Курсовая работа
«Реконструкция схемыэлектроснабжения 0,4 кВ села Коврыгино»
Содержание
Введение
1.Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения
1.1Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемыэлектроснабжения
1.2Определение потерь напряжения
1.3Расчёт потерь энергии
1.4Определение нагрузки трансформаторов
1.5Определение допустимых потерь напряжения
1.6Выводы по существующей схеме электроснабжения
2.Реконструкция схемы электроснабжения села Коврыгино
2.1Возможные варианты реконструкции
2.2Электрический расчёт вариантов реконструкции
2.2.1Выбор трансформатора для ТП-55-6-9
2.2.2Замена проводов ЛЭП по фидерам ТП-55-6-9
2.2.3Определение место расположения трансформаторных подстанций
2.2.4Изменение конфигурации ЛЭП по фидерам ТП-55-6-9 и ТП 55-6-15
2.2.5Выбор сечения проводов по экономической плотности тока
2.2.6Определение потерь напряжения
2.2.7Расчет потерь энергии после реконструкции
2.2.8Выбор трансформаторов для первого и второго участков
3. Расчёттоков короткого замыкания
4.Выбор электрической аппаратуры
4.1Общие сведения
4.2Расчёт токов нормального режима
4.3Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000В 51
Заключение
Списоклитературы
Введение
Современное сельскохозяйственноепроизводство и сельский быт немыслимы без электрификации. Обогрев и вентиляция,водоснабжение, приготовление и раздача корма, уборка навоза, электрификациястроительных работ, освещение и обогрев жилых помещений – это далеко не полныйперечень использования электроэнергии. В связи с этим возросли требования кнадежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качествуэлектрической энергии, к ее экономному использованию и рациональномурасходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.
Сельскохозяйственные объекты отличаютсяисключительным разнообразием условий, в которых приходится работатьэлектрооборудованию. Срок его службы, эффективность и безопасность эксплуатациив значительной мере зависят от грамотного выбора конструкции, способа монтажа иумелого использования. Отсюда – повышение роли инженеров – электриков вхозяйствах.
Сельское население в быту применяет различныеэлектрические приборы. К приборам, облегчающим домашний труд, сокращающимзатраты времени на него и создающим условия удобства и комфорта, относятсянагревательные устройства (электроплиты и электроплитки, электрокипятильники иэлектроводонагреватели, электрочайники и электрокастрюли, электрорадиаторы,электрокамины и электроотражатели, электроутюги), электрические холодильники,стиральные машины, электрические пылесосы и т.п.
В быт сельских тружеников начинают входитьтакие современные бытовые приборы, как электрокондиционеры, индукционные печи,ионизаторы воздуха, ультрафиолетовые облучатели и некоторые другие.
Данная работа посвящена решению вопросовреконструкции сетей электроснабжения 10/0,4 кВ села Коврыгино. Необходимостьреконструкции связана с невыполнением требований, предъявляемым к качествуэлектроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.
1. Характиристика объектапроектирования и существующей схемы электроснабжения
Село Коврыгино находится на 20 км Енисейского тракта. Население 1 тысяча жителей. В поселке располагаются сельскохозяйственныепредприятия, леспромхоз.
В процессе развития поселка сталистроиться новые улицы, возводились и подключались новые производственныеобъекты, что привело к строительству новых трансформаторных подстанцийразличной мощности.
В настоящее время в результате увеличенияустановленных мощностей бытовых потребителей, связанных с улучшением бытовыхусловий и развитием НТП, возникла проблема перегрузки существующих ТП, к томуже существующие конфигурации сетей не обеспечивают требуемого качестваэлектроэнергии.
В связи с резким увеличением потребленияэлектроэнергии существующие сечения проводов не обеспечивают требованиядопустимых потерь напряжения, а также надежности электроснабжения. Мощноститрансформаторных подстанций не соответствуют подключенным к ним нагрузкам.Исходя из выше сказанного, необходимопересмотреть существующую схему электроснабжения села Коврыгино ТП № 55-6-9,мощностью 160 кВА. Для более полного выявления проблем в существующей схемеэлектроснабжения села Коврыгино, необходимо выполнить её электрический расчёт,что и выполнено в следующей главе.
1.1 Расчёт распределениямощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения
Расчёт распределения мощностипо участкам сети проводим для вечернего и дневного максимумов нагрузок.
Суммирование нагрузокпроводим по формуле:
Р = Рб + DРдоб,)
где: Р – нагрузка на участке линии сети,кВт;
Рб – большая из слагаемыхнагрузок, кВт;
DРдоб – добавка от меньшей из составляющихнагрузок, определяется из [2], кВт.
Выполним расчетраспределения мощности по участкам Ф–1 ТП–55-6-9, для вечернего и дневногомаксимумов нагрузок для существующего варианта. В связи с повышениемкомфортности бытовых условий проживания населения примем дневную максимальнуюмощность одноквартирного жилого дома равной 1,3 кВт, а вечернюю 3,0 кВт. Таккак вечерняя максимальная мощность больше расчет будем проводить только длявечернего максимума нагрузки. Схема существующего электроснабжения представленана листе 01.93.06.78.01 Э7
Рв26-34 = 5 кВт.
Рв25-26 = 5 + D3 = 5 + 1,8 = 6,8 кВт.
Рв23-25 = 6,8 + D3 = 6,8 + 1,8 = 8,6 кВт.
Рв22-23 = 8,6 + D3 = 8,6 + 1,8 = 10,4 кВт.
Рв20-22 = 10,4 + D3 = 10,4 + 1,8 = 12,2 кВт.
Рв18-20 = 12,2 + D3 = 12,2 + 1,8 = 14 кВт.
Рв17-18 = 14 + D3 = 14 + 1,8 = 15,8 кВт.
Рв16-17 = 15,8 + D3 = 15,8 + 1,8 = 17,6 кВт.
Рв15-16 = 17,6 + D6 = 17,6 + 3,6 = 21,2 кВт.
Рв14-15 = 21,2 + D6 = 21,2 + 3,6 = 24,8 кВт.
