3) Дополнительно устанавливаемые компенсирующие установки - синхроные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки со специальными регуляторами. Кабельные линии и воздушные линии электропередач как источники реактивной энергии не рассматриваются в виду их малой протяжённости и низкого уровня напряжения питающей сети.

Компенсация реактивной мощности позволяет:

- снизить общие расходы на электроэнергию;

- уменьшить нагрузку элементов распределительной сети (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы;

- исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки;

- увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости сетей.

Во вновь создаваемых сетях компенсация реактивной мощности позволяет уменьшить мощность подстанций и сечения кабельных линий, что снижает их стои-мость.

Таблица 3.10 Распределение реактивной мощности по ЦП предприятия

№ЦП	Сум. Qр, кВАр
1	5456,15
7	877,29
6	159,47
2	462,77
5	1339,79
3	625,55
4	1047,63
СД цеха 6	3072

Q_р = 14149 кВар - расчетная реактивная мощность

Мощность конденсаторов Q_к определяется по формуле:

Q_к=Q_р-Q_сд, (3.33)

где Q_сд - максимальная величина реактивной мощности, которую может генерировать СД.

Оценим величину генерируемой реактивной мощности синхронными двигателями по формуле:

, (3.34)

где - коэффициент загрузки по активной мощности определяется по [1]

- синхронные двигатели компрессорной.

кВар

За счет этой реактивной мощности можно покрыть потребление реактивной мощности подстанций 17,6,2,5,3 - 4341,87 кВар. Для остальных необходимо применение компенсирующих устройств. В их качестве рассмотрим применение конденсаторов на 10 кВ и 0,4 кВ.

Мощность конденсаторов:

Q_к=Q_р-Q_рсд-Q_сд=14149-4216-3072=6861 кВар

Выбираем вариант установки конденсаторных батарей в зависимости от экономической целесообразности

, (3.35)

где К₀ - стоимость вводного устройства. На уровне напряжения 10кВ на всех трансформаторных подстанциях предусматриваем установку ячеек КРУ стоимостью 1800 рублей. На напряжении 0,4кВ стоимость вводного устройства равна нулю;.

Е - суммарные ежегодные отчисления от стоимости вводного устройства (Е=0,223);

К_у - удельная стоимость батарей конденсаторов.

Компенсация на стороне 10 кВ.

Компенсация на ГПП - две батареи марки УКЛ-10 - 3150 У1 [13]

- номинальное напряжение U_н=10кВ,

- компенсируемая мощность Q_бк=3150кВар,

- удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=30,7 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6200 кВар, что меньше расчетной на 661 кВар.

Компенсация на стороне 0,4 кВ.

а) ЦП №1-1и 1-2 - восемь батарей марки КРМ 0,4-700 [13]

- номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

- компенсируемая мощность Q_бк=700кВар,

- кдельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

б) ЦП №4 - две батареи марки КРМ 0,4-600 [13]

- номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

- компенсируемая мощность Q_бк=600кВар,

- удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6800 кВар, что меньше расчетной на 61 кВар. Общая стоимость составила 61414,2 руб.

Как видно стоимость установки батарей в сети 0,4 кВ обойдется незначительно дороже, чем на 10 кВ, но обслуживание этих батарей проще. Кроме того, целесообразно компенсировать реактивную мощность именно на низкой стороне, так как это позволит разгрузить трансформаторы. Поэтому предлагаем к установке конденсаторные батареи на 0,4 кВ.



4. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки параметров электрических аппаратов, устанавливаемых на НПЗ, а также для определения устройств релейной защиты и автоматики.

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей будем определять токи трехфазного КЗ.

Расчет произведет с использованием программного комплекса EnergyCS ТКЗ, разработанного компанией CSoft Development.

Программный комплекс EnergyCS ТКЗ предназначен для выполнения расчетов токов короткого замыкания при проектировании и эксплуатации электроэнергетических систем любой сложности.

Ввод исходной модели осуществляется путем составления схемы сети с использованием встроенного редактора расчетных схем и визуально соответствует электрической однолинейной схеме.

В процессе составления модели проверяются связность сети и классы напряжения узлов. Модель сети состоит из объектов, соответствующих элементам сети: трансформаторов, линий, реакторов и т.д. Типы и марки элементов выбираются из встроенной справочной базы данных, параметры схемы замещения рассчитываются автоматически с учетом настройки элементов, числа секций батарей конденсаторов и т.д.

Параметры расчетной модели вносятся в программном комплексе EnergyCS ТКЗ. Программный комплекс EnergyCS ТКЗ содержит встроенные справочники оборудования: кабели, провода, трансформаторы, СД и т.д. В случае отсутствия необходимого элемента во встроенном справочнике, его данные добавляются в программный комплекс вручную с использованием данных из справочной литературы.

Оборудование, которое было использовано при расчете токов короткого замыкания в расчетной модели, а также его параметры, занесенные в программный комплекс EnergyCS ТКЗ, представлено в таблицах 4.1 - 4.6.

