середньому за рік буває від 19 до 29, з сильною грозою - 1 -2 дні за літо. Число часів грозової активності - від 49 до 69 в рік.

2.2 Характеристика споживачів

До джерела живлення підключено п'ять пунктів споживачів, до складу яких входять споживачі I, II, III категорій (таблиця 1.1.)

Таблиця 1.1.

Пункт

Дані

1

2

3

4

5

Найбільше зимове навантаження, тис. кВт

32

16

7

23

12

Коефіцієнт потужності навантаження

0,93

0,91

0,9

0,92

0,91

Склад споживачів, % по категоріях

I до.

30

20

-

25

15

II до.

30

30

40

25

40

III до.

40

50

60

50

45

Номінальне напруження повторної мережі, кВ

10

10

10

10

10

Для всіх пунктів літнє навантаження становить 55 % від зимової.

2.3 Характеристика джерела живлення

В якості ИП виступає конденсационная електрична станція (КЕС).

Напруження на шинах ИП при найбільших навантаженнях 106 %;

при найменших навантаженнях 100%;

при важких аваріях в живильній мережі 106%.

Середній номінальний коефіцієнт потужності генераторів джерела живлення 0,92

Вартість 1 втраченої електроенергії 1,5 коп.

Конденсационние електростанції на органічному паливі в цей час забезпечують основну частку виробництва електроенергії в енергосистемі Росії. На КЕС використовуються енергоблоки потужністю 150 і 200 МВт з параметрами пари 13 МПа 565 °З і потужністю 300, 500, 800 МВт з параметрами пари 24 МПа 540 °С. КЕС може працювати на різних видах палива: вугілля, мазут, газ. Основне паливо газ, а мазут виступає як резервне паливо.

У даному розділі представлений аналіз початкових даних: характеристика району, що електрифікується - Брянської області, характеристика споживачів п'яти пунктів, величина їх навантаження, категорийность споживачів, приведена характеристика джерела живлення - КЕС. Також представлені графіки навантаження споживачів, напруження на шинах ИП, номінальні коефіцієнти потужності.

3. СПОЖИВАННЯ АКТИВНОЮ І БАЛАНС РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ В МЕРЕЖІ, що ПРОЕКТУЄТЬСЯ

Метою складання балансів потужності енергосистем є визначення потреби в потужностях джерел, що забезпечують покриття максимальних навантажень енергосистем із заданою мірою надійності.

3.1 Визначення потребной району активної потужності і енергії

Потребная району потужність визначається по формулі:

де - потребная району потужність:

- пікова активна потужність, споживана районом;

- втрати активної потужності в мережі; заздалегідь вважається їх рівними 5% від.

Таблиця 3.1.

Сумарне активне навантаження району (/), МВт

t, час

№ пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2/10,6

25,6/14,1

32/17,6

19,2/10,6

19,2/10,6

19,2/10,6

2

6,4/3,5

6,4/3,5

12,8/7

12,8/7

16/8,8

3,2/1,8

3

1,4/0,8

7/3,9

5,6/3,1

4,2/2,3

2,8/1,5

1,4/0,8

4

4,6/2,5

23/12,7

18,4/10,1

13,8/7,6

9,2/5,1

4,6/2,5

5

4,8/2,6

4,8/2,6

7,2/4

7,2/4

12/6,6

2,4/1,3

36,4/20

66,8/36,8

76/41,8

57,2/31,5

59,2/32,6

30,8/17

= 76 МВт = 1,05·76=79,8 МВт

Потужність джерела МВт

3.2 Складання балансу реактивної потужності

Баланс потужності визначається рівнянням:

де - потребная району реактивна потужність;

- пікова реактивна потужність, споживана районом;

- втрати реактивної потужності в лініях;

- втрати реактивної потужності в трансформаторах;

- потужність, що виділяється ЛЕП в мережу

=

Орієнтувальні втрати реактивної потужності в трансформаторах:

= 10%·= 0,1·8,26 МВАр

Таблиця 3.2.

