Электроснабжение завода металлоконструкций

(4.21)

Удельная стоимость потерь электроэнергии

(4.22)

где - дополнительная ставка за потреблённую электрическую энергию, руб/кВт·ч [22];

- основная ставка за заявленную максимальную годовую мощность, руб/(кВт·год) [22];

- коэффициент, учитывающий отношение потерь активной нагрузки завода во время максимальной активной мощности генерирующей системы к наибольшим потерям активной нагрузки рассматриваемого предприятия;

- поправочный коэффициент.

Составляющие двухставочного тарифа определяются по формулам

 (4.23)

(4.24)

где - составляющие тарифа, компенсирующие энергосистеме затраты на генерацию электроэнергии;

- составляющие тарифа, компенсирующие затраты энергосистеме на передачу электроэнергии по её собственным сетям.

Результаты расчетов удельной стоимости потерь электроэнергии, выполненные по выражениям (4.22) - (4.24), представлены в таблице 4.12.

Таблица 4.12

Uном, кВ	КМ	д	, руб/кВт	руб/кВт	, руб/кВт•ч	, руб/кВт•ч	руб/кВт•год	, руб/кВт•ч
35	1	1,05	1126,41	842,87	0,26062	1,18981	23631,36	1,45043	10,57
110	1	1,03	777,54	842,87	0,11629	1,18981	19444,92	1,30610	8,65

Выполненные расчёты по выражениям (4.19) - (4.24) с целью определения приведенных годовых затрат для схем внешнего электроснабжения предприятия, в зависимости от класса напряжения, представлены в таблицах 4.13, 4.14. Стоимостные показатели используемого электрооборудования взяты на основании укрупнённых нормативов в части объектов электросетевого хозяйства [23].

Таблица 4.13

Определение технико-экономические параметров для схемы внешнего электроснабжения предприятия классом 35 кВ

Тип	Единицы изм.	Количество	Стоимость ед. тыс. руб	, тыс.руб	, 1/год	, тыс.руб/ год	кВтч/год	, тыс.руб/ год	, тыс.руб/ год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Разъединитель горизонтально-поворотный РДЗ1-35, 1000 А	шт	8	1273	10184	0,193	1966	-	-	-
Разъединитель горизонтально-поворотный РДЗ2-35, 1000А	шт	4	1337	5347	0,193	1032	-	-	-
Выключатель вакуумный ВБЭТ-35, 630 А.	шт	4	1060	4240	0,193	818	-	-	-
Трансформатор напряжения антирезонансный НАМИ-35	шт	2	609	1218	0,193	235	-	-	-
Ограничитель перенапряжений ОПН-П-35/40,5	шт	12	69	828	0,193	160	-	-	-
Силовой трансформатор ТДНС-16000/35	шт	2	23169	46338	0,193	8943	367418	3884	-
Линия электропередачи 2хАС-3х(120/19) на ж/б опорах	км	13,5	5770	77895	0,152	11840	995271	10521	-
Итого	-	-	-	146050		24994	1362689	14406	39399

Таблица 4.14

Определение технико-экономические параметров для схемы внешнего электроснабжения предприятия классом 110 кВ

Тип	Ед. изм.	Кол-во	Ст-сть единицы тыс.руб	, тыс.руб	, 1/год	, тыс.руб/ год	Потери кВтч/год	, тыс.руб/ год	Прив. затр., тыс.руб/ год
Разъединитель горизонтально-поворотный РДЗ1-110, 1000 А	шт	8	2735	21880	0,193	4223	-	-	-
Разъединитель горизонтально-поворотный РДЗ2-110 1000 А	шт	4	2872	11487	0,193	2217	-	-	-
Выключатель с элегазовой изоляцией ВЭБ-110, 1250 А	шт	4	3481	13924	0,193	2687	-	-	-
Ограничитель перенапряжений ОПН-П-110/88	шт	12	232	2785	0,193	537	-	-	-
Ограничитель перенапряжений ОПНН-П-110/56	шт	2	221	442	0,193	85	-	-	-
Заземляющий нож ЗОН-110М	шт	2	1229	2458	0,193	474	-	-	-
Трансформатор напряжения с элегазовой изоляцией 3хЗНОГ-110У1	шт	2	2782	5564	0,193	1074	-	-	-
Силовой трансформатор ТДН-16000/110У1	шт	2	36657	73314	0,193	14150	328211	2839	-
Линия электропередачи 2хАС-3х(70/11) на ж/б опорах	км	13,5	7038	95013	0,152	14442	186581	1614	-
Итого	-	-	-	226867	-	39890	514792	4452	44342

Для выбора наилучшего варианта схемы внешнего электроснабжения сравним технико-экономические показатели рассмотренных вариантов схем. Результаты сведём в таблицу 4.15.