Рисунок 4.1 - Схема замещенияТаблица 4.1 - Трехобмоточные трансформаторы

ТИП	S, МВА	обмоток, кВ	, %	, кВт	, кВт
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН- 63000/230	63	230	115	37	11	35,7	21,9	215	45

Таблица 4.2 - Двухобмоточные трансформаторы

ТИП	S, МВА	обмоток, кВ	, %	, кВт	, кВт	R, Ом	Х, Ом
		ВН	НН
ТДНС-16000/35	16	35	10	10	85	18	0,45	8,45
ТМ-2500/10/6	2,5	10	6	6,5	23,5	3,85	0,92	2,3
ТМГ-1600/10	1,6	10	0,4	6,0	18	2,35	0,625	2,06
ТМГ-1000/10	1,0	10	0,4	5,5	12,2	1,9	1,22	5,36
ТМГ-630/10	0,63	10	0,4	4,5	7,6	1,42	1,91	6,88
ТМГ-400/10	0,4	10	0,4	4,5	5,5	0,92	3,44	10,7
ТМГ-160/10	0,16	10	0,4	4,5	2,65	0,46	10,4	26,2



Таблица 4.3 - Провода

Марка провода	Жила	Сечение,	, Ом/км	, Ом/км	, А
АС-120	Алюминий	120	0,249	0,414	390

Таблица 4.4 - Кабели на 6, 10 кВ

Марка кабеля	Жила			, Ом/км	, Ом/км	, А
ААБл	Алюминий	120	3	0,24	0,081	218
ААБл	Алюминий	70	3	0,42	0,086	162
ААБл	Алюминий	50	3	0,62	0,083	134
ААБл	Алюминий	25	3	1,17	0,099	91
ААБл	Алюминий	16	3	1,94	0,102	74

Таблица 4.5 - Кабели на 0,4 кВ

Марка кабеля	Жила			, Ом/км	, Ом/км	, А
АВБбШв	Алюминий	240	3	0,089	0,06	330
АВБбШв	Алюминий	120	3	0,18	0,062	241
АВБбШв	Алюминий	70	3	0,25	0,07	178
АВБбШв	Алюминий	16	3	1,33	0,082	77

Таблица 4.6 - Синхронные двигатели

Марка	, кВ	, кВт			, %
СДН	6	750	0,9	4,9	91

Количество двигателей, трансформаторов, протяженность линий отражены на расчетной модели. Расчет параметров элементов схемы производится автоматически.

В качестве точек короткого замыкания рассматриваем шины высокого напряжения цеховых подстанций, где необходим коммутационный аппарат, а также шины высокого и низкого напряжения ГПП. Расчет будем вести для самых тяжелых режимов работы схемы электроснабжения - замкнутым секционным выключателем и замкнутым разъединителем в перемычке на ГПП на стороне 110 кВ.

Токи короткого замыкания обозначены на схеме, значения токов трехфазного КЗ, двухфазного КЗ, а также ударного тока обозначены в табл. 4.7.

4.1 Расчет токов КЗ на стороне 0,4 кВ цеховых подстанций

По режиму короткого замыкания в сетях до 1 кВ проверяются только распределительные щиты подстанции, токопроводы и силовые шкафы. Расчет КЗ на всех РП производится при включенном секционном выключателе.

При расчете токов КЗ в электроустановках до 1 кВ учитываются:

- индуктивное сопротивление всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;

- активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;

- активные сопротивления различных контактов и контактных соединений;

- значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей.

Таблица 4.7 - Токи КЗ

Точка КЗ
К1	7,95	6,88	19,7
К2	7,4	6,41	16,8
К3	7,57	6,55	18,8
К4	7,4	6,41	16,8
К5	7,28	6,3	15,7
К6	7,23	6,26	15,3
К7	7,43	6,43	17,3
К8	7,18	6,22	15
К9	7,42	6,42	17,5
К10	7,41	6,42	17,4
К11	6,9	5,98	12,9
Продолжение таблицы 4.7
Точка КЗ
К12	6,28	5,44	10,8
К13	5,92	5,12	9,79
К14	22,8	19,7	49,1
К15	22,7	19,7	48,1
К16	22,7	19,7	48,6
К17	18,1	15,7	32,6
К18	31,6	27,4	71,4
К19	12,4	10,7	19,1
К20	31,4	27,2	69,6
К21	21,9	19	37,8
К22	4,95	4,28	9,38
К23	0,946	0,82	1,34
К24	3,51	3,04	8,15
К25	4,94	4,27	9,31
К26	11,8	10,2	23,1
К27	11,7	10,2	22,9
К28	3,61	3,13	5,17
К29	7,89	6,83	12,5



5. Выбор и проверка электрических аппаратов

5.1 Выбор аппаратов на стороне 110 кВ

Выбор выключателей

Выберем и проверим выключатель ВЭК-110-40/1250У1 - выключатель элегазовый генераторный, трехполюсный, на номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток отключения 40 кА, номинальный ток 1250 А, для умеренного климата [18]. Технические характеристики выключателя приведены в таблице 5.1. Данный выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока, первичный ток которого выбирает заказчик.

Выбор выключателя на стороне 110 кВ:

По напряжению:

(5.1)

где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальное напряжение сети, =110 кВ.

По току:

(5.2)

где - ток форсированного режима;

- длительный номинальный ток.