Сумарне реактивне навантаження району (/), МВАр

t, час

№ пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

7,66/4,24

10,21/5,64

12,77/7,04

7,66/4,24

7,66/4,24

7,66/4,24

2

2,91/1,4

2,91/1,4

5,82/2,8

5,82/2,8

7,28/3,52

1,46/0,72

3

0,677/0,32

3,38/1,56

2,7/1,24

2,03/0,92

1,35/0,6

0,677/0,32

4

1,96/1

9,82/5,08

7,857/4,04

5,89/3,04

3,93/2,04

1,96/1

5

2,184/1,04

2,184/1,04

3,276/1,6

3,276/1,6

5,46/2,64

1,092/0,52

15,39/8

28,5/14,72

32,42/16,72

24,676/12,6

25,68/13,04

12,849/6,8

=32,42 МВАр

= +=32,42+8,26=40,68 МВАр

Де - реактивна потужність, що видається ИП:

- коефіцієнт потужності ИП

= 79,8= 26,23 МВАр

= -

Де - потужність компенсуючих пристроїв

= 40.68-26.23 = 14.14 МВАр

Компенсуючі пристрої розподіляються з умови рівності у пунктів споживачів. Визначають середньозважений.

= 0,97

Для i-го споживача необхідна потужність компенсуючих установок визначається по формулі:

=5,152 МВАр

=3,472 МВАр

= 1,715 МВАр

=4,347 МВАр

=2,604 МВАр

Таблиця 3.3.

Вибір компенсуючих установок в пунктах.

Споживач

Необхідна потужність КУ, МВАр

Марка КУ

Число КУ, шт.

Реальна потужність КУ,

МВАр

1

5,15

УК-10-675

8

5,4

2

3,47

УК-10-900

4

3,6

3

1,72

УК-10-450

4

1,8

4

4,35

УК-10-450+ УК-10-675

4+

4

4,5

5

2,6

УК-10-675

4

2,7

Нові коефіцієнти потужності визначаємо по формулі:

=0,974

=0,972

=0,971

=0,97

=0,971

Таблиця 3.4.

Розрахунок нових коефіцієнтів потужності пунктів.

№ пункту,

МВт,

МВАр

1

32

7,44

0,974

0,233

2

16

3,87

0,972

0,242

3

7

1,72

0,971

0,246

4

23

5,76

0,97

0,246

5

12

2,95

0,971

0,246

3.3 Визначення річного споживання електроенергії мережею

В розрахунку використовуємо добове споживання електроенергії зимою і літом, а також кількість зимових і літніх діб.

W рік = *+* МВт*ч

де = ∑ (*) МВт*ч

= ∑ (*) МВт*ч

- величина незмінної активної потужності на інтервалі часу зимового добового графіка

- те ж, літнього добового графіка

- кількість зимових діб

- кількість літніх діб.

При розрахунку приймаємо кількість зимових діб рівним 200, кількість літніх - 165.

= 36.4*4+66,8*4+76*4+57,2*4+59,2*4+30,8*4 = 1305,6 МВт*ч

W рік = 1305,6*200 + 1305,6*0,55 * 165 = 379603,2 МВт*ч

В цьому розділі для кожного пункту були побудовані графіки навантажень, потім, склавши графіки, знайшли максимум і години, в які досягається максимум навантаження. Далі була розрахована потребная району активна потужність і річне споживання електроенергії, складений баланс реактивної потужності і вибрані компенсуючі пристрої, також були розраховані параметри навантаження з урахуванням компенсації реактивної потужності (, ), необхідні для подальших розрахунків.

4. КОНФІГУРАЦІЯ, НОМІНАЛЬНЕ НАПРУЖЕННЯ, СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНИХ З'ЄДНАНЬ, ПАРАМЕТРИ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ МЕРЕЖІ

4.1 Складання раціональних варіантів схем мережі

На першому етапі було становлено чотири варіанти схем мережі.

Масштаб 10 км в клітці.