Рв12-14 = 24,8 + D6 = 24,8 + 3,6 = 28,4 кВт.
Рв11-12 = 28,4 + D6 = 28,4 + 3,6 = 32 кВт.
Рв10-11 = 32 + D6 = 32 + 3,6 = 35,6 кВт.
Рв9-10 = 35,6 + D4 = 35,6 + 2,4 = 38 кВт.
Рв7-9 = 38 + D6 = 38 + 3,6 = 41,6 кВт.
Рв5-7 = 41,6 + D2 = 41,6 + 1,2 = 42,8 кВт.
Рвтп-5 = 42,8 + D6 = 42,8 + 3,6 = 46,4 кВт.
Для Ф-2 и Ф-3 расчет ведеманалогично, результаты сводим в таблицы 1.1, 1.2 и 1.3.
Определение значений полных мощностей
Значения полных мощностейна участках определяем по формуле:
Sд(в) = Pд(в) / cos/>,
Pд(в)-активная дневная и вечерняя мощность, (кВт);
cos/>-коэффициент мощности в максимум нагрузки, принимаем из [1].
Пример расчёта значенийполных мощностей на участках Ф–1 ТП–55-6-9, для вечернего максимума нагрузок Sв… ТП-1 =46,4/0,90=55,6кВА.
1.2 Определение потерь напряжения
Определение потерь напряжения на участкахлиний
Потери напряжения научастках линий рассчитываем по формуле:
/>,
где DU – потери напряжения в линии, В;
Рл – максимальное значениеактивной мощности на участке сети, кВт;
Qл – максимальноезначение реактивной мощности на участке сети, кВА;
l – длина участка линии, км;
ro – удельное электрическое сопротивление электрическомутоку, Ом/км;
хо – индуктивное сопротивлениепровода, Ом/км.
Расчёт потерь напряжения, на участках Ф-1,Ф-2 и Ф-3, ТП–55-6-9 ведем по участкам линий, по формуле 1.3. Провод дляосновной линии используется А–35, для отпаек А–25 и А–16, расстояние междуопорами 30 метров, результаты расчетов сведем в таблицы 1.1, 1.2 и 1.3.
Максимальныепотери в линиях будут наблюдаться в периоды вечернего максимума нагрузок, поэтому, определение потерь напряжения в линии осуществляем для вечерних нагрузок.
Потери напряжения в линииопределяются по формуле:
/>U%=/> × 100% , (1.4)
где />-суммарныепотери напряжения по участкам линии, В;
Uн = 0,38 –номинальное напряжение сети, В
1.3 Расчет потерь энергии
Потери энергии определяются как на стадиипроектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Наиболее распространеннымявляется метод максимальных потерь, согласно которому потери энергииопределяются по максимальной нагрузке и числу использования максимума нагрузок.
Потери энергии в трехфазной линииопределяются по формуле
DW=3 I2мах×rоl t 10-3, кВт×ч,
где Iмах – максимальный ток, А;
rо –удельное сопротивление провода, Ом/км;
l – длина линии, км;
t – время максимальных потерь, то есть время в течениикоторого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие жепотери, как и при работе по действительному графику нагрузок.
Значение времени потерь t можно определить для сельских электрических сетей из уравнения:
t = 0,69 · Тм – 584 ,
где Тм – число часовиспользования максимума нагрузки в год.
Для расчетов можно принять Тм =3600 часов.
ф= 0,69 · 3600 – 584 = 1900
Пример расчета линии Ф–1 ТП–55-6-9 поучасткам линии:
DW26-34= 3×8,442× 0,83×0,03×1900×10-3 =82,58 кВт×ч
DW25-26 = 3×11,482× 0,83×0,03×1900×10-3 =18,70 кВт×ч
DW23-25 = 3×14,522× 0,83×0,03×1900×10-3 =59,83 кВт×ч
DW22-23 = 3×17,562× 0,83×0,03×1900×10-3 =43,75 кВт×ч
DW20-22 = 3×20,62× 0,83×0,06×1900×10-3 =120,41 кВт×ч
DW18-20 = 3×23,632× 0,83×0,03×1900×10-3 =158,56 кВт×ч
DW17-18 = 3×26,672× 0,83×0,03×1900×10-3 =100,98 кВт×ч
DW16-17 = 3×29,712× 0,83×0,03×1900×10-3 =125,29 кВт×ч
DW15-16= 3×35,792× 0,83×0,03×1900×10-3 =242,39 кВт×ч
DW14-15 = 3×41,872× 0,83×0,03×1900×10-3 =331,7 кВт×ч
DW12-14 = 3×47,942× 0,83×0,03×1900×10-3 =652,48 кВт×ч
DW11-12 = 3×54,022× 0,83×0,03×1900×10-3 =414,19 кВт×ч
DW10-11 = 3×60,12× 0,83×0,03×1900×10-3 =512,63 кВт×ч
DW9-10 = 3×64,152× 0,83×0,03×1900×10-3 =584,07 кВт×ч
DW7-9 = 3×70,232× 0,83×0,03×1900×10-3 =699,98 кВт×ч
DW5-7 = 3×72,252× 0,83×0,03×1900×10-3 =740,95 кВт×ч
DWтп-5= 3×78,32× 0,83×0,03×1900×10-3 =4063,9 кВт×ч
Потери энергии во всей линии:
SDW=82,58+18,70+59,83+43,75+120,41+158,56+100,98+125,29+242,39+331,7+652,48+414,19+512,63+584,07+699,98+740,95+4063,9=8952,39кВт×ч
Для остальных участков сети расчётпроводим аналогично. Полученные при расчётах значения потерь энергии по фидерамФ-1, Ф-2 и Ф-3, ТП–55-6-9
Определимобщие потери энергии в существующей схеме электроснабжения
DWсущ = SDWф-1 + SDWф-2+SDWф-3,
1.4 Определение нагрузкитрансформаторов
Нагрузкитрансформаторов определяем по формуле 1.1, но при этом учитываем мощность,расходуемую уличным освещением. Для освещения территории приближенно принимаем5,5 Вт на 1 метр линии электропередачи. Сети 0,4 кВ ТП–55-5-6 имеют 117пролетов линий электропередачи (ЛЭП) каждый пролет составляет в среднем 30метров, поэтому суммарная протяженность сетей составляет 3510 метров
ТП–55-6-9:
Ртп-55-6-9 = Рф2 + DРф1 +DРф3 + DРул.освещ,кВт
Ртп-55-6-9 = 144,13 + 38,2 +28,8+19,3 = 230,43 кВт
Sтп-55-6-9= 230,43 / 0,9 = 256,03 кВА
После определения расчетной мощности ТП,становится очевидным, что ТП–55-6-9 перегружена на 60%, что не допустимо.
