Надежность электроснабжения

В России немало районов, где плотность населения не превышает 1 чел./км²: Сибирь, Дальний Восток, Камчатка и др. Населенные пункты в этих местах, насчитывающие от нескольких сот до нескольких тысяч человек, обычно удалены от сетей централизованного электроснабжения на многие десятки километров [1]. Электрические нагрузки там невелики (как правило, несколько сотен киловатт).
При электроснабжении подобных объектов часто приходится решать вопрос выбора: автономный или централизованный источник? В качестве автономных источников обычно применяют дизель-электрические станции (ДЭС). Однако в большинстве регионов, о которых идет речь, ДЭС целесообразно использовать лишь как вспомогательные (аварийные) источники, считает Владимир Семенович Фишман.

Владимир Фишман, инженер-проектировщик, г. Нижний Новгород

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ УДАЛЕННЫХ МАЛОМОЩНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Проблемы и решения

Всё возрастающая актуальность проблемы освоения малонаселенных территорий северо-востока нашей страны, богатых природными ископаемыми, требует создания нормальных условий жизни для людей. Одним из таких условий является стабильное электроснабжение, соответствующее требованиям общенормативных документов (ПУЭ, ПТЭ, ГОСТ).

Обобщение практического опыта применения ДЭС показало, что в удаленных и труднодоступных районах этот источник электроснабжения оказывается ненадежным. В частности, авторы ряда работ [1, 2] обращают внимание на проблему снабжения ДЭС топливом. Так, в [1] отмечается: «Слабое развитие транспортной инфраструктуры в значительной мере осложняет проблему топливоснабжения. Большие расстояния перевозок, многозвенность и сезонность завоза топлива приводят к высоким потерям и многократному его удорожанию. У наиболее удаленных потребителей транспортная составляющая стоимости привозного топлива достигает 70–80%».

При электроснабжении от ДЭС, как правило, не обеспечивается круглосуточное электроснабжение [2]. Это объясняется не только дефицитом и дороговизной топлива и ограниченностью моторесурса дизелей, но и тем, что их производители не рекомендуют длительную эксплуатацию при нагрузках менее 30% номинальной, поскольку увеличивается скорость износа движущихся частей, сокращается срок службы агрегатов. Опыт показывает, что продолжительность электроснабжения от ДЭС обычно не превышает 6–8 часов в сутки.

Таким образом, очевидно, что варианты автономного и централизованного электроснабжения технически неравноценны, поэтому их экономическое сравнение некорректно [3].

Для устранения главного недостатка вариантов централизованного электроснабжения – больших сроков окупаемости [2] необходимо искать пути снижения капитальных затрат главным образом на строительство протяженных линий электропередачи, не допуская снижения их надежности.

ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ И ПРЕДЕЛЬНАЯ ДЛИНА ЛИНИЙ

В [4] приведена эмпирическая формула, предложенная Г.А. Илларионовым для определения наивыгоднейшего напряжения электропередачи, кВ:

,

где L – длина линии, км;
P – передаваемая мощность, МВт.

При подстановке в эту формулу характерных для удаленных маломощных объектов сочетаний передаваемых мощностей и длины линий экономически выгодным оказывается напряжение 20 кВ. Однако следует сразу оговориться, что в [4] указано, что данная формула дает удовлетворительные результаты лишь в диапазоне напряжений от 35 до 1150 кВ. Полученный выше результат (20 кВ) был бы верным, если бы силовые трансформаторы в сети 20 кВ имели такие же устройства РПН, как трансформаторы в сетях 35 кВ и выше.

Поэтому в рассматриваемых случаях предпочтение приходится отдавать напряжению 35 кВ, при котором предельно допустимая длина линии оказывается ≈ в 3,5 раза больше, чем при напряжении 20 кВ.

ПАДЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ЛИНИЯХ 35 кВ

Падение напряжения на участке линии электропередачи при известных нагрузках в конце линии определяется формулой (здесь и во всех последующих расчетах напряжение выражено в кВ, мощность – в кВт и квар, ток – в A, сопротивление – в Ом):

ΔU = {(P_H + ΔP) · R + (Q_Н + ΔQ – Q_С / 2) · Х + j(P_H + ΔP) · Х + (Q_H + ΔQ – Q_C / 2) · R} / U_Л , (1)

где P_Н и Q_Н – нагрузки в конце линии;
ΔP и ΔQ – потери в линии;
Q_С – емкостная зарядная мощность линии (на коротких линиях не учитывается):;
I_С – зарядный ток линии;
R, X – активное и реактивное сопротивление данного участка;
U_Л – линейное напряжение сети.