(5.3)



Таблица 5.1-Параметры выключателя ВЭК-110-40/1250У1

Номинальное напряжение , кВ	110
Номинальный ток , А	1250
Номинальный ток отключения, кА	40
Нормированное содержание апериодической составляющей?в, %	40
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с	25/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
Собственное время отключения выключателя, , с	0,04
Время отключения выключателя, , с	0,05

Проверка выключателя на отключающую способность:

- по действующему значению тока КЗ в данный момент времени

(5.4)

где - номинальный ток отключения, кА;

- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени ф.

Данный выключатель установлен в линии питания, что соответствует точке 1:

кА [табл. 4.8].

кА.

Условие выполняется.

(5.5)

где - время срабатывания релейной защиты, с;

- собственное время отключения выключателя, с;

с;

- по апериодической составляющей тока КЗ в данный момент времени

(5.6)

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА, вычисляют по формуле:

(5.7)

где - нормированное содержание апериодической составляющей, ;

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА определяется по формуле:

(5.8)

Условие выполняется.

Проверка выключателя по динамической стойкости:

(5.9)



где - предельный сквозной ток, кА;

I_по - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания, I_по = кА;

12,5 кАкА.

Условие выполняется.

(5.10)

где - ударный ток, кА [табл. 4.6];

- наибольший пик сквозного тока, кА;

кА.

Условие выполняется.

Проверка выключателя по термической стойкости:

(5.11)

(5.12)

(5.13)

где - ток термической стойкости, кА;

- допустимое время действия тока термической стойкости, с;

- тепловой импульс, возникающий при КЗ;

- время срабатывания релейной защиты для проверки по термической стойкости, с;

- полное время отключения выключателя, с;

- постоянная времени, с.

Условие выполняется.

Все условия выполняются. Окончательно принимаем к установке выключатель типа ВЭК-110-40/1250У1.

Выбор разъединителей и отделителей

Выберем и проверим разъединитель РНДЗ-1-110/1000 У1 - для наружной установки, двухколонковый, с одним заземляющим ножом, для умеренного климата [18]. Комплектующий привод ПР-11У1.

И отделитель ОДЗ-1-110Б/1000У1.

Паспортные данные аппаратов представлены в таблице 5.2

Таблица 5.2 - Паспортные данные на разъединитель РНДЗ-110/1000 У1

Номинальное напряжение , кВ	110
Номинальный ток , А	1000
Предельный сквозной ток , кА	31,5
Ток термической стойкости , кА	31,5
Время протекания тока термической стойкости , с	3

Таблица 5.3 - Проверка выбранных аппаратов

Условие для проверки	Расчетные данные	РНДЗ-1-110/1000У1	ОДЗ-1-110Б/1000У1
Номинальное напряжение Uуст < Uном	Uуст =110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Длительный макс. ток Iраб.форс < Iном	Iраб.форс = 115,77 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Ном. ток динам. стойк периодический Iу < Iпр.ск полный iу < iуск	Iу =4,66 кА iу =6,55 кА	Iпр.ск = 31,5 кА iуск = 80 кА	Iпр.ск = 31,5 кА iуск = 80 кА
Номинальный тепловой импульс ВК <ВК ДОП	ВК = 31,42*106А2с	ВК ДОП = 3969*106 А2с	ВК ДОП = 3969*106 А2с



Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данный разъединитель и отделитель.

Выбор трансформаторов тока

ТТ выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости.

При питании от системы требуется установка на ГПП как трансформаторов тока для счетчиков с классом точности 0,5, так и трансформаторов тока для питания цепей релейной защиты с классом 10Р.

Для первой цели будут установлены встроенные ТТ. Для второй встроенные в силовые трансформаторы марки ТВТ110-1-200/5 [18].

Технические характеристики приведены в таблице 5.4. Проверка выбранного трансформатора тока сведена в таблицу 5.5

Таблица 5.4 - Паспортные данные выбранных трансформаторов тока

Номинальное напряжение , кВ	110
Номинальный первичный ток , А	200
Номинальный вторичный ток , А	5
Коэффициент трансформации Kт	200/5
Ток электродинамической стойкости , кА	10
Допустимый ток термической стойкости , кА	10
Время протекания тока термической стойкости , с	4

Таблица 5.5 - Проверка выбранного трансформатора тока

Марка трансформатора тока	Ip, А	Iн, А	iуд, кА	iдин, кА	BК, кА2*м	ВК ДОП, кА2*м
ТВТ110-1-200/5	115,77	200	4,66	35	11,66	168,75

Все условия выбора выполняются. Во вторичную обмотку трансформатора тока включаем показывающий амперметр CA3021 и счетчик электрической энергии Меркурий 230 АRT. Счетчики предназначены для учета активной и реактивной электрической энергии и мощности в одном направлении в трехфазных 3-х и 4-х проводных сетях переменного тока частотой 50 Гц через измерительные трансформаторы или непосредственно с возможностью тарифного учёта по зонам суток, учёта потерь и передачи измерений и накопленной информации об энергопотреблении по цифровым интерфейсным каналам.

Выбор трансформаторов напряжения

Произведём выбор трансформаторов напряжения [18]. Принимаем трансформатор типа НАМИ-110У1 - антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла. Класс точности - 0,5, что соответствует требованиям по учету электроэнергии. Обмотки трансформатора соединены как Y₀/Y₀/ - 0, к неполному треугольнику присоединяются приборы защиты от токов нулевой последовательности.

Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению, классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр СВ 3021 и подключаем к счетчику электрической энергии Меркурий 230 АRT. Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничитель перенапряжения (ОПН). Принимаем ОПН/TEL110 - У1. Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранитель ПКН-110 на номинальное напряжение 110кВ.

5.2 Выбор аппаратов на стороне 10 кВ

Выбор выключателей ввода

Выбор выключателей на стороне низкого напряжения 10 кВ производится аналогично выбору выключателей на стороне 110 кВ.

Предварительно выбираем элегазовый выключатель серии LF-10-31,5/1600 У1 [18]. Параметры выбранного выключателя сведем в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 - Техническая характеристика LF-10-31,5/1600 У1

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный ток , А	1600
Номинальный ток отключения, кА	31,5
Нормированное содержание апериодической составляющей?в, %	55
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с	31,5/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Собственное время отключения выключателя, , с	0,015
Время отключения выключателя, , с	0,025

Таблица 5.7 - Проверка выбранного вводного выключателя LF-10-31,5/1600 У1

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 > 10 (выполняется)
Длительный максимальный ток, А		1600 (выполняется)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		1,79 ? 31,5 (выполняется) 4, 66 ? 4,66 ? (выполняется)
Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		1,79 ? 20 (выполняется) ? 7,7958,71 (выполняется)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А2•с	,	? 4,8 ? 2700 (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке высоковольтный выключатель LF-10-31,5/1600 У1.

Выбор секционного выключателя

Выбираем элегазовый выключатель марки LF-10-31,5/1600 У1 [18]. Параметры выбранного выключателя сведем в таблицу 5.8.

Таблица 5.8 - Техническая характеристика LF-10-31,5/1600 У1

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный ток , А	1600
Номинальный ток отключения, кА	31,5
Нормированное содержание апериодической составляющей?в, %	55
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с	31,5/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Собственное время отключения выключателя, , с	0,015
Время отключения выключателя, , с	0,025

Таблица 5.9 - Проверка выбранного вводного выключателя LF-10-31,5/1600 У1

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 > 10 (выполняется)
Длительный максимальный ток, А		1600 (выполняется)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		1,79 ? 31,5 (выполняется) 4, 66 ? 4,66 ? (выполняется)
Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		1,79 ? 20 (выполняется) ? 7,7958,71 (выполняется)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А2•с	,	? 4,8 ? 2700 (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке высоковольтный выключатель LF-10-31,5/1600 У1.

Выбор выключателей на отходящие линии от ГПП

Осуществим выбор линейных выключателей по следующим параметрам I_р<I_ном; I_по<I_пр.ск. Выбор сведен в таблицу 5.10.

Таблица 5.10 - Выбор выключателей на отходящие линии 10 кВ

Отходящая линия	Imax, А	Iпо, кА	Марка выключателя
ТП1-1	343,09	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП1-2	343,09	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП2	38,47	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП3	48,23	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП4	69,22	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП5	105,11	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП6	334,61	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП17	58,40	10,4	LF-10-31.5/630 У3

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данные выключатели.

Выбор вводных выключателей трансформаторных подстанций

Осуществим выбор выключателей по следующим параметрам I_р<I_ном; I_по<I_пр.ск. Выбор сведен в таблицу 5.11.

До ТП-1 и ТП-17 расстояние составляет 110 и 45 м соответственно, поэтому не устанавливаем на них вводные выключатели.

Таблица 5.11 - Выбор выключателей 10 кВ

Выключатель	Imax, А	Точка КЗ	Iпо, кА	Марка выключателя
Ввод в ТП4	69,22	К16	33,3	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП5	105,11	К17	33,5	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП2	38,47	К18	18,6	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП3	48,23	К19	23, 8	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП6	334,61	К15	7,92	LF-10-31.5/630 У3

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данные выключатели.

Выбор ячеек в распределительные устройства для ГПП

Выбираем ячейку КРУ серии D-12P [11].

Выключатели ввода на шинах 10 кВ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.12 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с	31,5/3

Секционный выключатель на шинах РУ ГПП 10 кВ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.13.



Таблица 5.13 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с	31,5/3

Выключатели отходящих линий от РУ ГПП, выключатели вводные в РУ 10 кВ, секционные выключатели РУ, выключатели отходящих линий РУ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.14.

Таблица 5.14 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с	31,5/3

На РУ 10 кВ предусматриваем резерв в каждой секции на отходящую линию.

Выбор трансформаторов тока 10 кВ

Выберем и проверим трансформатор тока типа ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3 [18]. Обмотки трансформатора ТПЛК находятся в литой изоляции. Она является главной изоляцией и обеспечивает защиту обмоток от климатических и механических воздействий. ТПЛК выпускаются с двумя вторичными обмотками одна для технического учета и вторая обмотка для релейной защиты.

Таблица 5.15 - Паспортные данные выбранного трансформатора тока

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный первичный ток , А	2000
Номинальный вторичный ток , А	5
Ток электродинамической стойкости , кА	40
Допустимый ток термической стойкости , кА	40
Время протекания тока термической стойкости , с	3

Таблица 5.16 - Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (выполняется)
Номинальный ток, А		2000 ? =664
Динамическая стойкость, кА		4026,3 (выполняется)
Термическая стойкость, А2•с		? (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа.