Длявыявления положительных или отрицательных сторон рассматриваемой схемыэлектроснабжения необходимо определить допустимые потери напряжения на еёучастках.
1.5Определение допустимых потерь напряжения
На шинах трансформаторной подстанции 10 кВосуществляется встречное регулирование, в режиме 100% нагрузки – 0, в режиме25% нагрузки –2, это позволяет установить ПБВ трансформаторов 10/0,4 кВ вположение +5. В линии 10 кВ при данном режиме регулирования допустимые потеринапряжения составляют – 4%, в линии 0,4кВ – 7%.
1.6 Выводы по существующей схемеэлектроснабжения
Выполнив расчеты существующей схемы электроснабжениясела Коврыгино, были выявлены следующие отклонения от требований предъявляемымк электроснабжению сельскохозяйственных потребителей:
– трансформаторная подстанция ТП-55-6-9оказалась перегружена на 60%, что недопустимо, при этом потери напряжения влиниях электропередачи отходящих от неё не укладываться в интервал значенийдопустимых потерь напряжения для данной сети (таблица 1.7). Для наиболееудалённых потребителей Ф–1 потери напряжения в процентном отношении отноминального, составляют 29,16%.
Изучив схемуэлектроснабжения села Коврыгино и проведя расчеты перетоков мощностей поучасткам сети, были определены значения потерь напряжения на этих участках.Сравнивая эти значения со значениями таблицы допустимых потерь напряжения,составленной для данной сети, были выявлены существенные различия между ними,что недопустимо при электроснабжении сельскохозяйственных потребителей.
На основании выше сказанного можносказать, что данная схема электроснабжения села Коврыгино не эффективна итребует проведения реконструкции.
2. Реконструкция схемы электроснабжениясела Коврыгино
2.1 Возможные варианты реконструкции
Возможные пути реконструкцииэлектроснабжения села Коврыгино от ТП–55-6-9:
– необходимо поменять трансформаторТП–55-6-9 со 160 кВА на 250 кВА;
– предлагается увеличить сечение проводовлинии на головных участках,
– предлагается изменить существующуюконфигурацию сети электроснабжения на более рациональную, при этом существующаятрансформаторная подстанция остается на своем месте;
– в случае если вышеперечисленныемероприятия не принесут желаемых результатов, то необходимо будет, из-забольшой протяженности линий электроснабжения и разбросанности потребителейразбить весь участок на две группы, поставив в каждую трансформаторную подстанциюи выбрать наиболее рациональную схему электроснабжения.
2.2 Электрический расчет вариантовреконструкции
2.2.1 Выбор трансформатора дляТП-55-6-9В связи с тем, что в проведенных ранеерасчетах был выявлен факт перегрузки ТП-55-6-9 на 60%, то предлагается заменитьтрансформатор на более мощный. Принимаем трёхфазный двух обмоточный силовойтрансформатор ТП–250 кВА. Технические характеристики трансформатора ТП–250 кВАприведены в таблице 2.1. Габаритные размеры и масса приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.1 Технические характеристики трансформатора ТП–250кВАТип
Sном,
кВА
Сочетание
напряжений
Схема и группа соединения
обмоток Потери, кВт
Uкз,
%
Iхх,
%
Вид переключения
ответвлений
обмоток /> ХХ КЗ /> ВН НН /> /> ТП 250 10 0,4
Y/Yн-0 0,71 4,2 6,8 2,3 ПБВ />
Таблица 2.2 Габаритные размеры и масса двухобмоточного трансформатора ТП–250 кВА Габариты, м, не более Масса, т, не более Тип Длина, м Ширина, м Высота, м Полная Масла Транспортная Полная До крышки ТП – 250/10 1,5 2,1 2,9 2,51 1,85 – – 2.2.2 Замена проводов ЛЭП по фидерамТП-55-6-9
Выполним увеличение проводов по участкамЛЭП и проведем расчет потерь напряжения по формуле 1.3, для наиболее удаленныхпотребителей Ф-2. Результаты расчета по Ф-2 сведем в таблиу 2.3.
Таблица 2.3. Расчётпотерь напряжения Ф-2 при увеличении сечения проводов на головных участкахНомер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 130-131 0,045 6 1,75 6,25 0,83 0,308 0,654 0,172 129-130 0,03 9,6 5,95 11,3 0,83 0,308 0,774 0,204 128-129 0,03 11,4 7,07 13,41 0,83 0,308 0,919 0,242 127-128 0,03 13,2 8,18 15,53 0,412 0,283 0,612 0,161 126-127 0,03 16,8 10,42 19,77 0,412 0,283 0,779 0,205 122-126 0,12 18,6 11,53 21,88 0,412 0,283 3,451 0,908 119-122 0,09 20,4 12,65 24 0,412 0,283 2,838 0,747 118-119 0,03 24 14,88 28,24 0,412 0,283 1,113 0,293 1 2 3 4 5 6 7 8 9 110-118 0,13 25,8 16 30,36 0,308 0,274 4,218 1,110 107-110 0,03 27,6 17,11 32,47 0,308 0,274 1,041 0,274 102-107 0,03 31,2 19,34 36,71 0,308 0,274 1,177 0,31 ТП-102 0,29 34,8 21,58 40,95 0,246 0,292 11,341 2,985 28,917 7,61
Дальнейший расчет данного вариантареконструкции не целесообразен, так как при увеличении сечения провода, унаиболее отдаленных потребителей по Ф–2 ТП -55-6-9 от ТП до 102-ой опоры с А–35на А–120, с 102-ой по 118-ю опору с А–35 на А–95 и с 118-ой по 128-ую опору сА–35 на А–70 потери напряжения составят 7,61%, что более 7%, а это недопустимо.