Таблица 4.15

Технико-экономические показатели рассматриваемых вариантов

Вариант схемы	Капиталь-ные затраты К, тыс. руб.	Приведённые капитальные затраты ?КiЕi, тыс. руб/год.	Потери электроэнергии ДА, МВт•ч/год	Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год	Годовые приведённые затраты, тыс. руб./год
U = 35 кВ	146050	24994	1363	14406	39399
U = 110 кВ	226867	39890	515	4452	44342

Разница в годовых приведённых затратах для рассматриваемых вариантов составляет 11,2%, что не превышает 15%, поэтому принято решение осуществлять внешнее электроснабжение рассматриваемого предприятия на напряжении 110 кВ, так как данный вариант имеет ряд преимуществ по сравнению с вариантом на 35 кВ:

- выше величина номинального напряжения;

- меньшее расходование проводов ВЛ;

- возможность перспективного развития электрических сетей предприятия.

Выводы по разделу четыре

Выбрана величина номинального напряжения схемы внешнего электроснабжения рассматриваемого завода равная 110 кВ по результатам сравнения величин приведенных затрат для двух классов напряжений номиналами 35 кВ и 110 кВ. Схема внешнего электроснабжения выполнена по схеме 110-4Н с применением коммутационного и контрольно-измерительного оборудования с элегазовой изоляцией, а также предусмотрена возможность учёта электрической энергии на стороне 110 кВ посредством предустановленного трансформатора напряжения ЗНОГ-110 У1.

5. Расчёт токов короткого замыкания

С целью выбора электрооборудования схемы внутризаводского электроснабжения и его последующей проверки и на термическую электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания, а также выполнение выбора уставок релейной защиты и автоматики произведем расчет токов короткого замыкания в максимальных режимах сети методом относительных единиц. К такому режиму относится состояние системы электроснабжения, когда один из силовых трансформаторов ГПП отключен и все потребители запитаны посредством секционного выключателя. Принципиальную электрическую схему (а) и схему замещения (б), в которой все элементы сети будут заменены их эквивалентными сопротивлениями, для определения токов короткого замыкания представим на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Принципиальная схема (А) и схема замещения (Б) для определения токов КЗ

Расчёт токов КЗ производим в следующих точках:

- К₁ и К₂ - в схеме внешнего электроснабжения предприятия;

- К₃ - на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанции;

- К₄ - на сборных шинах 0,4 кВ цеховой трансформаторной подстанции ТП-14.

В таблице 5.1 представим справочные данные о кабельных линиях и трансформаторах схемы электроснабжения завода.

Таблица 5.1

Параметры элементов схемы электроснабжения

Кабельная линия	Марка кабеля	L, км	, Ом/км	, Ом/км	Ссылка
ГПП - СД	АПвЭКП-10 (3х50)	0,269	0,137	0,822	[11]
ГПП - ТП14	АПвЭКП-10 (3х35)	0,483	0,143	1,113	[11]
Трансформатор	Тип трансформатора	, кВ•А		, кВт
Т1	ТДН	16000	10,5	83,0	[14]
ТП-14	ТМГ	1000	5,5	10,8	[5]
Двигатель	Тип двигателя	, кВт
СД	СТД	1250	0,90	5	[2]

Эквивалентные сопротивления, представленные на рисунке 5.1 (б), определяются в относительных единицах, с учётом заданной базисной мощности 1000 МВ•А и базисного напряжения ступени системы электроснабжения, на которой производится определение токов короткого замыкания (таблица 5.2).

Таблица 5.2

Определение эквивалентных сопротивлений схемы замещения, представленной на рисунке 5.1 (б)

Расчетное выражение	Расчетное значение
1	2
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	о.е.

Путем комплексного преобразования эквивалентных сопротивлений элементов системы электроснабжения, представленных на рисунке 5.1 (б), изобразим на рисунке 5.2 схему замещения для определения тока КЗ в точке K₃.



Рисунок 5.2 Схема замещения для расчета токов КЗ в точке К₃

Наличие в составе электроприёмников синхронных двигателей необходимо учитывать при определении токов короткого замыкания в точке К₃. В таблице 5.3 приведён расчёт токов КЗ в электрической сети в точке К3.

Таблица 5.3

Расчёт токов КЗ в электрической сети в точке К3

Расчетное выражение	Расчетное значение
	кА
	кА
	кА
	кА
	МВ•А

При нахождении величины тока короткого замыкания в точке K₄ влияние синхронных двигателей учитываться не будет, а в качестве источника питания будет выступать только энергосистема. В таблице 5.4 приведён расчёт токов КЗ в электрической сети в точке К4.

Таблица 5.4

Расчёт токов КЗ в электрической сети в точке К4

Расчетное выражение	Расчетное значение
1	2
	о.е.
	о.е.
	о.е.
	кА
	кА
	МВ•А

Результаты расчетов токов КЗ в электрической сети в точках К1 - К4 представим в сводной таблице 5.5.

Таблица 5.5

Сводные данные расчётов токов КЗ в точках К1 - К4

Параметр	К1	К2	К3	К4
, МВ·А	2500,0	1175,2	167,0	15,6
, кА	12,6	5,9	9,2	22,6
, кА	30,5	15,1	24,7	51,1

Выводы по разделу пять

Произведён расчет токов короткого замыкания на сборных шинах 10 кВ понизительной подстанции предприятия и в сети 0,4 кВ цеховой ТП-14.