Рис. 4.1. Схема мережі №1 Рис. 4.2. Схема мережі №2

Лінія ИП-4

44,8 км

Лінія ИП-1

21 км

Лінія 1-5

28 км

Лінія 1-5

28 км

Лінія ИП-5

39,2 км

Лінія ИП-2

43,4 км

Лінія 5-2

26,6 км

Лінія ИП-4

44,8 км

Лінія 4-3

32,2 км

Лінія 4-3

32,2 км

Загальна довжина

170,8 км

Загальна довжина

169,4

Рис. 4.3. Схема мережі №3 Рис. 4.4. Схема мережі №4

Лінія ИП-1

21 км

Лінія ИП-1

21 км

Лінія ИП-2

43,4 км

Лінія 1-5

28 км

Лінія ИП-4

44,8 км

Лінія ИП-2

43,4 км

Лінія 5-2

26,6 км

Лінія ИП-4

44,8 км

Лінія 2-3

25,2 км

Лінія 2-3

23,8 км

Загальна довжина

161,0 км

Загальна довжина

161,0

Критерієм вибору схеми є:

- надійність електропостачання електроенергією споживачів;

- відносна дешевизна схеми.

У ході аналізу було встановлено, що схема № 3 має вузлову підстанцію в пункті 2 (три лінії однакового напруження), а в схемі №1 живлення пункту 1 через 5 приводить до значного збільшення перетини лінії ИП-5, т. до. навантаження пункту 5 значно менше пункту 1. Обидва варіанти приводять до дорожчання мережі, отже, використання схеми №1 і схеми №3 недоцільне. Розрахунок проводимо для схем №2 і №4.

4.2 Вибір напруження

Номінальне напруження елементів мережі впливає на техніко-економічні показники.

Для вибору напруження мережі використовують формулу Ілларіонова, яка дає значення напруження, економічно вигідного для передачі.

де L - довжина лінії, км

Р - максимальна потужність, що передається з розрахунку на один ланцюг, МВт.

Вибір напруження ліній для схеми №2

Лінія ИП-1.

= 32 МВт

Таблиця 4.1.

Добовий графік активного навантаження на лінії ИП-1, МВт

t, час № пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2

25,6

32

19,2

19,2

19,2

==74.5 кВ

Лінія ИП-2.

28 МВт

Таблиця 4.2.

t, час № пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

2

6,4

6,4

12,8

12,8

16

3,2

5

4,8

4,8

7,2

7,2

12

2,4

11,2

11,2

20

20

28

5,6

==72,5 кВ

Лінія ИП-4.

30 МВт

Таблиця 4.3.

t, час № пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

3

1,4

7

5,6

4,2

2,8

1,4

4

4,6

23

18,4

13,8

9,2

4,6

6

30

24

18

12

6

==75 кВ

Таблиця 4.4.

Розрахункові параметри ліній для вибору напруження

лінія

L, км

Р, МВт,

кВ,

кВ

ИП-1

21 км

32

74,5

110

2-5

26,6 км

12

47,9

110

ИП-2

43,4 км

28

72,5

110

ИП-4

44,8 км

30

75

110

4-3

32,2 км

7

37

35

Вибір напруження ліній для схеми №4

Таблиця 4.5.

Розрахункові параметри ліній для вибору напруження

лінія

L, км

Р, МВт,

кВ,

кВ

ИП-1

21 км

32

74,5

110

1-5

28 км

12

47,96

110

ИП-2

43,4 км

28

72,5

110

ИП-4

44,8 км

30

75

110

2-3

23,8 км

7

36,9

35

Т. до. джерелом живлення є КЕС, то напруження ліній від ИП вибираємо 110 кВ.

4.3 Вибір перетину проводів

Критерієм для вибору перетинів проводів ВЛ є мінімальні витрати. Перетин проводів ВЛ вибирають з використанням методу нормованої густини струму.

=

де - перетин проводу, - розрахунковий струм, що протікає по проводу

- нормована густина струму

N - число ланцюгів лінії

- номінальне напруження лінії

залежить від числа часів використання максимума навантаження

W рік = *+*

де = ∑ (*) МВт*ч

= · МВт*ч

Перевірка перетину проводиться по двох умовах.

1. По нагріву.

Беремо найбільш завантажений час (зима), поправочний коефіцієнт 1.29.

2. По електричній короні.

Для 110 кВ перетин проводу марки АС повинне бути не менше 70.

Розрахунок першої схеми.

Лінія ИП-1.

=86,22 А

=19,2·16+25,6·4+32·4 = 537,6 МВт*ч

W рік = 537,6·200+537,6·165·0,55 = 1,56· МВт*ч

Вибираємо провід АС 120/19 = 0,249 Ом/км, = 0,427 Ом/км.

Таблиця 4.6.