Окончательно принимаем к установке в КРУ отходящих линий трансформаторы тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3,

В КРУ секционного выключателя выбираем трансформатор тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3

Таблица 5.17 - Паспортные данные выбранного трансформатора тока

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный первичный ток , А	2000
Номинальный вторичный ток , А	5
Ток электродинамической стойкости , кА	40
Допустимый ток термической стойкости , кА	40
Время протекания тока термической стойкости , с	3



Таблица 5.18 - Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (выполняется)
Номинальный ток, А		1,22000?
Динамическая стойкость, кА		4026,3 (выполняется)
Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Термическая стойкость, А2•с		? (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа.

Окончательно принимаем к установке в КРУ секционного выключателя трансформаторы тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3, во вторичные обмотки которых подключены амперметры СА 3021, а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.

Выберем трансформаторы тока на отходящие линии к ТП. Трансформаторы тока выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости по следующим условиям: I_р<I_ном; i_уд<i_дин; В_К<В_{к доп}. В таблице 5.19 произведён выбор трансформаторов тока.

Таблица 5.19 - Выбор трансформаторов тока

ТТ для линии	Марка трансформатора тока	Ip, А	Iн, А	iуд, кА	iдин, кА	BК, кА2*м	ВК ДОП, кА2*м
ГПП-ТП1-1	ТПЛК-10	171	200	26,3	74,5	291,84	1071.63
ГПП-ТП1-2	ТПЛК-10	171	200	26,3	74,5	291,84	1071.63
ГПП-ТП2	ТПЛК-10	38,47	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП3	ТПЛК-10	48,23	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП4	ТПЛК-10	69,22	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП5	ТПЛК-10	105,10	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП6	ТПЛК-10	334,61	400	26,3	74,5	291,84	1517,2
ГПП-ТП17	ТПЛК-10	58,40	100	26,3	74.5	291,84	1071.63

Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

Состав потребителей собственных нужд проектируемой подстанции:

а) Электродвигатели обдува трансформаторов;

б) Обогрев приводов выключателей, отделителей, шкафов КРУ;

в) Освещение подстанции (ЗРУ и ОРУ);

г) Оперативные цепи;

д) Аппаратура связи и телемеханика;

е) Система пожаротушения;

ж) Аварийное освещение;

з) Электроотопление помещений.

Используя [18], определим нагрузки собственных нужд ГПП. Данные сведем в таблицу 5.20.

Таблица 5.20 - Расчет мощности трансформатора собственных нужд

Вид потребителя	Мощность, кВт х кол-во
Подогрев шкафов КРУ	1х15
Наружное освещение	6
Подогрев приводов разъединителей	0,6х8
Отопление, освещение, вентиляция	80
Суммарная нагрузка	105,8

Мощность ТСН определим по суммарной мощности. Нагрузка на один трансформатор определяется по:



(5.14)

где - коэффициент одновременности, равен 0,7.

Согласно [11] принимаем в качестве трансформатора ТСЗ-160/10.

Принимаем к установке 2 трансформатора.

Выбор трансформатора напряжения

Для измерения напряжения линейного и фазного на шинах РУ 10 кВ на каждой секции установим трансформатор напряжения.

Выберем НАМИ-10-95УХЛ2 - антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла для контроля изоляции сети [18]. Класс точности - 0,5. Обмотки трансформатора соединены как Y₀/Y₀/ - 0, к неполному треугольнику присоединяются приборы защиты от токов нулевой последовательности.

Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению, классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин.

5.3 Выбор оборудования на стороне 0,4 кВ

Выбор автоматических выключателей в ТП и РП.

Выбор автоматических выключателей производим по номинальному току. Выбираем автоматические выключатели [16]. Осуществим выбор вводных и линейных автоматических выключателей на ТП и РП. Выбор сведен в таблицу 5.21.



Таблица 5.21 - Выбор вводных и линейных автоматических выключателей 0,4 кВ

Место установки	Imax, А	Марка автоматического выключателя	Iном, А
ТП
ТП1-1	5568,7	Э40С-У3	6000
ТП1-2	5568,7	Э40С-У3	6000
ТП2	1200,9	ВА-51-39	1500
ТП3	1505,5	ВА-55-45	2000
ТП4	2160,8	ВА-55-45	2500
ТП5	3280,9	ВА-55-45	4000
ТП6	267,1	ВА-51-39	400
ТП17	1823	ВА-55-45	2000
РП
РП8	189,1	ВА-51-39	200
РП11	52,0	ВА-51-39	100
РП15	92,4	ВА-51-39	100
РП13	30,3	ВА-51-39	100
РП14	155,9	ВА-51-39	200
РП7	473,4	ВА-55-39	600
РП9	232,4	ВА-55-39	400
РП10	220,8	ВА-55-39	400
РП12	150,1	ВА-55-39	200
РП16	20,2	ВА-51-39	100
РП18	39,0	ВА-51-39	100

Осуществим выбор секционных автоматических выключателей на ТП и РП. Выбор сведен в таблицу 5.22.