6. Выбор электрооборудования схемы электроснабжения

6.1 Комплектация ЗРУ-10 кВ

Распределительное устройство 10 кВ выполняется закрытого типа (ЗРУ) и оснащается комплектными ячейками «Классика» серии D-12P серийно выпускаемые ООО «ЭТЗ «Вектор» [24]. По своему назначению ячейки D-12P подразделяются на:

- вводные ячейки, укомплектованные вакуумными выключателями BB/TEL и измерительными трансформаторами тока ТОЛ-10;

- секционные ячейки, укомплектованные вакуумными выключателями BB/TEL и измерительными трансформаторами тока ТОЛ-10;

- ячейки отходящих линий, укомплектованные вакуумными выключателями BB/TEL, измерительными трансформаторами тока ТОЛ-10 и ограничителями перенапряжений ОПН-РТ/TEL-10/12;

- измерительные ячейки, укомплектованные антирезонансными трансформаторами напряжения типа НАМИ-10;

- ячейки трансформаторов собственных нужд, укомплектованные трансформаторами марки ТЛС.

Расчётные величины и технические характеристики принимаемого к установке коммутационного и измерительного электрооборудования для комплектации ячеек серии D-12P представлено в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Выбор оборудования РУНН подстанции

Назначение ячейки	Параметры сети	Серия КРУ	Вакуумный выключатель	ТТ
	Iраб.макс, А	, кА	iуд, кА	Тип ячейки	Изготовитель	Тип	Изготовитель	Тип	Изготовитель
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Токопровод ГПП - ЗРУ-10	1010	9,2	24,7	КТЕА-10 Iн = 1,6 кА iд = 102кА	ПФ [30]	-	-	-	-
Вводная	1293	9,2	24,7	D-12P	ЭТЗ «Вектор» [24]	BB/TEL Iн = 1,6 кА Iо = 20 кА	ТЭ [25]	ТОЛ-10 1,5 кА	СЗТТ [26]
Секционная	905					BB/TEL Iн = 1,0 кА Iо = 20 кА		ТОЛ-10 1,0 кА
Отходящие линии:						BB/TEL Iн = 0,63 кА Iо = 20 кА
ГПП-ТП2	210							ТОЛ-10/300А
ГПП-ТП3	141							ТОЛ-10/150А
ГПП-ТП6	67							ТОЛ-10/75А
ГПП-ТП9	67							ТОЛ-10/75А
ГПП-ТП12	61	9,2	24,7	D-12P	ЭТЗ «Вектор» [24]	BB/TEL Iн = 0,63 кА Iо = 20 кА	ТЭ [25]	ТОЛ-10/75А	СЗТТ [26]
ГПП-ТП13	34							ТОЛ-10/50А
ГПП-ТП14	54							ТОЛ-10/75А
ГПП-ИП	180							ТОЛ-10/200А
ГПП-ПЧ	139							ТОЛ-10/150А
ГПП-СД	80							ТОЛ-10/100А
1	11	12	13	14	15	16	17	18
Вводная	-	-	-	-	НАМИ-10 ПКН-001	РЭТЗ Энергия [17]	ТЛС-16 ПКТ-10 6 А	СЗТТ [29]
Секционная	-	-	-	-
Отходящие линии	ТЗРЛ 200	СЗТТ [27]	ОПН-РТ/TEL-10/12	ТЭ [28]

Примечание: ТЭ - Таврида Электрик, СЗТТ - Свердловский завод трансформаторов тока, ЭТЗ «Вектор» - Электротехнический завод «Вектор», ПФ - Производственная фирма «КТП-Урал».

На рисунке 6.1 представим схемы подключения измерительных устройств в цепях трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, устанавливаемых на стороне 10 кВ подстанции.

Рисунок 6.1 Схемы подключения измерительных приборов в цепях трансформатора напряжения (1) и трансформатора тока (2)

6.2 Выбор комплектных трансформаторных подстанций

На предприятии приняты к установке КТП производства Челябинского завода электрооборудования [31]. Данные КТП выполняются с односторонним обслуживанием и комплектуются ранее выбранными трансформаторами типа ТМГ единичной мощностью 400, 630, 1000 кВ·А.

На вводе магистрально подключенных цеховых ТП с трансформаторами мощностью до 630 кВ•А принимаются к установке ячейки серии КСО 366-02-400У3, укомплектованные автогазовыми выключателями нагрузки ВНА-10 c предохранителями ПКТ-10 [32], а остальные КТП укомплектованы ячейками КСО-203-08-630У3 с вакуумными выключателями BB/TEL [33]. Этот выбор обусловлен необходимостью обеспечения селективности с защитами смежных участков.

В таблицах 6.2 и 6.3 произведём выбор основного оборудования КТП.