Рассмотрим пример протяженной линии 35 кВ с малой нагрузкой. Нагрузка в конце линии S_Н = 1225 кВА, cosφ = 0,9, P_Н = 1102 кВт, Q_Н = 534 квар получает питание по ВЛ 35 кВ, выполненной проводом АС-50. Длина линии – 100 км, сопротивления линии: R_Л = 63, X_Л = j43(76,3 ∠34°). Напряжение в начале линии поддерживается источником питания стабильным и равным U₁ = 36,8 кВ (105% U_н).

Нужно определить напряжение в конце линии в максимальном и минимальном режиме работы потребителя, считая при этом, что в минимальном режиме нагрузка равна 10% от максимальной.
Напряжение в конце линии в максимальном режиме составит:

(2)

Находим потери в линии:
ΔP = (P₂² + Q₂²) / U_Л² · R · 10^–3 = 77,120;
ΔQ = (P₂² + Q₂²) / U_Л² · X · 10^–3 = 52,638.

Для ВЛ 35 кВ емкостный зарядный ток I_C = 0,1 · 100 = 10.

Емкостная зарядная мощность Q_C = 1,73 · 35 · 10 = 605,5.

Подставив цифровые данные в (2), получим: U₂ = 34449 – j890; |U₂| = 34460.

Расчеты показывают, что дополнительные потери в трансформаторах 10/0,4 кВ и ВЛ 10 кВ составят около 6%.

Таким образом, напряжение на шинах 0,4 кВ с учетом коэффициентов трансформации, равных соответственно 35/10,5 и 10/0,4 кВ, составит:

U_0,4 = 34460 · 0,94 · 0,4/10 · 10,5/35 = 388 (224) В, или 97,5% U_Н0,4 (U_H0,4 = 400 (230) В).

Выполнив аналогичным образом расчет для значений потребляемой в конце линии мощности в минимальном режиме S_MIN = 0,1S_H = 122,5 кВА, cosφ = 0,9 с учетом потерь в трансформаторах 10/0,4 кВ и ВЛ 10 кВ около 1%, получим U_0,4 = 440/255, что соответствует ≈ 110% U_H0,4.

Данный пример показывает, что при малых нагрузках, несмотря на большую длину линии 35 кВ, отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ потребителя как в максимальном, так и в минимальном режимах работы оказывается в пределах, регламентируемых ГОСТ [5] , а именно ΔU = 10% U_H0,4.

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

В приведенном выше примере при переходе от максимального к минимальному режиму работы и обратно действие РПН трансформаторов 35/10,5 кВ не требуется. При использовании РПН и других средств автоматического регулирования напряжения предельная длина линии может быть значительно больше.

В качестве дополнительных средств автоматического регулирования напряжения могут быть использованы:

• в сетях 0,4 кВ шунтовые конденсаторные батареи, управляемые в функции напряжения;
• в сетях 35 кВ регулируемые шунтирующие реакторы (ШР).

Кроме автоматического, возможно еще неавтоматическое (сезонное) регулирование напряжения путем переключения без возбуждения отпаек обмотки ВН трансформаторов 10/0,4 кВ (ПБВ) с диапазоном U_H.

Применение этих средств позволяет значительно увеличить предельную длину линий 35 кВ, особенно при малых нагрузках, характерных для территорий с низкой удельной плотностью нагрузок.

Однако существуют другие ограничивающие факторы.

НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

По степени требований к надежности электроснабжения потребители, о которых идет речь, относятся в основном к 2-й и 3-й категориям, однако имеется некоторое количество потребителей 1-й категории.
В [3] было показано, что с увеличением длины линий централизованного электроснабжения способ резервирования питания путем сооружения второй линии становится более затратным по сравнению с вариантом одноцепной ВЛ и резервированием от ДЭС.

При использовании ДЭС лишь как аварийного источника потребность в дизельном топливе многократно снижается, а срок службы ДЭС соответственно возрастает. При этом мощность ДЭС не обязательно должна покрывать всю нагрузку. Однако такое решение возможно при достаточной надежности питания по одноцепной ВЛ 35 кВ. Поэтому задача заключается в том, чтобы повысить ее надежность без существенного увеличения капитальных затрат.