Таблица 5.22 - Выбор секционных автоматических выключателей 0,4 кВ

Место установки	Imax, А	Марка автоматического выключателя	Iном, А
ТП
ТП1-1	2784,4	Э40С-У3	3000
ТП1-2	2784,4	Э40С-У3	3000
ТП2	600,4	ВА-51-39	1000
ТП3	752,7	ВА-55-45	1000
ТП4	1080,4	ВА-55-45	1600
ТП5	1640,4	ВА-55-45	2000
ТП6	133,5	ВА-51-39	200
ТП17	911,5	ВА-55-45	1000
РП
РП7	236,72	ВА-55-39	400
РП9	116,2	ВА-55-39	200
РП10	110,4	ВА-55-39	200
РП8	89,8	ВА-51-39	100
РП14	74,7	ВА-51-39	100

Осуществим выбор автоматических выключателей на конденсаторных батареях. Выбор сведен в таблицу 5.23.

Таблица 5.23 - Выбор автоматических выключателей на БК 0,4 кВ

Место установки	Imax, А	Марка автоматического выключателя	Iном, А
ТП
ТП1-1	2784,4	ВА-55-45	3000
ТП1-2	2784,4	ВА-55-45	3000
ТП4	1080,4	ВА-55-45	1600



6. Расчет и выбор устройств релейной защиты и автоматики

Произведём выбор устройств и расчет параметров срабатывания релейной защиты силового трансформатора ГПП и присоединения 10 кВ ЦТП-12, расчетная схема представлена на (рисунке 6.1).

Рисунок 6.1 - Расчётная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

6.1 Защита трансформатора ГПП

Согласно ПУЭ, для трансформаторов предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная дифференциальная защита;

- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах присоединенных к сети глухо заземленной нейтрали;

- витковых замыканий в обмотках - газовая защита;

- токов в обмотках, обусловленных внешними к.з.;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла.

Использование устройства Micom Р632 для защиты трансформатора позволяет выполнить практически полный набор устройств защиты требуемый ПУЭ для понижающих трансформаторов:

- дифференциальную защиту с характеристиками, близкими к ДЗТ-21;

- максимальную токовую защиту для каждой из сторон;

- трехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности для двух сторон трансформатора;

- защиту от перегрузки, с действием на сигнал;

- УРОВ.

Ряд внешних защит и сигналов: газовая защита, повышение температуры масла трансформатора, подаются на дискретные входа устройств защит вводов Micom P123 в котором производится их фиксация и обработка.

В качестве токовых реле для пуска устройств автоматики: пуск охлаждения, блокировка РПН, используем свободные ступени токовой защиты устройства соответствующей стороны, а также ступени неиспользуемой токовой защиты от замыканий на землю, трансформатор тока которой должен быть переключен на фазный ток.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора

Выбираем блок микропроцессорной релейной защиты Micom P632 фирмы «Alstom».

Амплитудное согласование.

Определяем базисный ток для стороны ВН и НН:

На стороне 110 кВ:

На стороне 10 кВ:

Определяем амплитудные коэффициенты для стороны ВН и НН:

На стороне 110 кВ:

На стороне 10 кВ:

Проверим соотношение амплитудных коэффициентов:

Выбор параметров срабатывания Micom Р632.

Первый участок характеристики срабатывания:

где k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k _отс = 1,5;

Ток небаланса в номинальном режиме:

где k_пер - коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер = 1; k_одн - коэффициент однотипности ТТ, k_одн = 1;

е - относительное значение полной погрешности ТТ, е = 0,05; ДU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ДU = 0,05;

Дf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Дf = 5%; - номинальный нагрузочный ток,

.

Уставка первичного участка характеристики срабатывания по формуле (6.3):

Выбираем уставку:

Блокировка по второй гармонике:

Ток начала торможения:

Коэффициент торможения первого наклонного участка:



где k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k_отс = 1,2; I_{НБ.ПЕРЕГР.} - ток небаланса в режиме перегрузки; .

Ток небаланса в режиме перегрузки:

где k_пер - коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер = 1;

k_одн - коэффициент однотипности ТТ, k_одн = 1;

е - относительное значение полной погрешности ТТ, е = 0,065; ДU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ДU = 0,05;

Дf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Дf = 5%; .

Коэффициент торможения первого наклонного участка по формуле (6.6):

Принимаем уставку: m₁ = 0,2.

Третий участок характеристики срабатывания

Коэффициент торможения второго наклонного участка:

где k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k _отс = 1,5; I_{НБ.ВНЕШ.КЗ.} - ток небаланса в режиме внешнего к.з.

Ток небаланса в режиме внешнего К.З.:

где k_пер - коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер = 1,5;

k_одн - коэффициент однотипности ТТ, k_одн = 1;

е - относительное значение полной погрешности ТТ, е = 0,1;

ДU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ДU = 0,05;

Дf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Дf = 5%; - максимальный ток внешнего трехфазного короткого замыкания, приведенный к высокой стороне.

Ток небаланса в режиме внешнего К.З. по формуле (6.7):

Tок начала торможения второго наклонного участка:

Коэффициент торможения первого наклонного участка по формуле (6.8):

Принимаем уставку: m₂ = 0,8.