Таблица 6.2

Выбор оборудования РУ-10 кВ КТП

№ ТП	Параметры сети	Ячейки
	Iраб.макс, А	, кА	iуд, кА	Тип ячейки	Изготовитель
1	2	3	4	5	6
ТП1	80,8	9,8	26,2	КСО 203-08-630У3	ЧЗЭО [33]
ТП2	80,8	9,8	26,2	КСО 203-08-630У3	ЧЗЭО [33]
ТП3	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП4	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП5	80,8	9,8	26,2	КСО 203-08-630У3	ЧЗЭО [33]
ТП6	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП7	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП8	50,9	9,8	26,2	КСО 203-08-630У3	ЧЗЭО [33]
ТП9	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП10	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП11	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
ТП12	32,3	9,8	26,2	КСО 366-02-400У3	ЧЗЭО [32]
№ ТП	Каталожные данные
	Коммутационный аппарат	Трансформатора тока
	Тип	Изготовитель	Iном, А	Iотк.ном, кА	Тип ТТ	Изготовитель	Ктт	Класс точности
1	7	8	9	10	11	12	13	14
ТП1	BB/TEL-10	ЧЗЭО [33]	630	20	ТОЛ-10	СЗТТ [25]	100/5	0,5/10Р
ТП2	BB/TEL-10	ЧЗЭО [33]	630	20	ТОЛ-10	СЗТТ [25]	100/5	0,5/10Р
ТП3	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП4	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП5	BB/TEL-10	ЧЗЭО [33]	630	20	ТОЛ-10	СЗТТ [25]	100/5	0,5/10Р
ТП6	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
1	7	8	9	10	11	12	13	14
ТП7	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП8	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		80	-	-	-	-	-
ТП9	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП10	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП11	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-
ТП12	ВНА-10	ЧЗЭО [32]	400	-	-	-	-	-
	ПКТ-10		50	-	-	-	-	-

Таблица 6.3

Выбор автоматических выключателей и трансформаторов тока, устанавливаемых в РУ-0,4 кВ КТП

№ ТП	Трансформатор	Назначение ячейки	Параметры сети
	Тип	Изготовитель	Sт.н, кВ•А		Iраб.макс, А	, кА	iуд, кА
1	2	3	4	5	6	7	8
ТП1	ТМГ	ПКТ [5]	1000	Вводная	2020	25,8	58,3
				Секционная	1414	25,8	58,3
ТП2	ТМГ	ПКТ [5]	1000	Вводная	2020	25,8	58,3
				Секционная	1414	25,8	58,3
ТП3	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП4	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП5	ТМГ	ПКТ [5]	1000	Вводная	2020	25,8	58,3
				Секционная	1414	25,8	58,3
ТП6	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП7	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП8	ТМГ	ПКТ [5]	630	Вводная	1273	16,1	36,5
				Секционная	891	16,1	36,5
ТП9	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП10	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП11	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП12	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП13	ТМГ	ПКТ [5]	400	Вводная	808	12,3	27,7
				Секционная	566	12,3	27,7
ТП14	ТМГ	ПКТ [5]	1000	Вводная	2020	22,6	51,1
№ ТП	Каталожные данные
	Автоматические выключатели	Трансформаторы тока
	Тип АВ	Изготовитель	Iв.ном, А	Iотк.ном, кА	Iвкл.макс, кА	Тип ТТ	Изготовитель	Ктт	Класс точности
1	9	10	11	12	13	14	15	16	17
ТП1	Masterpact NW25Н1	SE [34]	2500	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	2500/5	0,5
	Masterpact NW16H1	SE [34]	1600	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1500/5	0,5
ТП2	Masterpact NW25Н1	SE [34]	2500	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	2500/5	0,5
	Masterpact NW16H1	SE [34]	1600	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1500/5	0,5
ТП3	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП4	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП5	Masterpact NW25Н1	SE [34]	2500	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	2500/5	0,5
	Masterpact NW16H1	SE [34]	1600	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1500/5	0,5
ТП6	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП7	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП8	Masterpact NW16N1	SE [34]	1600	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1500/5	0,5
	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
ТП9	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП10	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП11	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
1	9	10	11	12	13	14	15	16	17
ТП12	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП13	Masterpact NW10N1	SE [34]	1000	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	1000/5	0,5
	Masterpact NW08N1	SE [34]	800	42	88	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	750/5	0,5
ТП14	Masterpact NW25Н1	SE [34]	2500	65	143	ТШЛ-0,66	СЗТТ [35]	2500/5	0,5

Примечание: ПКТ - Производственная компания «Трансформер», СЗТТ - Свердловский завод трансформаторов тока, SE - Schneider Electric

6.3 Выбор комплектных токопроводов

Для соединения ввода 10 кВ силового трансформатора главной понизительной подстанции предприятия, располагаемого на открытом распределительном устройстве, со сборными шинами 10 кВ закрытого распределительного устройства применяется комплектное решение в виде токопровода.

В таблице 6.4 представим сравнение технических параметров выбранного токопровода с расчётными значениями.