ПРОБЛЕМА КОМПЕНСАЦИИ ЕМКОСТНЫХ ТОКОВ

В воздушных сетях среднего напряжения существует проблема компенсации емкостных токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), непосредственно влияющая на надежность электроснабжения. Ток ОЗЗ в протяженных воздушных сетях 35 кВ, питающих удаленных потребителей, измеряется многими десятками ампер. По соображениям электробезопасности ПУЭ [6] требуют компенсации токов ОЗЗ в таких сетях, начиная с 10 А и выше.

В то же время указанная компенсация сильно затруднена из-за невозможности обеспечить требуемую п. 4.2.166 ПУЭ степень несимметрии емкостей фаз относительно земли – не более 0,75%.

Невыполнение этого требования приводит к резонансным колебаниям в контуре нулевой последовательности и опасным перенапряжениям и повреждениям трансформаторов напряжения и другого электрооборудования, используемого на ВЛ и ПС.

Практика показала, что по этой причине ДГР в воздушных сетях часто отключают, что не является решением проблем надежности и электробезопасности.

Возможное решение

Согласно имеющейся статистике, до 80% всех повреждений ВЛ – это однофазные повреждения (в т.ч. однофазные замыкания на землю с обрывом или без обрыва фазы либо обрыв фазы без ОЗЗ).

При таких повреждениях в сетях напряжением 110 кВ и выше во избежание длительного перерыва в питании потребителей, связанного с поиском повреждения и его ремонтом, используется неполнофазный режим работы – работа двумя фазами. Такой режим предусмотрен рядом нормативных документов [7, 8, 9], но возможен только при глухозаземленной нейтрали сети как на источнике питания, так и на ПС потребителя. Для сетей 35 кВ такой режим в ПУЭ не предусматривается. Однако из всех правил в отдельных случаях допускаются исключения, если они дают соответствующий положительный эффект.

В европейских странах заземленную нейтраль применяют при напряжении сети 46 кВ и выше [10], а на североамериканском континенте и при более низких напряжениях. В частности, при проектировании ПС для Республики Куба по требованию заказчика заземленная нейтраль была предусмотрена в сетях 34 кВ и 13,5 кВ. При этом использовалось российское электрооборудование.

О положительном эффекте подобных решений в ситуации с удаленными объектами будет сказано далее. В первую очередь необходимо рассмотреть техническую возможность реализации неполнофазного режима в сети 35 кВ с заземленной нейтралью, поскольку она имеет ряд особенностей (большее влияние активных сопротивлений и др.).

С этой целью рассмотрим следующий пример. Потребители 0,4 кВ общей мощностью 1225 кВА питаются от ПС 220/35/10 кВ по ВЛ 35 кВ проводом АС-50 длиной 100 км через понижающий трансформатор 35/10,5 кВ мощностью 1600 кВА со схемой соединения обмоток «звезда-треугольник» Y/Δ-11 и трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью 630 кВА (2 шт.) и 400 кВА (1 шт.) со схемой соединения обмоток «треугольник-звезда» Δ/Y-11 (рис. 1). Коэффициент загрузки трансформаторов одинаков.

Рис. 1. Схема электроснабжения

Необходимо рассчитать напряжение на шинах 0,4 кВ подстанций при обрыве и отключении с обоих концов ВЛ 35 кВ фазы А (рис. 2). При этом следует учесть, что часть нагрузки, а именно 225 кВА, переключается на аварийную ДЭС, в результате чего на ВЛ 35 кВ остается нагрузка S_Н = 1000 кВА, сosφ = 0,9 (P = 900 кВт, Q = 423 квар).

Рис. 2. Схема замещения неполнофазного режима работы с разрывом фазы А в конце ВЛ 35 кВ

Z_1Л, Z_1Т1, Z_1Т2, Z_1Н – сопротивления прямой последовательности ВЛ, трансформаторов и нагрузки;
Z_2Л, Z_2Т1, Z_2Т2, Z_2Н – то же обратной последовательности;
Z_0Л, Z_0Т1 – сопротивления нулевой последовательности ВЛ и трансформатора Т1.

Сопротивления элементов схемы (Ом), приведенные к напряжению 35 кВ, имеют следующие значения:

ВЛ 35 кВ (100 км): Z_Л1 = Z_Л2 = 63 + j43 = 76,3 ∠34°, Z_Л0 = = 63 + j129 = 143,56 ∠64°.