Возможно данная проблема исчезнет еслиразбить весь участок на две группы, поставив в каждую группу трансформаторнуюподстанцию и выбрать наиболее рациональную схему электроснабжения.
2.2.3 Определение место расположениятрансформаторных подстанций
Разобьем схему электроснабжения села Коврыгинона два участка и найдем координаты потребителей Рис.1., которые представлены втаблицах 2.4. и 2.5.
Место расположения трансформаторныхподстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическуюнагрузку при этом рассматривают как «тяжесть», «силу», а координаты подстанцийопределяются по формулам:
/>
/> 2.1.
где: /> и/> - координаты потребителей,которые планируется
подключить к данной подстанции;
/> -расчетная нагрузка потребителей, кВт
/> - числопотребителей.
Место расположение первой трансформаторнойподстанции
/>
/>
Место расположение второй трансформаторнойподстанции
/>
/>
Таблица 2.4 Месторасположение 1-ойтрансформаторной подстанции№ Нагр. P.i X.i Y.i P.i*X.i P.i*Y.i 1 2 3 4 5 6 1 6 7,7 7,9 46 47,2 6 6 4,7 7,2 28,4 42 7 6 5,3 7,2 32 42 8 6 5,7 7,2 34,4 42 9 3 6,2 7,2 18,6 21 10 3 6,5 7,2 19,6 21 11 3 6,9 7,2 20,8 21 12 3 7,3 7,2 21,8 21 13 3 7,6 7,2 22,8 21 1 2 3 4 5 6 14 3 7,9 7,2 23,8 21 15 3 8,2 7,2 24,6 21 70 3 8 3,3 24 10 71 3 8,4 3,3 25,2 10 34 3 6,3 5,3 19 16 35 3 7,2 5,3 21,6 16 36 6 7,6 5,3 45,6 32 37 6 8,1 5,3 48,4 32 59 3 5,2 4,8 15,6 14,4 60 3 5,5 4,8 16,6 14,4 61 3 6,2 4,8 18,6 14,4 62 3 6,5 4,8 19,6 14,4 63 3 7,6 4,8 22,8 14,4 64 3 8 4,8 24 14,4 68 3 5,5 3,7 16,4 11 69 3 6,9 3,3 20,8 10 74 3 6,7 3,0 20 9 75 3 6,9 3,0 20,8 9 76 3 5,3 3,0 16 9 77 3 4,7 2,3 14 6,8 78 3 4,3 2,1 13 6,4 79 3 4,1 1,9 12,2 5,6 80 3 4,1 1,6 12,2 4,8 81 3 3,9 1,3 11,6 4 82 3 3,7 1,0 11 3 83 3 3,9 0,7 11,6 2 84 6 4,7 0,3 28,4 2 32 3 5,7 5,3 17,2 16 33 3 6,1 5,3 18,2 16 65 3 9,2 4,8 27,6 14,4 138 864,8 651,6
Таблица 2.5 Месторасположение 2-ойтрансформаторной подстанции№ Нагр. P.i X.i Y.i P.i*X.i P.i*Y.i 1 2 3 4 5 6 2 2 9,2 7,7 18,4 15,47 3 6 8,8 7,3 52,8 44 5 4 10 7,3 40, 29,33 16 6 9,6 7,2 57,6 42 17 3 10,2 7,2 30,6 21 18 3 10,5 7,2 31,6 21 19 3 10,8 7,2 32,4 21 20 3 11,1 7,2 33,2 21 21 6 11,6 7,2 69,6 42 22 3 12 7,2 36 21 23 3 12,3 7,2 36,8 21 24 6 12,7 7,2 76,4 42 25 3 13,1 7,2 39,2 21 26 3 13,5 7,2 40,6 21 27 3 14,3 7,2 43 21 28 3 15,1 7,2 45,2 21 29 3 15,5 7,2 46,6 21 30 3 16,3 7,2 49 21 31 3 16,7 7,2 50,2 21 38 3 8,5 5,3 25,6 16 39 3 8,8 5,3 26,4 16 40 6 9,2 5,3 55,2 32 41 6 9,7 5,3 58,4 32 42 3 10,1 5,3 30,2 16 44 3 10,8 5,3 32,4 16 45 3 11,1 5,3 33,2 16 46 3 11,4 5,3 34,2 16 47 3 11,7 5,3 35,2 16 48 3 12 5,3 36 16 49 3 12,3 5,3 36,8 16 50 3 12,5 5,3 37,6 16 51 3 12,9 5,3 38,6 16 52 3 13,4 5,3 40,2 16 53 3 13,9 5,3 41,6 16 54 3 14,5 5,3 43,6 16 1 2 3 4 5 6 55 3 14,9 5,3 44,8 16 56 3 15,7 5,3 47,2 16 57 3 16,1 5,3 48,4 16 72 3 11,9 3,3 35,6 10 73 3 12,7 3,3 38 10 85 5 16,7 3,1 83,67 15,67 143 1732,07 859,47
2.2.4 Изменение конфигурации ЛЭП пофидерам ТП-55-6-9 и ТП 55-6-15
Произведем изменение конфигурации сети 0,4кВ, как показано на листе 01.93.06.78.02. Э7.
Для изменения конфигурации сети ТП-55-6-9потребителей первого участка, разобьем на три части и примем три фидера.
Для изменения конфигурации сети ТП-55-6-15потребителей второго участка, разобьем на три части и примем три фидера.
Произведем расчёт распределения мощностипо участкам сети для ТП–55-6-9 и ТП-55-6-15. Так как вечерняя максимальнаямощность больше расчет будем проводить только для вечернего максимума нагрузкипо формуле 1.1, результаты сведем в таблицу 2.6, 2.7, 2.8, 2.9, 2.10 и 2.11.