Таблица 6.4

Выбор комплектного токопровода

Параметры сети	Токопровод
Iраб.макс, А	, кА	iуд, кА	Тип	Изготовитель	Каталожные данные
					Iном, А	, кА	iд, кА
1293	9,2	24,7	КТЕА-10	ПФ «КТП-Урал» [30]	1600	40	102

6.4 Выбор кабелей по термической стойкости

Изначально производится выбор КЛ по методике, изложенной в пункте 3 пояснительной записки, по выражениям (3.1) - (3.7). Для окончательного принятия решения по величине сечения КЛ, необходимо проверить его термическую стойкость к токам короткого замыкания. Для определения длительности короткого замыкания на рисунке 6.2 изобразим карту селективности. Основные положения выбора кабелей 10 кВ по термической стойкость установлены ГОСТ Р 52736-2007 [36]. Согласно данному стандарту [36, п.6.3.6] в тех случаях, когда для кабелей известны значения односекундного тока термической стойкости, их проверку на термическую стойкость допустимо проводить путём сравнения интеграла Джоуля с квадратом односекундного тока термической стойкости.

Рисунок 6.2 Карта селективности

Термическая стойкость кабеля обеспечивается при выполнении условия

(6.1)

Величина теплового импульса тока короткого замыкания находится по выражению

(6.2)

где t_р.з - время действия максимальной токовой защиты, с;

t_о.в - полное время отключения выключателя, с;

T_а - время протекания апериодической составляющей тока КЗ, с.

В таблице 6.5 представим выполненные расчёты по выражениям (6.1) - (6.2) с целью определения термически стойких сечений кабельных линий 10 кВ.

Таблица 6.5

Выбор сечений кабельных линий 10 кВ по термической стойкости

КЛ	, кА	, с	, с	, с		, кА	, мм2	, кА	, мм2
ГПП - ТП	9,2	0,6	0,06	0,12	65,9	79,21	95	104,04	50
ГПП - ПЧ	9,2	0,8	0,06	0,12	82,8	127,69	120	201,64	70
ГПП - ИП	9,2	0,8	0,06	0,12	82,8	127,69	120	201,64	70
ГПП - СД	9,2	0,0	0,06	0,12	15,2	22,09	50	26,01	25

В таблице 6.6 выполним сравнение термически стойких сечений кабельных линий (таблица 6.5) с ранее принятыми (таблица 3.1).

Таблица 6.6

Выбор кабельных линий

Кабельная линия	Ранее принятая площадь сечения КЛ, мм2	Площадь термически устойчивого сечения КЛ, мм2	Марка и площадь сечения принятой к установке КЛ
ГПП-ТП2	70	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП2-ТП1	35	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП1-ТП8	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП3	35	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП3-ТП4	35	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП4-ТП5	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП6	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП6-ТП7	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП9	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП9-ТП10	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП12	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ТП12-ТП11	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП13	25	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ТП14	35	95	АПвЭКП-10 (3х95/50)
ГПП-ИП	95	120	АПвЭКП-10 (3х120/70)
ГПП-ПЧ	70	120	АПвЭКП-10 (3х120/70)
ГПП-СД	50	50	АПвЭКП-10 (3х50/25)

Выводы по разделу шесть

В данном разделе выполнен выбор коммутационных и контрольно-измерительных аппаратов в СЭС завода металлоконструкций.

7. Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности

Основной целью данного раздела является определение места установки и номинальной мощности компенсирующих устройств. В основе методики расчета лежит определение затрат на генерацию и передачу реактивной мощности от её источников. В качестве источников реактивной мощности на предприятии выступает энергосистема, низковольтные и высоковольтные батареи конденсаторов, синхронные двигатели, которые представлены на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 Схема замещения СЭС для выбора компенсирующих устройств

Величину активного сопротивления кабельных линий, представленных на рисунке 7.1, возможно определить по выражению

(7.1)

Величину активного сопротивления трансформаторов цеховых трансформаторных подстанции, представленных на рисунке 7.1, возможно определить по выражению

(7.2)

где - мощность короткого замыкания трансформатора, Вт;

- номинальная мощность трансформатора, В•А.

В таблице 7.1 представим расчёты по формулам (7.1) - (7.2) с целью определения начальных данных необходимых для выбора компенсирующих устройств.

Таблица 7.1

Исходные данные для расчета компенсации реактивной мощности

Трансформаторная подстанция	, кВ•А	, квар	, квар	, Ом	, Ом
ТП-1	1000	428	34	1,08	0,06
ТП-2	1000	471	34	1,08	0,09
ТП-3	400	207	13	3,50	0,21
ТП-4	400	207	13	3,50	0,06
ТП-5	1000	418	31	1,08	0,13
ТП-6	400	95	14	3,50	0,16
ТП-7	400	95	14	3,50	0,16
ТП-8	630	210	25	1,91	0,11
ТП-9	400	156	14	3,50	0,54
ТП-10	400	156	14	3,50	0,10
ТП-11	400	118	11	3,50	0,67
ТП-12	400	93	14	3,50	0,26
ТП-13	400	160	14	3,50	0,45
ТП-14	1000	389	55	1,08	0,54
Итого	-	3202	298	-	-

Удельная стоимость годовых потерь активной мощности при передаче реактивной мощности по электрическим сетям

(7.3)

где - дополнительная ставка за потреблённую электрическую энергию, руб/кВт·ч [22];

- основная ставка за заявленную максимальную годовую мощность, руб/(кВт·год) [22];

- коэффициент, учитывающий отношение потерь активной нагрузки завода во время максимальной активной мощности генерирующей системы к наибольшим потерям активной нагрузки предприятия;

- поправочный коэффициент.