Трансформатор 35/10,5 кВ 1600 кВА: Z_Т1 = Z_Т2 = Z_Т0 = 9 + j55.

Сопротивление нагрузки: Z_Н1 = 1225 ∠25° (1102 + j535), Z_Н2 = 220 + j294 (367 ∠53°).

Эквивалентное сопротивление трансформаторов 35/10,5 и 10/0,4 кВ: Z_1Т1 + Z_1Т2 = Z_2Т1 + Z_2Т2 = Z_0Т1 + Z_0Т2 = 18 + j110.

Расчет выполняется с использованием рекомендаций [11]. Схема замещения представлена на рис. 2. Определяем суммарные значения сопротивлений отдельных последовательностей:

Z_1∑ = 1183 + j688 (1368 ∠30°);
Z_2∑ = 301+ j447 (539 ∠56°);
Z_0∑ = 72 + j185 (198,5 ∠69°).

Находим токи отдельных последовательностей:

I_A1 = U / 1,73 · {Z_1∑ + Z_0∑ · Z_2∑ / (Z_0∑ + Z_2∑)} = 14,27 ∠56°;
I_A0 = –I_A1 · Z_2∑ / (Z_0∑ + Z_2∑) = 10,48 ∠232,5°;
I_A2 = –I_A1 · Z_0∑ / (Z_0∑ + Z_2∑) = –3,79 ∠56° = 3,79 ∠236°.

Результирующие значения токов в фазах:

I_B = I_A1 + I_A2 + I_A0 = 4,19 – j21,74 (22,14 ∠281°);
I_C = I_A1 · α + I_A2 · α² + I_A0 = –21,73 – j4,26 (22,14 ∠190°).

Ток в нейтрали обмотки 35 кВ трансформатора 35/10,5 кВ:

I_Н = –17,54 – j26 (31,36 ∠56°).

Поскольку ток нулевой последовательности в сети 10 и 0,4 кВ не проходит, то напряжение на шинах 0,4 кВ зависит лишь от составляющих прямой и обратной последовательностей.

При переходе с Y на Δ в трансформаторах 35/10,5 кВ и с Δ на Y в трансформаторах 10/0,4 кВ векторы токов прямой и обратной последовательностей дважды поворачиваются: токи прямой последовательности на 2 · 30° в прямом направлении, а токи обратной последовательности на 2 · 30° в обратном направлении. В результате получаем:

U_A1 = 17481 ∠141° (–13585 + j11001);
U_A2 = 1391 ∠229° (–912,6 – j1050).

Фазные напряжения, приведенные к напряжению 35 кВ:

U_A = 14497,6 + j9951 (17584 ∠146°).

На стороне 0,4 кВ с учетом коэффициентов трансформации К_ТР = 0,012, U_AН = 211 ∠146°. С учетом повышения напряжения за счет РПН (6 · 1,5%):

U_A0,4 = 230 ∠146°; U_B = 8675 ∠19°; U_B0,4 = 244 ∠19°; U_C = 16266,2 ∠259°; U_C0,4 = 213 ∠259°.

Аналогично выполнен расчет напряжений для минимального режима работы с нагрузкой, равной 10% от максимальной.

Кроме того, выполнены аналогичные расчеты для случаев применения трансформаторов 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Y/Y_Н-0. Результаты расчетов представлены в табл. 1.

Табл. 1. Результаты расчетов для случаев применения трансформаторов 10/0,4 кВ

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ

Расчеты показали, что при отключении одной фазы трехфазной воздушной линии 35 кВ в сети с глухозаземленной нейтралью электроснабжение потребителей может продолжаться. При этом отклонения фазных напряжений на шинах 0,4 кВ не превышают допустимых значений по [5], т.е. ΔU = 10% U_н. Однако два основных показателя в максимальном режиме выходят за допустимые пределы. Это ток в нейтрали трансформатора 35/10,5 кВ (31 А), который согласно [12] не должен превышать величину номинального тока обмотки 35 кВ (27 А), и коэффициент по напряжению обратной последовательности (К_2U), который не должен превышать максимально допустимое значение по [5], равное 4%.