Вибір перетинів проводів ліній.

лінія,

кВ,

А,

ч,,,,

А,

А

ИП-1

110

86,22

4875

0,9

95,8

120

503

172,44

2-5

110

32,43

3333

0,9

36,0

70

342

64,86

ИП-2

110

75,63

3929

0,9

84

120

503

151,26

ИП-4

110

81,1

3667

0,9

90,1

120

503

162,2

4-3

35

18,92

4286

0,9

21

70

342

37,84

Перевірка:

= 503≥2∙= 172,44 А

Провід підходить.

На лініях 2-5 і 4-3 розрахунковим перетином є 50, але воно не проходить по короні, беремо 70.

Таблиця 4.7.

Параметри ліній (N=2) схеми №1

Лінія

Uhom, кВ

Ip. А

F, мм 2

L, км

Ro, Ом/км

R, Ом

Хо, Ом/км

X, Ом

ИП-1

110

86,22

120

21

0.249

2,6

0.427

4.5

2-5

110

32,43

70

26,6

0.428

5.7

0.444

5.9

ИП-2

110

75,63

120

43,4

0.249

5.4

0.427

9.3

ИП-4

110

81,1

120

44,8

0.249

5.6

0.427

9.6

4-3

35

18,92

70

32,2

0.428

6,9

0.427

6.9

Розрахунок другої схеми

Таблиця 4.8.

Вибір перетинів проводів ліній.

лінія,

кВ,

А,

ч,,,,

А,

А

ИП-1

110

86,22

4875

0,9

95,8

120

503

172,44

1-5

110

32,43

3333

0,9

36,0

70

342

64,86

ИП-2

110

75,63

3929

0,9

84

120

503

151,26

ИП-4

110

81,1

3667

0,9

90,1

120

503

162,2

2-3

35

18,92

4286

0,9

21

70

342

37,84

Таблиця 4.9.

Параметри ліній (N=2) схеми №2

Лінія

U hom, кВ

Ip. А

F, мм 2

L, км

Ro, Ом/км

R, Ом

Хо, Ом/км

X, Ом

ИП-1

110

86,22

120

21

0.249

2,6

0.427

4.5

2-5

110

32,43

70

28

0.428

6.0

0.444

6.2

ИП-2

110

75,63

120

43,4

0.249

5.4

0.427

9.3

ИП-4

110

81,1

120

44,8

0.249

5.6

0.427

9.6

4-3

35

18,92

70

23,8

0.428

5,1

0.427

5.1

4.4 Вибір трансформаторів у споживачів

Вибір трансформаторів у споживачів зводиться до вибору числа, типу і потужності трансформаторів. У нас всі підстанції (крім 3) двухтрансформаторние, оскільки в кожному пункті є споживачі I категорії. Будемо брати трансформатори тільки з РПН (регулювання під навантаженням).

Номінальна потужність трансформаторів двухтрансформаторной підстанції визначається аварійним режимом роботи. При установці двох трансформаторів, їх потужність вибирається такої, щоб при виході з роботи одного трансформатора трансформатор, що залишився в роботі з допустимим аварійним перевантаженням міг забезпечити нормальне електропостачання споживачів. Знайдемо зимову еквівалентну температуру для району, що розглядається.

≈ -7,6 °З ≈10°

Необхідна перевірка можливості використання трансформатора меншої потужності.

де - коефіцієнт недовантаження

- коефіцієнт перевантаження

- коефіцієнт максимума

Порівнюємо з: якщо > 0,9*, то =

якщо <, 9*, то =0,9*,

у разі коректування замінюємо на h

де - потужність трансформатора на недовантаженій дільниці в МВА;

∆t - тривалість дільниці в годинах

- потужність трансформатора на переобтяженій дільниці в МВА;

∆h - тривалість дільниці в годинах

Розрахунок першої схеми.

Вибір трансформатора в пункті 1.

Таблиця 4.10.

Добовий графік активного навантаження Т1, МВт

t, час № пункту

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2

25,6

32

19,2

19,2

19,2

= 28,74 МВА

Виконується перевірка можливості використати трансформатор меншої потужності (Sh= 16 МВА).