Определение затрат на выработку реактивной мощности низковольтными и высоковольтными конденсаторными установками производится по выражениям

(7.4)

(7.5)

где - удельная стоимость НБК;

- удельная стоимость ВБК;

- индекс изменения сметной стоимости [37];

- удельные потери в НБК, кВт/Мвар;

- удельные потери в ВБК, кВт/Мвар.

В таблице 7.2 представим параметры синхронных двигателей как источников реактивной мощности.

Таблица 7.2

Параметры синхронных двигателей

Синхронный двигатель	Марка	, кВ	, МВт	, Мвар	, шт	, об/мин	, кВт	, кВт
СД	СТД	10	1,25	0,63	4	3000	3,50	4,92

Величина располагаемой реактивной мощности синхронных двигателей определяется по формуле

(7.6)

Величину затрат на генерацию реактивной мощности СД найдём по выражению

(7.7)

(7.8)

где , - величины, которые характеризуют потери активной мощности в синхронных двигателях.

Величина реактивной мощности, генерируемая синхронными двигателями

(7.9)

(7.10)

В таблице 7.3 представим расчёты, выполненные по выражениям (7.3) - (7.10), с целью определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями.

Значение коэффициента реактивной мощности, задаваемое предприятию энергосистемой, определяется по выражению

(7.11)

где Q_эс - реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы предприятию, квар.

Таблица 7.3

Определение оптимальной реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями

Синхронный двигатель	, руб/кВт	, руб/Мвар	, Мвар	, руб/Мвар	, руб/Мвар	, Ом	Qсд.i, Мвар
СД	23717	129865	3,19	131763	73500	0,37	0 (-0,01)

Величина оптимальной реактивной мощности, передаваемая от энергосистемы в сеть предприятия, определяется как наименьшая из двух значений, определяемых по формулам

(7.12)

(7.13)

где б = 0,5 - предельное значение коэффициента реактивной мощности [13];

К_нр = 0,90 - коэффициент, учитывающий несовпадение максимума реактивной мощности предприятия и энергосистемы.

Расчет величины tgц_э по выражениям (7.11) - (7.13) представим в таблице 7.4.

Таблица 7.4

Определение коэффициента реактивной мощности, задаваемого предприятию энергосистемой

, кВт	, квар	, квар		, квар	, квар	, квар	tgцэ
15010	11392	3192	0,85	7505	8763	6004	0,50

С целью определения оптимальных реактивных мощностей, вырабатываемых НБК, определим эквивалентные сопротивления трансформаторов цеховых подстанций, на которых они устанавливаются, для этого на рисунке 7.2 представим расчётные схемы.

Рисунок 7.2 Расчетные схемы при радиальном (а) и магистральном (б) подключении источников реактивной мощности к СШ ГПП

При радиальном соединении цеховых трансформаторных подстанций, представленных на рисунке 7.2 (а), эквивалентное сопротивление будет определяться по следующей формуле

(7.14)

В случае магистрального соединения цеховых ТП, представленных на рисунке 7.2 (б), эквивалентные сопротивления и проводимости будут определяться по следующим формулам

(7.15)

(7.16)

(7.17)

Величина реактивной мощности, вырабатываемая НБК, при условии подключения к сборным шинам 10 кВ главной понизительной подстанции предприятия ВБК определяется по формуле

(7.18)

(7.19)

где - затраты на выработку реактивной мощности ВБК, руб/Мвар;

- затраты на выработку реактивной мощности НБК, руб/Мвар;

- расчётный коэффициент, кВ^-2;

- удельная стоимость годовых потерь активной мощности при передаче реактивной мощности по электрическим сетям, руб/кВт.

По выражениям (7.14) - (7.19) выполняются расчёты по определению экономически целесообразных мощностей НБК, подключаемым к сборным шинам 0,4 кВ соответствующих цеховых трансформаторных подстанция. Результаты выбора компенсирующих устройств по рассматриваемому предприятию представлены в таблице 7.5. Стоит учесть, если расчетная величина экономически целесообразной мощности получилась отрицательной, то окончательно её значение принимается равным нулю.

Таблица 7.5

Выбор устройств компенсации реактивной мощности

Точка подключения БК	, Ом	, Мвар	, квар	, квар	Марка компенсирующего устройства [38]	, квар
		расчетная величина	принятая величина
КТП-1	1,39	0,259	0,259	0	259	УКМ63-0,4-250-50	250
КТП-2	1,29	0,286	0,286	0	286	УКМ63-0,4-300-50	300
КТП-3	4,47	0,158	0,158	0	158	УКМ63-0,4-150-50	150
КТП-4	4,75	0,161	0,161	0	161	УКМ63-0,4-175-25	175
КТП-5	1,64	0,378	0,378	0	378	УКМ63-0,4-400-50	400
КТП-6	3,81	0,035	0,035	161	195	УКМ63-0,4-200-50	200
КТП-7	3,99	0,038	0,038	161	199	УКМ63-0,4-200-50	200
КТП-8	4,63	0,174	0,174	228	401	УКМ63-0,4-400-50	400
КТП-9	4,57	0,108	0,108	2	110	УКМ63-0,4-125-25	125
КТП-10	4,69	0,109	0,109	2	111	УКМ63-0,4-125-25	125
КТП-11	4,74	0,070	0,070	0	70	УКМ63-0,4-75-25	75
КТП-12	3,98	0,036	0,036	163	199	УКМ63-0,4-200-50	200
КТП-13	3,95	0,102	0,102	0	102	УКМ63-0,4-100-25	100
КТП-14	1,62	0,270	0,270	171	441	УКМ63-0,4-450-50	450
Итого	2,183	-	-	Итого	3125
СШ1, 10 кВ	-	0,067	0,067	-	-	-	-
Итого	-	-	2,250	888	3138	-	3150