Что касается величины К_2U, то для однофазной нагрузки (бытовая, электроосвещение и др.) эта величина не критична. Однако она важна для силовой трехфазной нагрузки – электродвигателей, вентильных преобразователей. В электродвигателях напряжение обратной последовательности создает дополнительный нагрев ротора и обмотки статора, снижает вращающий момент. В вентильных преобразователях наблюдается повышенная пульсация выпрямленного тока, возможны сбои в системе управления.

СИММЕТРИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ

Для симметрирования напряжения РД [7] рекомендует использовать пофазное регулирование напряжения (РПН), что в данном случае невозможно. Другая рекомендация [7] об использовании шунтирующих реакторов представляется вполне реальной. В качестве шунтирующих реакторов в сети 35 кВ с глухозаземленной нейтралью могли бы использоваться выпускаемые в настоящее время плавнорегулируемые реакторы типа РЗДПОМ-35 кВ, рассчитанные на напряжение 40,5/√–3 кВ. В приведенном примере их можно подключить на шины 35 кВ ПС 35/10,5 кВ. Положительным эффектом при их использовании является возможность общего регулирования напряжения вместо либо совместно с РПН трансформаторов 35/10,5 кВ.

Более эффективными являются мероприятия по снижению сопротивления нулевой последовательности питающей сети.

Снижение Z_0∑ достигается применением одноцепной ВЛ 35 кВ с тросом из хорошо проводящего металла, снижением активного сопротивления ВЛ 35 кВ, установкой трансформаторов 35/10,5 кВ большей мощности (2х1000 кВА вместо 1х1600 кВА). При подключении к одной ВЛ 35 кВ нескольких подстанций результирующее сопротивление Z_0∑ также снижается.

Существуют различные варианты и методика синтеза симметрирующих устройств в зависимости от параметров нагрузки [13]. Этот вопрос требует дополнительной проработки с целью выбора наиболее простых и легко реализуемых решений, что выходит за рамки данной статьи.

Большое влияние на I_Н и К_2U оказывает величина нагрузки. Результаты этого влияния хорошо видны из табл. 1. В минимальном режиме ток в нейтрали I_Н на порядок меньше, чем в максимальном. Резко снижается и степень несимметрии напряжений К_2U.

Отсюда следует вывод, что для приведения в норму К_2U и I_Н в неполнофазном режиме необходимо выравнивать график нагрузки. Это достигается прежде всего преднамеренным сдвигом по времени максимумов нагрузок отдельных групп потребителей (разновременность начала и окончания рабочих смен). Другим способом снижения максимума нагрузки является создание между отдельными производственными подразделениями специального складского резерва (производственного задела), позволяющего временно останавливать работу отдельных участков без останова общего производственного процесса.

При этом ДЭС достаточно использовать лишь в часы максимумов нагрузки для разгрузки ВЛ. В остальное время суток электроснабжение может осуществляться только по ВЛ 35 кВ, работающей в неполнофазном режиме.

ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПС 35/10 кВ

Хотя ток замыкания на землю в сетях 35кВ обычно невелик по сравнению с токами в сетях 110 кВ и выше, заземляющее устройство (ЗУ) ПС 35/10,5 кВ при подобном решении должно выполняться согласно ПУЭ как для сетей выше 1 кВ с глухозаземленной нейтралью. При расчете ЗУ во избежание излишнего расхода металла целесообразно пользоваться вторым из указанных в п. 1.7.89 ПУЭ методов расчета, а именно с соблюдением требований к напряжению прикосновения (п. 1.7.91). В этом случае предельно допустимое сопротивление ЗУ оказывается значительно больше 0,5 Ом.

ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Для оценки надежности электроснабжения выполнено сравнение двух вариантов.

1. Электроснабжение выполнено по одноцепной ВЛ 35 кВ при изолированной нейтрали сети 35 кВ.

2. Электроснабжение выполнено по одноцепной ВЛ 35 кВ при глухозаземленной нейтрали сети 35 кВ.
Схема электроснабжения показана на рис. 1. В обоих вариантах в качестве аварийного источника питания особо ответственных потребителей используется ДЭС. Расчет показателей надежности (табл. 2 и 3) выполнен с использованием методики [14] и статистических данных по отказам отдельных элементов электрооборудования, приведенных в [4].