2.2.5 Выбор сечения проводов по экономическойплотности тока
Согласно ПУЭ рекомендуетсядля определения экономического сечения провода использовать формулу [1]:
Fэ=Imax / jэ× Кп, (2.1)
где Fэ – экономическицелесообразное сечение провода, мм2;
Imax – сила тока, протекающегопо проводам линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, А;
jэ – экономическая плотностьтока, jэ = 0,7 А/мм2;
Кп – поправочный коэффициент,учитывающий неравномерность нагрузки на линии.
Определениесилы тока, протекающего по проводам линии в нормальном режиме при максимальнойнагрузке
/>, (2.2)
где Uн = 0,38 кВ – номинальноенапряжение сети, В
Поправочный коэффициент определяется поформуле:
Кп=/>, (2.3)
где l –полная длина линии, км;
Imax –максимальный ток наиболеезагруженного участка сети, А;
l –полная длина линий, км; li –длина i-го участка линии, км;
Imaxi –максимальный ток i-го участкаcети, А.
Пример расчёта экономического сечения проводапо участкам линии Ф–1 ТП-55-6-9
/>
/>
Fэ = 44,1 / 0,7 ×1,349 = 62,99 мм2
Провода сечением 62,99 мм2 несуществует поэтому необходимо выбрать ближайший из стандартных сечений, примемпровод А–70 и проверим линию по потерям напряжения.
Для остальных линий расчет проводиманалогично.
Определяем сечения проводов для остальныхучастков линий. Значения активного и индуктивного сопротивления одногокилометра провода выбранного сечения, полученные при расчетах, сводим в таблицы2.6, 2.7, 2.8, 2.9, 2.10 и 2.11 и одновременно определяем потери напряжения поучасткам линии.
2.2.6 Определение потерь напряжения
Потери напряжения научастках линий рассчитываем по формуле 1.3 и 1.4 сводим в таблицу 2.6, 2.7,2.8, 2.9, 2.10 и 2.11.
Таблица 2.6 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-9, Ф-1Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 130-131 0,045 6 1,75 6,25 0,83 0,308 0,654 0,172 129-130 0,03 9,6 5,95 11,3 0,83 0,308 0,774 0,204 128-129 0,03 11,4 7,07 13,41 0,83 0,308 0,919 0,242 127-128 0,03 13,2 8,18 15,53 0,576 0,297 0,792 0,208 126-127 0,03 16,8 10,42 19,77 0,576 0,297 1,008 0,265 124-126 0,06 18,6 11,53 21,88 0,412 0,283 1,725 0,454 122-124 0,07 20,4 12,65 24 0,412 0,283 2,208 0,581 114-122 0,07 22,2 13,76 26,12 0,412 0,283 2,402 0,632 ТП-114 0,015 25,8 16 30,36 0,412 0,283 0,598 0,157 11,08 2,92
Таблица 2.7 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-9, Ф-2Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 99-100 0,03 6 1,75 6,25 0,83 0,308 0,436 0,115 96-99 0,09 7,8 4,84 9,18 0,83 0,308 1,886 0,496 95-96 0,03 13,5 8,37 15,88 0,412 0,283 0,626 0,165 102-95 0,12 17,1 10,6 20,12 0,412 0,283 3,172 0,835 107-102 0,03 18,9 11,72 22,24 0,412 0,283 0,877 0,231 110-107 0,03 20,7 12,83 24,36 0,412 0,283 0,96 0,253 112-110 0,06 22,5 13,95 26,47 0,412 0,283 2,087 0,549 113-112 0,03 31,7 19,65 37,3 0,246 0,292 1,069 0,281 ТП- 0,04 35,3 21,89 41,53 0,246 0,292 1,587 0,418 12,7 3,34
Таблица 2.8 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-9, Ф-3Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 36-35 0,15 6 1,75 6,25 0,83 0,308 2,179 0,573 37-36 0,03 9,6 5,95 11,3 0,83 0,308 0,774 0,204 38-37 0,03 13,2 8,18 15,53 0,576 0,297 0,792 0,208 39-38 0,03 15 9,3 17,65 0,576 0,297 0,9 0,237 40-39 0,03 16,8 10,42 19,77 0,576 0,297 1,008 0,265 100-40 0,09 30,8 19,1 36,24 0,246 0,292 3,115 0,82 ТП-100 0,075 36,2 22,44 42,59 0,246 0,292 3,051 0,803 11,82 3,11
Таблица 2.9 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-15, Ф-1Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 89-34 0,17 5 - 5 0,83 0,308 1,857 0,489 88-89 0,03 6,8 4,22 8 0,83 0,308 0,548 0,144 86-88 0,06 8,6 5,33 10,12 0,83 0,308 1,386 0,365 85-86 0,03 10,4 6,45 12,24 0,83 0,308 0,838 0,221 83-85 0,055 12,2 7,56 14,35 0,83 0,308 1,803 0,474 82-83 0,03 14 8,68 16,47 0,576 0,297 0,84 0,221 80-82 0,06 15,8 9,80 18,59 0,576 0,297 1,896 0,499 79-80 0,04 23,1 14,32 27,18 0,308 0,274 1,162 0,306 ТП-79 0,015 26,7 16,55 31,42 0,308 0,274 0,504 0,133 10,83 2,85
Таблица 2.10 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-15, Ф-2Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 7-6 0,055 6 1,75 6,25 0,83 0,308 0,799 0,21 9-7 0,03 7,2 4,46 8,47 0,83 0,308 0,58 0,153 10-9 0,03 10,8 6,7 12,71 0,83 0,308 0,871 0,229 1 2 3 4 5 6 7 8 9 79-10 0,09 13,2 8,18 15,53 0,83 0,308 3,192 0,84 75-74 0,07 28,9 17,92 34 0,308 0,274 2,544 0,669 77-76 0,03 32,5 20,15 38,24 0,308 0,274 1,226 0,323 78-77 0,03 34,3 21,27 40,36 0,246 0,292 1,156 0,304 ТП-78 0,015 36,1 22,38 42,48 0,246 0,292 0,609 0,16 10,98 2,89
Таблица 2.11 Потеринапряжения после преобразования сети ТП-55-6-15, Ф-3Номер участка. Длина участка, км.