= 1,232 = 1,45 = 33,1/16=2,07

У цьому розділі було становлено чотири варіанти схем мережі, з яких вибрали два найбільш раціональних, виходячи з вимог надійності до електричної мережі. Для вибраних варіантів вибрали напруження кожної лінії, перетин проводів, трансформатори.

5. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ НАЙБІЛЬШ РАЦІОНАЛЬНОГО ВАРІАНТУ

Для вибору кращого варіанту схеми мережі з двох, для кожної схеми необхідно провести техніко-економічний розрахунок. Найбільш раціональним буде варіант з мінімумом приведених витрат. Витрати визначаються по формулі

3=EH-KZ+HZ+у,

де - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капітальних вкладень (вважаємо його рівним 0.12, т. е окупність за 8 років);

- сумарні капіталовкладення;

- сумарні витрати (експлуатаційні витрати);

У- збиток від недоотпуска електроенергії (вважаємо рівним 0, т. до. лінії двухцепние)

= +

=До*L,

Де - капіталовкладення на споруду ВЛ;

- капіталовкладення на споруду ПС;

До - питома вартість ВЛ тис. крб./км, L - довжина лінії;

=+ ++

= + - сумарні витрати;

= + - витрати в лінії;

а - амортизація, про - обслуговування, р- ремонт;

- витрати від втраченої електроенергії в ВЛ;

- витрати від втраченої електроенергії в ТР;

= ·

=∙

- вартість 1 кВт*ч втраченої електроенергії;

=∙τ·

=

Час втрат

= - річні втрати електроенергії в трансформаторах

=0,8% = 5,9%

Як схеми КРИЧУ будемо використовувати схему 110-4н «Два блоку з вимикачами і неавтоматичною перемичкою з боку ліній».

Розрахунок першої схеми.

Лінія 2-5

=57∙26,6=1516,2 тис_руб.

= 11,2∙8+20∙8+28∙4+5,6∙4=384 МВт∙ ч

W рік = 384∙200+384∙165∙0,55=111648 МВт∙ ч

=МВт

=0,069∙2405,3=165,97 МВт∙ ч

=0,012∙165,97=1,99 тис_руб

Таблиця 5.1.

Розрахунок витрат для ліній схеми №1.

лінія

Капіталовкладення

Витрати

ДО, тис. р/км

L,

km

Квл. тис. р.

W,

МВт*ч

Тт. ч

τ, ч

∆W BJ1, МВт*ч

І∆ W вл тис. р.

Иаор тис. р

ИП-1

57

21

1197

107520.0

3360

1853.6

1050.18

12.6

9.6

2-5

57

26,6

1516.2

111648.0

4000.0

2405.3

1058,33

12.7

12.13

ИП-2

57

43,4

2473.8

66989

4187

2579.8

366.89

4.4

19.79

ИП-4

57

44,8

2553,6

85596.8

3722.0

2159.0

635.64

7.63

20.43

4-3

50

32,2

1610

111648

3722

2156.49

1080.18

12.96

12.88

До

9576.0

125.12

Таблиця 5.2.

Каталожні дані трансформаторів схеми №1.

ПС

Тип

МВА

Каталожні дані

Розрахункові дані,

кВ

Uк, %

Рк, кВт

Рх, кВт

Iх, %

Ом

Ом

квар

ВН

НН

1

ТРДН-25000/110

25

115

10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,9

175

2

ТДН-10000/110

16

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

3

ТДН-10000/110

10

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

4

ТДНТ-25000/110

25

115

38,5/11

10,5/17/6

100

23

1,0

2,6/2,6/2,6

88,9/0/52

160

5

ТДН-10000/110

10

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

Розрахунок вартості ПС 1.

=537,6 МВт∙ ч

W рік=1,64∙ МВт∙ ч

=2∙36∙∙8760+∙140∙∙∙3548,96=340,14

=0,012∙340,14=4,08 тис_руб

Таблиця 5.3.

Розрахунок витрат для ПС схеми №1.

Капіталовкладення, тис. р.

Витрати

тр.