Проверка чувствительности:

Проверим чувствительность первой ступени продольной дифференциальной защиты при минимальном токе однофазного К.З. на вводах 110 кВ, нормальный режим:

Ток минимального однофазного К.З. на стороне 110 кВ:

Ток минимального однофазного К.З. на стороне 110 кВ в базисных единицах:

Коэффициент чувствительности по формуле (6.12):

Проверим чувствительность второй ступени продольной дифференциальной защиты при минимальном токе двухфазного К.З. на вводах 10 кВ, режим опробования:



Ток минимального двухфазного к.з. на стороне 10 кВ:

Ток минимального двухфазного к.з. на стороне 10кВ в базисных единицах:

Коэффициент чувствительности по формуле (6.15):

Чувствительность обеспечивается/

Характеристика срабатывания дифференциальной защиты на рисунке (6.2).

Рисунок 6.2 - Характеристика срабатывания дифференциальной защиты



Расчет дифференциальной отсечки.

Первичный ток срабатывания определяется отстройкой от максимального первичного тока намагничивания при включение ненагруженного трансформатора.

Принимаем уставку:

По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ:

где k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k _отс = 1,1; - коэффициент небаланса,

- максимальный сквозной ток КЗ на стороне 110 кВ,

Максимальный сквозной ток КЗ на стороне 110 кВ в базисных единицах:

Значение уставки по условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ по формуле (6.20):

.

Из полученных значений принимаем большее. Принимаем уставку: .

Расчет резервной защиты трансформатора

Выбираем блок микропроцессорной релейной защиты присоединения фирмы «Alstom» MICOM P120.

Максимальная токовая защита ANSI (50/51)

Ток срабатывания отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей, подключенных к шинам НН.

Так как нет информации о k_сп и I_раб.max, то ток срабатывания рассчитываем на основании номинального тока трансформатора:

где k_{перегр.} - коэффициент перегрузки для масленых трансформаторов, k_{перегр.} = 1,4.

Рассчитаем ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания защиты в базисных единицах:

Для микропроцессорной РЗ ток уставки равен току срабатывания защиты:



Выбор времени срабатывания:

Время срабатывания этой ступени защиты отстраиваем от наибольшего времени срабатывания защит линий, отходящих от шин, присоединённых к низкой стороне напряжения:

где - время срабатывания предыдущей защиты на ЦТП6 и время отключения выключателей ВВЭ (0,016 с.) и автомата серии ВА-51-39 на РП8 (0,13 с.), ; - ступень селективности,

Оценка чувствительности:

Оценку чувствительности производим по первичным токам.

Коэффициент чувствительности для ближнего резервирования:

(согласно ПУЭ 1,5) (6.26)

где - ток минимального двухфазного К.З. на выводах НН, приведенный к стороне ВН:

Из (6.16)

Приведем к стороне ВН:

().

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому чувствительность для ближнего резервирования обеспечена.

Тепловая защита от перегрузки

Время отключения трансформатора в защите:

где T - термоконстанта нагрева для реле, Т = 15 мин;

- базисный ток; - ток, проходящий через трансформатор;

DT - нагрев в предыдущем режиме, DT =1;

DTn - нагрев при длительно допустимом токе нагрузке, DTn =1,1.

Газовая защита

На трансформаторы с мощностью 6300 кВА и выше необходимо устанавливать газовые защиты.

Реализуем защиту на основе двухпоплавкового реле РЗТ-80. Реле устанавливается в расширительную трубу между баком трансформатора и расширителем. Реле имеет два поплавка - первый работает на сигнал, второй - на отключение. Защита реагирует на скопление газа, либо на понижение уровня масла. Также реле имеет клапанный затвор, который срабатывает в случае появления течения масла в соединительной трубе, работает на отключение трансформатора.

6.2 Расчет защиты ответственного синхронного двигателя мощностью 2000 кВт

Выбираем синхронный двигатель СДН-16-74-16 У1 10 кВ с параметрами , .

Токовая отсечка ANSI (50/51)

По ПУЭ для двигателей мощностью до 2000 кВт можно использовать защиту от междуфазных КЗ на основании токовой отсечки без выдержки времени.

Ток срабатывания:

Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального пускового тока электродвигателя:

где номинальная мощность синхронного двигателя; коэффициент мощности синхронного двигателя; кратность пускового тока синхронного двигателя, принимаемые по паспортным данным; коэффициент отстройки реле, который для реле MiCOM серии Р241 равен 1,2.

Для микропроцессорной РЗ ток уставки равен току срабатывания защиты:

Для оценки чувствительности ТО необходимо определить ток минимального двухфазного КЗ на выводах обмотки статора.

Коэффициент чувствительности защиты по ПУЭ должен быть больше 2:



Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому чувствительность обеспечена.

Защита от перегрузки (МТЗ)

Ток срабатывания:

Ток срабатывания МТЗ отстраивается от номинального тока двигателя:

где k_в - коэффициент возврата, для реле Micom k_в = 0,95;

k_отс - коэффициент отстройки, k_отс = 1,2.

В соответствии с ПУЭ, номинальная мощность электродвигателя должна сохраняться при отклонении напряжения :

Ток срабатывания защиты по формуле (6.32):

Выбор тока уставки: I_у =188,8 А.

Выдержку времени отстраиваем от времени пуска.

где - коэффициент запаса, - время пуска для электродвигателя,

Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки не определяем, поскольку защита не предназначена для действия при КЗ.

