Электроснабжение завода электротермического оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Электроснабжение завода электротермического оборудования

1. Расчет электрических нагрузок предприятия

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность группы электроприёмников, коэффициенты мощности и спроса данной группы, определяемые по справочным материалам.

На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжение 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.

Расчетная силовая нагрузка

Расчетная осветительная нагрузка

где К_СО - коэффициент спроса для осветительной нагрузки (2, таблица 2.3);

,

где - удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м² (1, табл. 2.4); F - площадь пола цеха, м².

Таким образом, полная нагрузка цеха

2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Из таблицы 1 полная расчетная мощность нагрузки по 0,4 кВ

кВА

Потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах

кВт;

кВар

Оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в часы максимума активных нагрузок

кВар

Мощность компенсирующих устройств

,

где кВар

кВар

Реактивная нагрузка, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки

кВар,

где - коэффициент разновременности максимума силовой нагрузки, равный 0,95.

Некомпенсированная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП

кВар

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов

кВт,

где - удельные потери в БСК, равные 0,002 (0,2%), кВт/кВар.

Общая активная мощность завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки

Полная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП

кВт;

кВар

Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП

3. Определение центра электрических нагрузок

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия.

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Радиус окружности

,

где - активная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт; - осветительная нагрузка i-го цеха, кВт; - масштаб.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле



Показатели и приведены по цехам в таблице 2.

При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам:

,

где x_i, y_i - координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.

Расчет центра нагрузок приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет центра электрических нагрузок

Номер цеха	Pр+Pр.о.	Pр.о.	r	a	x	y	(Pр+Pр.о.)*x	(Pр+Pр.освещ.)*y
1	1844	44	24	9	100	63	183864	115766
2	1044	44	18	15	150	63	156936	65551
3	1131	11	19	4	211	112	238554	126171
4	1137	16	19	5	140	8	159583	9659
5	253	61	9	87	188	164	47709	41629
6	240	16	9	24	13	185	3106	44366
8	198	18	8	32	9	74	1824	14593
9	120	9	6	26	253	240	30229	28684
10	1092	32	19	11	347	59	379050	64519
11	1517	47	22	11	347	96	526641	146227
12	176	8	7	17	290	159	51093	27987
13	356	6	11	6	351	159	124884	56526
14	377	20	11	19	33	240	12533	90517
15	361	25	11	25	65	240	23357	86755
16	494	14	13	10	148	231	72941	113970
17	693	21	15	11	148	250	102334	172944
18	489	13	12	10	207	240	101145	117400
Освещение территории	19	19	2	360	199	131	3752	2466
Итого по 0,4	11543				3199	2713	2219534	1325732
6 кВ
5	3200		32	0	188	164	601608	524807
7	2304		27	0	92	144	211968	331776
Итого по 6 кВ	5504						813576	856583
Всего	17048						3033110	2182314

Х=177,9;

Y=128,0.

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двух трансформаторными.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

кВА,

где К_З - коэффициент загрузки трансформатора.

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 и ТДН-16000/35.

Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

;

Таблица 3 - Каталожные данные трансформатора

Тип трансформатора	UВ, кВ	UН, кВ	PХХ, кВт	РКЗ, кВт	Uк, %	Iхх, %
ТДН-16000/110	115	10,5	26	115	10,5	0,85
ТДН-16000/35	36,75	10,5	21	85	8	0,75

5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения

Номинальное напряжение - один из важнейших пространственных параметров системы электроснабжения, определяющий её размер, а следовательно и мощность.

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, являются затраты

, руб./год

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения , кВ можно применить формулу Стилла

,

где - расстояние до центра питания, км; Р - расчетная мощность, МВт.

Таким образом

кВ

Определив , следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях в области и выбрать , при котором

В приведенные затраты следует включать только составляющие, характерные для варианта напряжения, но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трехобмоточными трансформаторами 115/37/6,3 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин подстанции энергосистемы 110 кВ воздушной линией (1-й вариант) и воздушной линией 35 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.

Приведенные затраты

,

где - суммарные капвложения в схему электроснабжения, тыс. руб.;

Суммарные издержки

,

где - суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб.;

- суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб.;

- суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб.

Рисунок 1 - Варианты схем электроснабжения

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм²

где - экономическая плотность тока, равная 1,1 А/ мм².

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-70/11.

Для линии 110 кВ сечение проводов 70 мм² является минимально допустимым по условию короны.

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВГБУ-110 составляет 16,5 тыс. руб., разъединителя РНДЗ-110У/1000 равна 0,46 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 110 кВ на стальных опорах с подвеской одной цепи и проводом марки АС-70/11 равна 14,5 тыс. руб. (4, таблица 10.15).