КРИЧУ ВН

КРИЧУ СН

постійна

До

τ ч

∆W Tp МВт*ч

І∆ w Т р тис. р

Іаор тис. р

ПС1

2*222

198

-

430

1072

3548.9

340.1

4.08

63.25

ПС2

2*148

198

-

430

924

2580.0

877.94

10.54

54.52

ПСЗ

2*100

40

-

200

440

3722

534.13

6.4

25.96

ПС4

2*222

198

-

430

1072

3722

987.36

11.85

63.25

ПС5

2*148

198

-

430

924

3722

700

8.4

54.52

Підсумок тис. р.

4590

302.77

Підсумкові витрати

3= 0.12*(9576.0+ 4590) + (125.12 + 302.77) = 2127.81 тис_руб

Підсумкові витрати

3= 0.12∙ (9655.8+ 4380) + (122.4 + 314.64) = 2121.34 тис_руб

∆=

Варіанти економічно рівноцінні. Відмінності у вартості менше за 5 %; для вибору підсумкової схеми використовуємо додаткові критерії: надійність і перспектива розвитку. Вибираємо схему №2

В схемі №2 можливо більше, ніж в схемі №1, збільшення навантаження в пункті 2 без заміни обладнання.

У даному розділі був проведений техніко-економічний розрахунок, внаслідок якого були знайдені приведені витрати обох варіантів схеми мережі. Був вибраний варіант №2, т. до. він виявився найбільш надійним.

6. РОЗРАХУНОК ОАСНОВНИХ РЕЖИМІВ РОБОТИ МЕРЕЖІ

6.1 Схема заміщення мережі

Параметри схеми заміщення

При розрахунку параметрів схем заміщення повітряних ліній, будемо використовувати погонні параметри ліній 110 кВ, 35 кВ.

Для ВЛ - ИП-1 110 кВ:

1. Визначимо величину активного опору лінії:

RлИП-1=(Ro*L) = (0,244*21,0) = 2,56 Ом

де N - кількість ланцюгів лінії

Ro - погонний активний опір, Ом/км;

L - довжина лінії, км

2. Визначимо величину індуктивного опору лінії:

ХлІП-1 =(Хо*L) = (0.427*21,0)=4.48 Ом

де Хо - погонний реактивний (індуктивне) опір, Ом/км.

3. Визначимо величину активної провідності лінії:

ВлІП-1= N(bo *L) = 2(2,658**34,6) = 183,93* 1/Ом

де bo - активна (ємкісна) провідність, 1/Ом*км

Розраховані параметри для ВЛ, що залишилися зведемо в таблицю 6.1.

Таблиця 6.1. Параметри схеми заміщення ВЛ.

Лінія

ВЛ ИП - 1

ВЛ ИП - 4

ВЛ ИП - 2

ВЛ 1- 5

ВЛ 2 - 3,

Ом/км

0,244

0,244

0,244

0,422

0,422,

Ом/км

0,427

0,427

0,427

0,444

0,444,

См/км

2,658

2,658

2,658

2,547

2,547

Мазка, F, мм

АС - 120 / 19

АС - 120 / 19

АС - 120 / 19

АС - 70/11

АС - 70/11

L, км

21,0

28,0

43,4

44,8

23,8,

Ом/км

2,56

3,42

5,29

9,45

5,02,

Ом/км

4,48

5,98

9,27

9,95

5,28,

См/км

111,64

142,63

230,71

238,21

121,23

Для двухобмоточних трансформаторів

Активний опір, Ом, визначається по формулі:

Rт=

Для двох паралельно працюючих трансформаторів в схемі заміщення необхідно зменшити в два рази опору Rт, Хт і збільшити в два рази провідності, і втрати неодруженого ходу ∆Sxx.

Rт2 =

Реактивний опір, Ом, визначається по формулі:

Хт =*, Хт2 ==Ом

Активна провідність, См, визначається по формулі:

Реактивна провідність, См, визначається по формулі:

∆Qхх = *Sном (Знайдемо = )

∆Рк - втрати потужності режиму до. з., кВт;

uк - напруження режиму до. з., % від Uном;

Iхх - струм режиму х. х.; % I ном.

U ном - номінальне напруження трансформатора, кВ;

S ном - номінальна потужність трансформатора

Розраховані параметри схеми заміщення трансформаторів з Sном = 16 МВА і 10 МВА зведемо в таблицю 6.2.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Довідник по проектуванню електроенергетичних систем під редакцією С. С. Рокотяна і І. М. Шапиро.-М.: Енергоатомиздат 1985 р.-350с.