Определение расчётных коэффициентов реактивной мощности представим в таблице 7.6.

Таблица 7.6

Определение расчётных коэффициентов реактивной мощности

Расчетное выражение	Расчетное значение
	кВт.

Выводы по разделу семь

Выполнено определение номинальных мощностей компенсирующих устройств и места их установки в системе электроснабжения завода металлоконструкций.

8. Расчёт показателей качества напряжения в узлах СЭС

8.1 Определение коэффициента искажения синусоидальности напряжения

Наличие в составе электроприёмников преобразователей частоты и индукционных печей приводит к несинусоидальности напряжения питающей сети. Несинусоидальность напряжения с точки зрения качества электроэнергии характеризуется таким показателем как коэффициент искажения синусоидальности напряжения, величину которого рассчитаем в данном разделе.

На рисунке 8.1 (а, б) представим электрическую принципиальную схему и схему замещения с обозначением эквивалентных сопротивлений и источников искажения, для определения величины коэффициента искажения синусоидальности напряжения.

Рисунок 8.1 Электрическая принципиальная схема (а) и схема замещения (б) для расчета показателей качества

Расчет параметров элементов, размещаемых на схеме замещения (рисунок 8.1, б), производится по следующим выражениям, представленным в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Определение параметров элементов схемы замещения

Расчетный параметр	Расчетное значение
1	2
[2]
[2]
[2]
[2]
[2]
[39], где kнУ=0,9 - для н=5 и н=7 и kнУ =0,75 для н=11 и н=13.
[39]
[39]

В зависимости от типа источника искажения в сеть генерируются различные по кратности гармонические составляющие:

- для преобразователей частоты - это гармоники кратные 5, 7, 11, 13;

- для индукционных установок - это гармоники кратные 5, 7, 11, 13.

В таблицу 8.2 занесем величины эквивалентных сопротивлений элементов схемы замещения и величины эквивалентных токов, генерируемых источниками искажения, определенные по выражениям, указанным в таблице 8.1.

Таблица 8.2

Расчет численных значений элементов схемы замещения

	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	, А
5	0,16	0,20	0,29	4,05	55,77	14,04	-7,00	58,22
7	0,22	0,28	0,41	5,67	78,08	19,66	-5,00	41,59
11	0,34	0,44	0,64	8,91	122,70	30,89	-3,18	22,05
13	0,41	0,52	0,75	10,53	145,01	36,50	-2,69	18,66

Путём эквивалентных преобразований элементов схемы замещения, представленной на рисунке 8.1 (б), составим преобразованную схему замещения и разместим её на рисунке 8.2.

Рисунок 8.2 Этапы преобразования схемы замещения

Определим эквивалентные сопротивления схем замещения на каждом этапе преобразования

(8.1)

(8.2)

(8.3)

Напряжения на СШ1 определяется по формуле

 (8.4)

Величина коэффициента искажения синусоидальности напряжения может быть определена по формуле

(8.5)

В таблице 8.3 представим эквивалентные сопротивления элементов схемы замещения, представленной на рисунке 8.2, определенные по выражениям (8.1) - (8.5).

Таблица 8.3

Определение гармоник напряжения и коэффициентов искажения синусоидальности напряжения

	, Ом	, Ом	, Ом	, В	, %
5	0,84	0,82	0,81	46,08	1,44
7	1,18	1,15	1,14	46,08
11	1,85	1,81	1,79	40,83
13	2,19	2,13	2,12	40,83

Расчетное значение коэффициента искажения синусоидальности напряжения на шинах СШ1 не превышает допустимых значений, а именно: [39].

8.2 Определение величины провала напряжения

На рисунке 8.4 представим схему замещения для определения напряжения на зажимах высоковольтного двигателя.

Рисунок 8.4 Схема замещения для определения провала при пуске высоковольтного двигателя

В таблице 8.5 выполним расчетные операции для нахождения величины провала напряжения.

Таблица 8.5

Определение величины провала напряжения

[41]	кВ•А.
[41]	кВ•А.
[41]	.
[41]	кВ
[41]

Расчетная величина провала напряжения не превышает допустимого значения провала напряжения на СШ 10 кВ, которое составляет 20 % при совместном подключении запускаемых двигателей с осветительными нагрузками [41].