Рв,
кВт.
Qв,
кВАр.
Sв,
кВА.
rо,
Ом/км.
xо,
Ом/км.
U в,
В.
U в,
%. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 25-26 0,03 3 1,75 3,47 0,83 0,308 0,239 0,063 23-25 0,06 4,8 2,98 5,65 0,83 0,308 0,774 0,204 22-23 0,03 6,6 4,09 7,77 0,83 0,308 0,532 0,140 20-22 0,06 8,4 5,21 9,88 0,83 0,308 1,354 0,356 18-20 0,06 10,2 6,32 12,00 0,83 0,308 1,644 0,433 17-18 0,03 12 7,44 14,12 0,83 0,308 0,967 0,255 16-17 0,03 13,8 8,56 16,24 0,576 0,297 0,828 0,218 15-16 0,04 17,4 10,79 20,47 0,576 0,297 1,392 0,366 27-15 0,02 21 13,02 24,71 0,308 0,274 0,528 0,139 ТП-27 0,11 32,2 19,96 37,89 0,308 0,274 4,454 1,172 12,71 3,35
В данном случае потери напряжениянаходятся в пределах нормы, менее 7%, тем самым мы можем принять данную схемуреконструкции.Для проведенияреконструкции понадобиться установить дополнительные опоры, установитьТП-55-6-9, заменить провода головных участков на А–70, А–120, А–120, установитьТП-55-6-9, заменить провода головных участков на А–95, А–120, А–95.
2.2.7 Расчет потерь энергии послереконструкции
Потери энергии определяются как на стадиипроектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Потери энергиипо фидерам определяем по формуле 1.5, результаты сводим в таблицы 2.12, 2.13,2.14, 2.15, 2.16, 2.17.
Таблица 2.12 Расчет потерь энергии поТП–55-6-9, Ф-1№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 130-131 0,045 10,13 21,84 129-130 0,03 16,21 37,28 128-129 0,03 19,25 52,57 127-128 0,03 22,28 48,91 126-127 0,03 28,36 79,23 124-126 0,06 31,4 138,92 122-124 0,07 34,44 194,97 114-122 0,07 37,48 230,89 ТП-114 0,015 43,55 66,82 871,42
Таблица 2.13 Расчет потерь энергии поТП–55-6-9, Ф-2№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 99-100 0,03 10,13 14,56 96-99 0,09 13,17 73,83 95-96 0,03 22,79 36,59 102-95 0,12 28,87 234,84 107-102 0,03 31,91 71,72 110-107 0,03 34,94 86,03 112-110 0,06 37,98 203,29 113-112 0,03 53,51 120,47 ТП- 0,04 59,59 199,18 1040,51
Таблица 2.14 Расчет потерь энергии поТП–55-6-9, Ф-3№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 36-35 0,15 10,13 72,81 37-36 0,03 16,21 37,28 38-37 0,03 22,28 48,91 39-38 0,03 25,32 63,16 40-39 0,03 28,36 79,23 100-40 0,09 52 341,18 ТП-100 0,075 61,11 392,75 1035,3
Таблица 2.15 Расчет потерь энергии поТП–55-6-15, Ф-1№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 89-34 0,17 8,44 57,3 88-89 0,03 11,48 18,7 86-88 0,06 14,52 59,83 85-86 0,03 17,56 43,75 83-85 0,055 20,60 110,37 82-83 0,03 23,63 55,02 80-82 0,06 26,67 140,15 79-80 0,04 39 106,79 ТП-79 0,015 45,07 53,5 645,42
Таблица 2.16 Расчет потерь энергии поТП–55-6-15, Ф-2№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 7-6 0,055 10,13 26,7 9-7 0,03 12,15 20,97 10-9 0,03 18,23 47,18 79-10 0,09 22,28 211,43 75-74 0,07 48,79 292,51 77-76 0,03 54,87 158,54
Таблица 2.17 Расчет потерь энергии поТП–55-6-15, Ф-3№ Уч-ка.
l, км.
Imax, А. DW, кВт×ч. 1 2 3 4 25-26 0,03 5,06 3,64 23-25 0,06 8,1 18,64 22-23 0,03 11,14 17,62 20-22 0,06 14,18 57,08 18-20 0,06 17,22 84,16 17-18 0,03 20,26 58,25 16-17 0,03 23,3 53,46 15-16 0,04 29,37 113,31 27-15 0,02 35,45 44,13 ТП-27 0,11 54,36 570,63 1020,92
Определимобщие потери энергии в реконструированной схеме электроснабжения по формуле(1.7).
DWТП-55-6-9 = 871,42 + 1040,51 + 1035,3 =2947,24 кВт×ч
DWТП-55-6-15= 645,42 + 976,49 + 1020,92 =2642,82 кВт×ч
DWрек = 2947,24 + 2642,82 = 5590,06 кВт×ч
Потери энергии дореконструкции составляли – SDWсущ= 59915,37 кВт×ч,
Снижение потерь после реконструкцииснизились в 10,72 раза.
2.2.8 Выбор трансформаторов для первогои второго участков
Нагрузкитрансформаторов определяем по формуле 1.1, но при этом учитываем мощность,расходуемую уличным освещением. Для освещения территории приближенно принимаем5,5 Вт на 1 метр линии электропередачи. Сети 0,4 кВ ТП–55-5-6 имеют 69 пролеталиний электропередачи (ЛЭП) каждый пролет составляет в среднем 30 метров, поэтому суммарная протяженность сетей составляет 2070 метров, а ТП–55-5-15 имеют 53 пролета линий электропередачи (ЛЭП), поэтому суммарнаяпротяженность сетей составляет 1590 метров.