Защита от асинхронного режима

Ток срабатывания:

где k_отс - коэффициент отстройки, k_отс = 1,2.

Выбор тока уставки: I_у =163,1 А

Уставка времени срабатывания, рекомендуемая производителем:

Защита от замыканий на землю

Ток срабатывания защиты рассчитывается из условия несрабатывания при внешнем замыкании на землю:

где k_отс - коэффициент отстройки, k_отс = 1,2; k_бр - коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока двигателя при внешних перемежающихся замыканиях на землю, = 2.

Емкостной ток двигателя:

где С_Д - емкость фазы двигателя. Емкость фазы двигателя рассчитаем по формуле:



где кВА.

Емкостной ток двигателя определяем по (6.38):

Защита минимального напряжения (защита от потери питания)

Так как двигатель является ответственным, то он должен быть отключен только при длительном отсутствии напряжения на шинах РУ. Неответственные механизмы отключаются первой ступенью защиты минимального напряжения с целью обеспечения самозапуска ответственных. Затем спустя определённое время при отсутствии напряжения отключаются и ответственные механизмы, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности или технологическим причинам.

Напряжение срабатывания:

Напряжение уставки: U_у = 7 кВ

Время срабатывания защиты:

Защита минимальной частоты

Уставка по частоте отстраивается от минимально возможного значения частоты:

Время срабатывания защиты:

Защита от потери нагрузки

Выдержка времени

Ток срабатывания защиты:



где - ток холостого хода двигателя, определяется во время испытаний, не задан, принимаем

Количество пусков двигателя

Уставку выбираем исходя из требований ПТЭ-ЭП. Уставка по времени, в течение которого считаются пуски: 30 мин. Количество горячих пусков: 1. Количество холодных пусков: 2.

Затяжной пуск

Ток срабатывания защиты:

Время срабатывания защиты:

Защита от заклинивания ротора

Выдержка времени

Ток срабатывания защиты:

Защита от несимметрии

Ток срабатывания защиты:



Время срабатывания защиты:



Заключение

В данном дипломе рассмотрен проект системы электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры.

На основе исходных данных были рассчитаны электрические нагрузки. По электрическим нагрузкам выбраны комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами марки ТМ-1600, 1000, 630, 400, 160, 100 кВА - 10 кВ.

Выбраны марка и сечение питающих кабелей для цехов завода, а также кабели для питания электроприемников в отделении сборочного цеха. Проводники проверены по потерям напряжения.

Рассчитаны токи короткого замыкания для сетей 110, 10 и 0,4 кВ. На основании расчета токов короткого замыкания выбрано оборудование, проверено на термическую и электродинамическую стойкость.

Произведен выбор устройств релейной защиты, с использованием устройств Alstom MicomP632 для защиты трансформатора ГПП и Alstom MicomP120 для защиты синхронного двигателя `10 кВ.

Сделан расчет затрат на систему электроснабжения.

Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и охраны труда.



Список использованных источников

1 Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В2 т. Т.1. Электроснабжени А.А Фёдоров - М.: Энергоатомиздат, 1986 - 568 с.: ил.

2 Волков В.М. Электроснабжение промышленных предприятий: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / Волков В.М. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005.

3 Соловьёв И.И. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]:/ Учеб.пособие. - Архангельск: АГТУ, 2008.-Ч.I. -180 с.

4 Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика систем электроснабжения / Андреев В.А. - М.: Высш.шк., 1985. - 390 с.

5 Мокеев А.В. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения: Методические указания по выполнению курсового проекта / Мокеев А.В. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2006.

6 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Неклепаев Б.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

7 Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - М.: Энергоатомиздат, 3-е изд., перераб. и доп. 1987. - 648 с.: ил.

9 ПУЭ. 7-е издание. Правила устройства электроустановок - Введ. 2006. - М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 1993. - Х, 53 с.

10 Технология и оборудование производства трансформаторов. Учебник для техникумов. Под общей ред. Л.С. Герасимова и И.А. Дейнега - М., «Энергия», 1972. -264 с.

11 Электронный каталог «СпецТехРесурс»: база данных электрооборудования. [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http://www.laborant.ru/index.shtml/. Загл. с экрана.

12 Комплектные трансформаторные подстанции ЗАО «Элтком»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http://www.cat.n4a.ru/site/444/. Загл. с экрана.

13 Силовые конденсаторы и конденсаторные установки «Поликонд»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http:// www.policond.ru/kuv1.shtml/. Загл. с экрана.

14 Электротехническая оборудование, автоматические выключатели ЗАО «В-Комплект»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http:// www.vkomplekt.spb.ru/el/avtomat_vikl/va8832.html/. Загл. с экрана.

15 ООО «Электрокабель»: каталог [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.elcable-spb.ru/

16 ЗАО «Электрощит»: каталог [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.electroshield.ru/catalog/

17 Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей: Изд. - Москва: Энергосетьпроект, 2007. - 44 с.

18 Электронный каталог электрического оборудования: база данных содержит сведения о документации и высоковольтной аппаратуре [Электронный ресурс]. - Электрон. дан. - М., [2007]. - Режим доступа: http://forca.ru. Загл. с экрана.

Размещено на Allbest.ru