Капитальные вложения в сооружение 3,5 км ЛЭП

тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс. руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/110 (4, таблица 8.21)

тыс. руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения по первому варианту

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс. руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

,

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВтч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВтч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс. руб./год

Приведенные затраты по первому варианту

тыс. руб./год

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм²

где - экономическая плотность тока, равная 1,1 А/ мм².

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-150/24.

Для линии 35 кВ сечение проводов 150 мм² по условию короны не проверяется.

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВБЭТ-35III-25/1250 составляет 9 тыс. руб., разъединителя РДЗ.2-35/1000 УХЛ1 равна 0,2 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 35 кВ на стальных опорах с одной цепи и проводом марки АС-120/19 равна 13,1 тыс. руб. (4, таблица 10.14).

Капитальные вложения в сооружение 3,5 км ЛЭП

тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс. руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/35 (4, таблица 8.21)

тыс. руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения по второму варианту

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс. руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

,

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВтч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВтч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс. руб./год

Приведенные затраты по второму варианту

тыс. руб./год

Таблица 4 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

№ вар.	КУ, тыс. р./год	Ежегодные издержки, тыс. руб./год	ЗУ, тыс. руб./год
		ИУАМ	ИУО	ИПЭ
1 (110)	266,26	13,21	5,35	7,57	59,21
2 (35)	243, 2	11,4	4,38	11,3	57,48

Вывод: предпочтение отдаем второму варианту, в котором питание ГПП предприятия осуществляется по ВЛ от шин 35 кВ подстанции энергосистемы. Разница приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 3%.

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:

1. Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

2. Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.

Суммарная расчетная мощность НБК

,

где и - суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок

где - средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену, принимаем равной ; - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.; - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m

,

где m - дополнительно установленные трансформаторы (8, рис. 4.7).

Рассчитаем число и мощность силовых трансформаторов для механического цеха мелких станков и инженерно-конструкторского корпуса, которые являются потребителем II категории, цеховые трансформаторы питаются по радиальной линии.

1 Учитывая величину нагрузки, принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью и с коэффициентом загрузки 0,8.

2 Определяем минимальное число цеховых трансформаторов

3 Оптимальное число трансформаторов

где m - дополнительно установленные трансформаторы, определенные по (8, рис. 4.7).

Результаты расчета для остальных цехов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Результаты расчета количества трансформаторов в цехах.

Подстанции	Nmin	Nдоп	m	Nопт
	без Nдоп	с Nдоп
ТП цеха 1,8	2,55	3	0,45	0	3
ТП цеха 2,4	2,73	3	0,27	0	3
ТП цеха 11,12,13	2,56	3	0,44	0	3
ТП цеха 10+осв. тер.	1,39	2	0,61	0	2
ТП цеха 6,7,14,15	1,94	2	0,06	0	2
ТП цеха 5,16,17	1,8	2	0,20	0	2
ТП цеха 9,18	0,76	1	0,14	0	1
ТП цеха 3	1,41	2	0,59	0	2

Сведем в таблицу результаты выбора цеховых трансформаторов.

Таблица 6 - Выбор цеховых трансформаторов

Наименование пункта питания	Потребители	Место расположения пункта питания	РР кВт	QР, кВар	SНОМ.Т, кВА	КЗ
ТП-1, ТП-2	Цех №1,8	Цех №1	2042	2025	1000	0,8
ТП-3, ТП-4	Цех №2,4	Цех №4	2181	1891	1000	0,8
ТП-5, ТП-6	Цех №11,12,13	Цех №11	2049	1520	1000	0,8
ТП-7	Цех №10+осв. тер.	Цех №10	1011	1106	630	0,8
ТП-8	Цех №6,7,14,15	Цех №14	980	816	1000	0,8
ТП-9	Цех №5,16,17	Цех №17	1440	1361	1000	0,8
ТП-10	Цех №9,18	Цех №18	609	450	1000	0,8
ТП-11	Цех №3	Цех №3	1131	1148	1000	0,8

Рассчитаем компенсацию реактивной мощности для компрессорной и котельной, используя данные таблиц 5 и 6.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит

Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

,

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров (Сибирь) и (длина питающей линии 50м) и радиальной схемы питания цеховой ТП (8, таблица 4.6, 4.7), равный 0,64 (3, рис. 4.8).

Так как , то для данной группы трансформаторов реактивная мощность принимается равной нулю.

Суммарная мощность НБК цеха составит

Расчетную мощность НБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью (3, таблица 6.1).

Результаты расчета компенсации реактивной мощности для остальных цехов сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием

Наименование ТП	QP, кВар	QHK1, кВар	QHK2, кВар	QHK РАСЧ, кВар	QНК ФАКТ, кВар	Кол. шт.
ТП-1, ТП-2	2025	764	0	764	750	5
ТП-3, ТП-4	1891	895,9	0	895,9	900	4
ТП-5, ТП-6	1520	270,4	0	270,4	300	2
ТП-8	816	619,1	0	619,1	603	1
ТП-9	1361	666,6	0	666,6	675	3
ТП-11	1148	16,3	0	16,3	20	1

8. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ

нагрузка трансформатор напряжение электротермический

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10 кВ, энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

Баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по формуле

где - коэффициент загрузки по активной мощности.

Суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе определяются по (3, таблица 6.4).

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы

Устанавливаем 4 УКЛ 56-10,5-1350УЗ(У1), по 2 на каждую систему шин.

9. Выбор кабельных линий

Перед расчетом токов КЗ, необходимо выбрать кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы, соединенные по магистральной схеме.

В качестве примера произведем расчет самого нагруженного участка.

ГПП - ТП-11

Для бесперебойного питания спроектированы две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме

По справочным материалам выбираем кабель марки АПвП из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой (2, таблица 4.12). Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

По (2, таблица 4.6) находим, что допустимая перегрузка К₃ составляет 1,25. Коэффициент К₂ снижения токовой нагрузки принимаем по (2, таблица 4.4) равным 0,9. Коэффициент К₁ принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению I_доп.

Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения

По (2, таблица 4.12) и на основе проведенных расчетов выбираем кабель АПвП с сечением жилы 70 мм² с I_доп = 240А.

Следовательно, выполняется условие

Таблица 8 - Выбор кабелей на 10 кВ

Участок	Sр, кВА	Iраб, А	Iраб.макс, А	Iдоп.расч, А	Марка кабеля	Fст, мм2
ГПП-ТП-11	4131	119,3	238,5	212	АПвП	70
ТП-11-РУ2	3200	92,4	184,8	164,3	АПвП	50
ГПП-РУ-1	3282	94,8	189,6	168,5	АПвП	70
РУ-1-ТП-8	980	28,3	56,6	50,3	АПвП	50
ГПП-ТП-10	2049	59,2	118,3	105,2	АПвП	50
ТП-10-ТП-9	1440	41,6	83,1	73,9	АПвП	50
ГПП-ТП-5	3060	88,3	176,7	157,0	АПвП	70
ТП-5-ТП-6	1024,5	29,6	59,1	52,5	АПвП	50
ТП-5-ТП7	1106	31,9	63,9	56,8	АПвП	50
ГПП-ТП-3	2181	63,0	125,9	111,9	АПвП	50
ТП-3-ТП-4	1090,5	31,5	63,0	56,0	АПвП	50
ГПП-ТП-1	2042	58,9	117,9	104,8	АПвП	50
ТП-1-ТП-2	1021	29,5	58,9	52,4	АПвП	50

Выбор кабелей на 0,4 кВ производится аналогично. По справочным материалам принимаем кабель ВВГ, а расчет проводим учитывая экономическую плотность тока, по (2, таблица 4.1) равную 3,1А/мм².

Расчетное сечение кабеля по экономической плотности тока

Результаты расчетов приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор кабелей на 0,4 кВ

Участок	nц	Sр, кВА	Iраб, А	Iраб.макс, А	Iдоп.расч, А	Марка кабеля	Fст, мм2
ТП-8-РП5	2	363	130,3	260,5	231,6	ВВГ	70
ТП-8-РП6	2	377	136,0	272,0	241,8	ВВГ	70
РП-6-РП1	2	2	0,7	1,4	1,2	ВВГ	6
ТП-10-РП8	2	120	43,3	86,6	77,0	ВВГ	25
ТП-9-РП9	4	494	89,1	178,3	158,5	ВВГ	35
ТП-9-РП10	2	253	91,3	182,6	162,3	ВВГ	35
ТП-6-РП3	2	176	63,5	127,0	112,9	ВВГ	25
ТП-6-РП4	2	356	128,5	157,0	113,8	ВВГ	35
ТП-4-РП1	6	1044	125,6	151,1	223,2	ВВГ	70
ТП-4-РП2	2	198	71,4	142,9	127,0	ВВГ	35

Список источников

1 Системы электроснабжения: сб. заданий по курсовому проектированию / Л.С. Синенко, Ю.П. Попов, Е.Ю. Сизганова, А.Ю. Южанников; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. 84 с.

2 Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию в 2 ч. Ч. 1 / Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 135 с.

3 Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: в 2 ч. Ч. 2 / Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 207 с.

4 Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанции, справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

5 http://www.elz.ru

6 http://www.tdtransformator.ru

7 Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 2-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2005. - 448 с.

8 Федоров А.А. Электроснабжение промышленных предприятий: учеб. пособие для курсового и дипломного проектирования / А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

9 http://www.tavrida.ru

10 Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб. пособие. / Г.Н. Ополева М.: ФОРУМ: ИНФРВ-М, 2006. 480 с. (Высшее образование).

11 СТО 4.2-07-2008 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности [Текст]. - Введ. впервые; дата введ. 22.12.2008. - Красноярск, 2008. - 47 с.

Размещено на Allbest.ru