ТП–55-6-9:
Ртп-55-6-9 = Рф3 + DРф2 +DРф1 + DРул.освещ,кВт
Ртп-55-6-9 = 42,59 + 27,26 +19,4 + 11,39 = 100,98 кВт
Sтп-55-6-9 = 100,98 / 0,9 =112,2 кВА
ТП–55-6-15:
Ртп-55-6-15 = Рф2 + DРф1 +DРф3 + DРул.освещ,кВт
Ртп-55-6-15 = 42,48 + 20,2 + 25+ 8,75 = 96,43 кВт
Sтп-55-6-15 = 96,43 / 0,9 =107,14 кВАДля двух участков принимаем трёхфазныйдвух обмоточный силовой трансформатор ТП–100 кВА. Технические характеристикитрансформатора ТП–100 кВА приведены в таблице 2.18. Габаритные размеры и массаприведена в таблице 2.19.
Таблица 2.1 Технические характеристикитрансформатора ТП–250 кВАТип
Sном,
кВА
Сочетание
напряжений
Схема и группа соединения
обмоток Потери, кВт
Uкз,
%
Iхх,
%
Вид переключения
ответвлений
обмоток /> ХХ КЗ /> ВН НН /> /> ТП 100 10 0,4
Y/Yн-0 0,42 2,27 4,7 2,6 ПБВ />
Таблица 2.2 Габаритные размеры и масса двухобмоточного трансформатора ТП–250 кВА Габариты, м, не более Масса, т, не более Тип Длина, м Ширина, м Высота, м Полная Масла Транспортная Полная До крышки ТП – 100/10 1,3 1,3 2,74 2,14 1,1 – –
3. Расчёт токов короткого замыкания
Для выбораэлектрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети иопределить токи короткого замыкания
Токи к.з.рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратуры на термическую идинамическую стойкость, выбора грозозащитных разрядников, релейных защит изаземляющих устройств.
Расчет токов к.з. методом относительныхединиц. Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементыэлектроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.
Принимаем за Sб = 100 МВА,
Sкз = 2800 МВА
1.Система
/> (3.1)
/>
2.Линии
/> (3.2)
/> (3.3)
/> (3.4)
где Sд = 100 МВА;
UСР.Н = 115 кВ;
r0 – удельноеактивное сопротивление проводов, Ом / км;
x0 – удельноеиндуктивное сопротивление проводов, Ом / км;
l – длина провода, км.
/>
/>
Аналогично рассчитываем другие линии.
3.Трансформаторы
/>, (3.5)
/>, (3.6)
/>, (3.7)
где ∆РКЗ, UКЗ, SН – паспортныеданные трансформатора.
Т1 (ТМ – 100 / 10):
/>,
/>,
/>,
Результирующие сопротивления досоответствующих точек к.з:
/>
/>
Аналогично рассчитываем другиерезультирующие сопротивления.
Все полученные данные сводим в таблицу3.1.
Таблица 3.1 К определению сопротивленийэлементов схемы замещенияОбознач. Значения Обознач. Значения Обознач. Значения Обознач. Значения
x1 0,036
r1
z3 1,19
zрез1 0+j0,036
x2 0,043
r2 0,064
r3 0,01
zрез2 0,064+j0,043
x4 3,04
r4 5,051
x3 1,189
zрез3 0,01+j1,89
x5 0,071
r5 0,138
z7 45
zрез4 5,051+j3,04
x6 0,057
r6 0,11
r7 26,5
zрез5 0,138+j0,071
x9 92,536
r9 221,95
x7 36,37
zрез6 0,11+j0,057
x10 64,8
r10 132,51
z8 45
zрез7 26,5+j36,37
x11 87,231
r11 190,29
r8 26,5
zрез8 26,5+j36,37
x12 101,778
r12 131,43
x8 36,37
zрез9 221,9+j92,54
x13 83,631
r13 142,54
zрез10 132,51+j64,8
x14 81,469
r14 151,14
zрез11 190,29+j87,2
zрез12 131,4+j101,8
zрез13 142,54+j83,6
zрез14 151,14+j81,5 Токи трехфазногокороткого замыкания
/>, (3.8)
где Sд = 100 МВА;
UСР.Н – среднееноминальное напряжение в точке КЗ, кВ;
zэкв.k-i – эквивалентноесопротивление для точки к-i;
I(3)k-i –трёхфазный токКЗ в точке к-i, кА.
I/>k1=(1/0,102)*(100/1,7*115)=4,94 кА
Аналогично рассчитываем другие токитрехфазного короткого замыкания, полученные значения сводим в таблицу 3.2.
Токи двухфазного короткого замыкания
/> (3.9)
где: I(3)k-i –трёхфазный токКЗ в точке к-i, кА.
/> -двухфазный ток КЗ в точке к-i, кА.
/>
Аналогично рассчитываем другие токидвухфазного короткого замыкания, полученные значения сводим в таблицу 3.2.
Ударные токи короткого замыкания:
/> (3.10)
/> (3.11)
/> (3.12)
где, Куi- ударный коэффициент онпоказывает, насколько ударный ток больше максимального значения периодическойслагающей;
Tаi-постоянная времени.
/>
Полученные данные сносим в таблицу 3.2.
Таблицу 3.2 Результаты расчетов токовкороткого замыканияТочки к.з.
I(3), кА
I(2), кА
iук, кА
Kу к-1 4,938 4,296 1,079 7,532 к-2 4,329 3,766 1,833 11,219 к-3 0,803 0,699 1,023 1,162 к-4 2,794 2,430 1,087 4,293 к-5 0,504 0,438 1,003 0,714 к-6 0,739 0,643 1,008 1,053 к-7 0,563 0,490 1,004 0,8 к-8 0,807 0,702 1,023 1,167 к-9 2,795 2,432 1,087 4,295 к-10 0,667 0,580 1,027 0,969 к-11 0,675 0,587 1,012 0,966 к-12 0,657 0,571 1,009 0,937
Определим сопротивление петли (фазный провод –нулевой провод).
Считаем, что сопротивление воздушной линии 10 кВравно нулю.