Табл. 2. Показатели надежности отдельных элементов схемы

Табл. 3. Расчет показателей надежности вариантов

Учитывая специфические условия, протяженность трассы ВЛ и сложные климатические условия, продолжительность поиска повреждения на ВЛ 35 кВ и его ремонта принята в среднем 48 ч (5,5×10^–3 о.е.), что соответствует времени перерыва в электроснабжении для первого варианта.

Во втором варианте длительный перерыв в электроснабжении возникает только при многофазных повреждениях, при однофазных он определяется временем отключения поврежденной фазы и перехода на неполнофазный режим (0,5 ч или 0,057×10^–3 о.е.).

Кроме того, в обоих вариантах учтено сокращение времени перерыва в питании при плановых ремонтах и авариях с выключателями за счет применения резервных выключателей, смонтированных на тележках КРУ 10 и 35 кВ.

Расчеты показали, что второй вариант позволяет сократить математическое ожидание длительности перерыва в электроснабжении примерно в 5 раз.

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Для сокращения времени перерыва в питании при переходе к неполнофазному режиму работы необходимо выполнить ряд подготовительных мероприятий (обеспечить возможность пофазного управления линейными разъединителями 35 кВ, подготовить соответствующим образом систему РЗА и др.). Все эти необходимые мероприятия указаны в соответствующем документе Госэнергонадзора [9].

ВЫВОДЫ

Электроснабжение удаленных потребителей в труднодоступных районах, осуществляемое в настоящее время от ДЭС, связано с проблемами постоянной доставки дизтоплива и невозможностью организации нормального круглосуточного электроснабжения, как этого требуют ПУЭ, ГОСТ [4] и др. нормативные документы.

Стандартные решения по схемам централизованного электроснабжения в рассматриваемых условиях ненадежны как с точки зрения электробезопасносности, так и из-за возникающих перенапряжений и повреждений электрооборудования при ОЗЗ. Кроме того, они капиталоемки, имеют большой срок окупаемости.

В подобных условиях наиболее целесообразно было бы применять питание по одноцепным ВЛ 35 кВ при системе с глухозаземленной нейтралью на источнике питания и у по-требителей (система ТТ). При этом ДЭС следует использовать только в аварийных режимах ВЛ для питания ответственных потребителей.

Предлагаемая система обладает повышенной надежностью за счет возможности использования неполнофазных режимов работы при однофазных повреждениях ВЛ. Одновременно снимается проблема компенсации емкостных токов ОЗЗ, сводятся к минимуму возможные перенапряжения, феррорезонансные явления, повреждения трансформаторов напряжения и т.д.

Предлагаемое решение не претендует на универсальность, но при электроснабжении удаленных потребителей в труднодоступных районах имеет очевидные преимущества. Было бы целесообразно в порядке накопления опыта и по согласованию с МРСК провести экспериментальную проверку данного варианта.

ЛИТЕРАТУРА

1. Суржикова О.А. Проблемы и основные направления развития электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России // Вестник науки Сибири. 2012. № 3(4).
2. Суходолов А.П., Федоров В.Ф., Хорохонов Д.Ю. Дизельные электростанции Иркутской области и проблемы электроснабжения удаленных населенных пунктов // Известия Иркутской государственной экономической академии. 2004. Выпуск № 3.
3. Михайлов А.К., Сухарь Г.Н. Автономное или централизованное электроснабжение? Границы экономической эффективности // Новости ЭлектроТехники. 2006. № 2(38).
4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. Изд. 4-е. М.: ЭНАС, 2012.
5. ГОСТ Р 54149-2010. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-е изд.
7. РД 153-34.3-20.670-97. Методические указания по применению неполнофазных режимов работы основного электрооборудования электроустановок 330–1150 кВ.
8. РД 34.20.504-94. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35–800 кВ.
9. Положение Госэнергонадзора № 10.2 «О переходе в аварийных режимах на работу двумя фазами на линиях электропередачи напряжением 110 кВ». Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. М.: Энергоиздат, 1981.
10. ЗАО «Шнейдер Электрик». Руководство по устройству электроустановок, 2007.
11. Авербух А.М. Примеры расчета неполнофазных режимов и коротких замыканий. М.: Энергия, 1979.
12. ГОСТ Р 52719-2007. Трансформаторы силовые. Общие технические условия.
13. Кузнецов В.Г., Шидловский А. К. Фильтро-симметрирующие устройства для повышения качества электроэнергии в сетях // Электричество. 1976. № 2.
14. Справочник по проектированию электрических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергия, 1971.