2. Неклепаев В. Н., Гачків І. П. Електрічеська частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування - М.: Енергоатомиздат, 1989 р.-605с.

3. Неклепаев В. Н., Гачків І. П. Н. Н. Кувшинський Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування - М.: «Енергія», 1978 р.-455с.

4. Правила пристрою електроустановок Санкт-Петербург.: Міністерство енергетики Російської Федерації 2005 р.

5. Довідник по електричних мережах 0,4-35 кВ і 110-1150 кВ під редакцією головних фахівців Мосенерго - М.: Видавничий будинок «Енергія» 2006 р.

6. Довідник по проектуванню електричних мереж під редакцією Д. Л. Файбісовича - М.: «Видавництво НЦ ЕНАС» 2006 р.

7. В. А. Боровіков, В. К. Косарев, Г. А. Ходот, Електричні мережі і системи - М: «Енергія», 1968 р. - 431 стор.

8. Бургсдорф В. В. Сооруженіє і експлоатация ліній електропередачі в сильно гололедних районах. М.-Л.: Госенергоиздат, 1947.

9. Махлин Б. Ю. Нагрев проводів і його вплив на їх механічну міцність // Труди ЦНИИЕЛ, вип. 5. 1956.

10. Бургсдорф В. В., Нікитіна Л. Г. Определеніє допустимих струмів навантаження повітряних ліній електропередачі по струму їх проводів // Електрика. 1989. №11.

11. Скопинцев В. А., Місріханов М. Ш. Системний підхід при рішенні задач управління електроенергетичними системами // Збірник наукових трудів «Електроенергетика Росії: сучасний стан, проблеми і перспективи». М.: Енергоатомиздат, 2002.

12. РД 34.45-51.300-97. Об'єм і норми випробувань енергоустаткування. М.: Изд-у ЕНАС, 2004.

13. Поляків В. С. Прімененіє тепловизионних приймачів для виявлення дефектів високовольтного обладнання. Методичні вказівки. Л.: ПЕИПК, 1990.

14. Сосинович В. И., Сидоренко М. Г. Расчет 1з8 ізоляції трансформаторів струму 110 кВ на основі прийому інфрачервоного випромінювання //Енергетик. № 7, 8. 2003.

15. Про надійність силових трансформаторів і автотрансформаторов електричних мереж / М. Ю. Львов, Ю. Н. Львов, Ю. А. Дементьев і інш. // Електричні станції. № 11. 2005.

16. Про необхідність єдиної системи фізико-хімічної діагностики ізоляції обладнання трансформаторних підстанцій / М. І. Чичинський, В. В. Бузаєв, Ю. А. Дементьев і інш. // Енергетик. № 11.2004.

17. Експлуатація силових трансформаторів при досягненні гранично допустимих показників зносу ізоляції обмоток / Б. В. Ванін, Ю. Н. Львов, М. Ю. Львов і інш. // Електричні станції. № 2. 2004.

18. Короленко В. В., Конов Ю. С., Федорова В. П. Обнаруженіє пошкоджень трансформаторів при коротких замиканиях // Електричні станції. № 7. 1980.

19. Хренников А. Ю. Опит виявлення залишкових деформацій обмоток силових трансформаторів // Енергетик. № 7. 2003.

20. Хренников А. Ю., Шлегель О. А. Контроль зміни індуктивного опору трансформатора для визначення пошкоджень в обмотках // Енергетик. № 2. 2004.

21. 0 пошкодженнях обмоток силових трансформаторів і діагностиці їх геометрії методом низковольтних імпульсів / А. Ю. Хренников, А. В. Рубцов, В. А. Передельський і інш. //ЕЛЕКТРО. № 5. 2004.

22. Дробишевский А. А., Левіцкая Е. И. Колічественная оцінка результатів імпульсного де-фектографирования обмоток силових трансформаторів // Електротехніка. № 5. 1990.

23. І. І. Левченко, Е. І. Сацук «Навантажувальна здатність повітряних ліній електропередачі», № 11 за 2006 р.

24. А. Ю. Хренников «Про надійність і методи діагностики високовольтного енергоустаткування підстанцій»: «Нове в Російській енергетиці», № 7 за 2006 р.