Zп.л.=l*((ro.ф.+ ro.н.)2+(хo.ф.+ хo.н.)2)0,5, (3.13)
где l – длина провода (см. рис.3.1), км;
r0Ф – удельное активное сопротивление фазного провода, Ом/ км;
r0Н – удельное активное сопротивление нулевого провода,Ом / км;
x0П – удельноеиндуктивное сопротивление фазного провода, Ом / км;
x0Н – удельноеиндуктивное сопротивление нулевого провода, Ом/км.
Для алюминиевого провода x0П = 0,6 Ом / км[3].
Т1:
Zп1=0,49*((0,308+0,412)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5 =0,36 Ом,
Zп2=0,35*((0,292+0,308)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5=0,29 Ом,
Zп3=0,47*((0,308+0,412)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5=0,32 Ом,
Т2:
Zп1=0,38*((0,412+0,412)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5=0,27 Ом,
Zп2=0,46*((0,246+0,412)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5=0,35 Ом,
Zп3=0,435*((0,0,246+0,412)2+( 0,6+ 0,6)2)0,5=0,33 Ом.
Сопротивление трансформатора:
ТМ – 100 – />Ом.
Ток однофазного КЗ определяем по приближеннойформуле:
/>, (3.14)
где /> –однофазный ток КЗ в точке k-i, А;
UФ = 230 В;
/> –сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом;
zП – сопротивлениепетли, Ом;
j – номер линии.
Т1:
/> А,
/> А,
/> А,
Т2:
/> А,
/> А,
/> А,
4 Выбор электрической аппаратуры
4.1 Общие сведения
Надежная и экономичная работа электрическихаппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильномвыборе по условиям работы, как в нормальном режиме, так и в режиме короткого замыкания(КЗ).
Согласно ПУЭ электрические аппараты необходимовыбирать по каталогам, исходя из условий нормального режима. Выбранные аппаратыследует затем проверить по режиму максимальных токов КЗ для точки, гдепредполагается установка того или иного аппарата. [4]
4.2 Расчет токов нормального режима
Iраб.м.=Sмах/30,5Uн, (4.1)
где Iраб.м -максимальный токнормального режима, А;
Sмах – максимальнаяпотребляемая мощность, кВА;
Uн – номинальное напряжениелинии, кВ.
Т1:
Iраб.м.л2=30,36/30,5*0,4=43,82А
Iраб.м.л3=41,53/30,5*0,4=59,94А
Iраб.м.л4=42,59/30,5*0,4=61,47А
Т2:
Iраб.м.л1=31,42/30,5*10,5=45,35А
Iраб.м.л2=42,48/30,5*10,5=61,31А
Iраб.м.л3=37,89/30,5*10,5=54,69А
4.3 Выбор электрической аппаратурынапряжением ниже 1000 В
Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:
/>,
/>,
/>, (4.8)
где IН.Т.Р – номинальныйток срабатывания теплового расцепителя, А;
/>, (4.9)
где IЭМ.Р –токсрабатывания электромагнитного расцепителя, А;
/>, (4.10)
где IМАХ.ОТК –максимальный ток отключения автомата, кА;
/> –однофазный ток КЗ, кА.
При выборе автоматических выключателейнеобходимо произвести проверку на чувствительность их срабатывания. [2]
Кч= I(1)к.з./Iтр.н.³ 3 , (4.11)
где Кч –коэффициентчувствительности защиты;
Iтр.н -номинальный токтеплового расцепителя, А.
При Кч
Заключение
В данном проектепредлагается провести реконструкцию существующей схемы электроснабжения селаКоврыгино, ТП 55-6-9. Необходимость реконструкции вызвана тем, что в связи сростом электрических нагрузок жилого сектора, существующая конфигурация сети необеспечивает требуемого качества и надёжности электроснабжения.
Предлагается выполнитьреконструкцию следующим способом – разделить схему электроснабжения на двечасти, установив в каждой трансформаторную подстанцию, распределить нагрузки вкаждой части на три линии, перераспределение нагрузок привело к уменьшениюпотерь напряжения и мощности. Произведен расчёт токов короткого замыкания ивыполнен выбор защитного оборудования.
Список литературы
реконструкция село электричествосхема
1. Правила устройстваэлектроустановок / Минэнерго СССР. – 6-е изд, перераб. и доп. – Красноярск,1998. – 656 с.
2. КостюченкоЛ.П., Чебодаев А.В. Проектирование систем сельского электроснабжения. Учебноепособие. 2-е изд., испр. и доп. Красноярский государственный аграрныйуниверситет. Красноярск 2005. – 184 с.
3. БудзкоИ.А., Лещинская Т.Б. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Аграпромиздат,2000. – 496 с.
4. И.А.Будзко, Н.М.Зуль "Электроснабжение сельского хозяйства" – М.: Агропромиздат, 1990.-446с.
5. Пястолов А.А, Вахрямеев А.Л.Эксплуатация и ремонт электрооборудования. – М.: Колос, 1993 – 335с.
6. Алиев И.И. Электротехническийсправочник.-4-е изд., испр.-М.: ИП РадиоСофт, 2001. – 384с.
7. Кисаримов Р.А. Справочник электрика.-М.:ИП РадиоСофт, 2000.-320с.
8. Железко Ю.С. Выбор мероприятий поснижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство дляпрактических расчетов: — М.: Энергоатомиздат, 1989 -176с..
9. Михальчук А.Н. Спутник сельскогоэлектрика. – М.: Росагропроихдат, 1998. – 254с.
10. Левин М.С., Лещинская Т.Б. Овремени максимальных потерь графиков нагрузки в сельском хозяйстве /Электрические станции, 1996, №2.
11. НикольскийО.К., Цугленок Н.В. и др. Хрестоматия инженера электрика. – Красноярск :,государственный аграрный университет — 2002
12. Правила эксплуатацииэлектроустановок потребителей (ПТЭЭП), – М.: Энергоиздат, 2004 г.
13. Бастрон А.В., Бастрон Т.Н.,Христинич Е.В. Методические указания по дипломному проектированию для студентовспециальности 311400 «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства» / Краснояр.гос. аграр. ун-т. – Красноярск, 2001. – 52 с.