Выводы по разделу восемь

Определены коэффициент искажения синусоидальности напряжения величиной 1,44%, а также величина провала напряжения, которая составляет 6,9%. Все рассмотренные показатели качества не превышают допустимых значений.

Заключение

В курсовом проекте выполнен расчет электрических нагрузок завода металлоконструкций, согласно усовершенствованному методу упорядоченных диаграмм, который позволил разработать схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.

Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения оценивался по формуле Стилла, с последующим определением оптимального варианта исходя из минимума приведенных затрат, в результате чего оптимальным напряжением для внешнего электроснабжения принято 110 кВ. Схема внешнего электроснабжения 110-4Н выполнена на базе коммутационных и измерительных аппаратов с элегазовой изоляцией. Выбраны мощность, количество и место установки цеховых трансформаторов с современными трансформаторами типа ТМГ, обеспечивающими минимальные затраты при эксплуатации, малые габариты ТП и высокую надежность работы подстанций.

Распределение электрической энергии внутри предприятия осуществляется на напряжении 10 кВ по смешанной схеме, обеспечивающей оптимальные режимы работы электрической сети, надлежащее качество электроэнергии и надежность. Учитывая климатические условия, характеристики грунта и плотность застройки было принято решение прокладывать кабельные линии преимущественно в траншеях. В качестве проводника использовались кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена марки АПвЭКП-10 с сечением 50, 95, 120 мм².

В проекте уделено внимание вопросу компенсации реактивной мощности. Выбор оптимального местоположения и мощности компенсирующих устройств позволил оптимизировать режимы работы электрической сети и, как следствие, улучшить экономические показатели ее работы.

В результате проведенных расчетов была спроектирована система электроснабжения завода металлоконструкций, отвечающая необходимым требованиям по качественному и надёжному электроснабжению.

Библиографический список

1 Кудрин, Б.И. Электроснабжение: учебник / Б.И. Кудрин. М.: Издательский центр «Академия», 2012. 352 с.

2 Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г. Барыбина. М.: Энергоатомиздат, 1990. 576 с.

3 РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. М.: Тяжпромэлектропроект, 1992. 12 с.

4 СП 52.13330.2016. Естественное и искусственное освещение. М.: Изд-во стандартов, 2016. 75 с.

5 Технические характеристики трансформаторов ТМГ. https://trf-ural.ru/files/catalog/upload.pdf.

6 Рекомендации по проектированию систем внутрицехового электроснабжения с параллельной работой трансформаторов КТП. М.: Тяжпромэлектропроект, 1992. 24 с.

7 Правила устройства электроустановок. 7-е изд., перераб. и доп. Челябинск: ООО «Центр безопасности труда», 2006. 848 с.

8 Технические параметры трансформаторов производства Уралэлектротяжмаш. https://silovoytransformator.ru/6-10-kv/ts-tsz-tszs-tsp-tszp-trsdp-ospch-tszpu-uralelektrotyazhmash.htm.

9 Электрооборудование и автоматика электротермических установок: (Справочник) / Альтгаузен А.П., Бершицкий И.М., Бершицкий М.Д., и др.; Под ред. А.П. Альтгаузена, М.Д. Бершицкого, М.Я Смелянского, В.М. Эдемского. М.: Энергия, 1978. 304 с.

10 НТП ЭПП-94. Нормы технологического проектирования. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. М.: Изд-во стандартов, 1994. 48 с.

11 Руководство по эксплуатации силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6-35 кВ. https://e-lektra.com.ua/images/katalogi/Uzkabel/Silovoj-kabel-rykovodstvo-35.pdf.

12 СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. https://in.minenergo.gov.ru/upload/iblock/5d4/5d4e8f7340bcd27a645f1ed8311b716a.pdf.

13 Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 23 июня 2015 г. №380 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии. https://normativ.kontur.ru/document?moduleId=1&documentId=256534.9.

14 Номенклатурный каталог ООО «Тольяттинский трансформатор. http://www.transformator.com.ru/upload/iblock/092/Katalog_TT_2020.pdf.

15 Вакуумные выключатели ВБЭТ 35 кВ. http://www.kontakt-saratov.ru/vakuumny_35/vikl_vbet/.

16 Разъединители наружной установки серии РДЗ на 35 - 220 кВ. http://www.zeto.ru/download/1698/_35-220.pdf.

17 Антирезонансные трансформаторы напряжения серии НАМИ. https://www.ramenergy.ru/products.

18 Ограничители перенапряжений для сетей 3-750 кВ. https://opnzeu.ru/opn/

19 Выключатель элегазовый баковый типа ВЭБ-110. http://www.uetm.ru/ katalog-produktsii/item/veb-uetm-110/.

20 Трансформаторы напряжения типа ЗНОГ-110. http://www.zeto.ru/products_and_services/high_voltage_equipment/transformatory-napryajeniya-izmeritelnye-elegazovye/znog-110-u1-uhl1-transformator-napryajeniya-elegazovyy.

21 Заземлитель нейтрали силового трансформатора. https://zeto.ru/products_and_services/high_voltage_equipment/zazemliteli/zon-110-kv.

22 Тарифы на электрическую энергию для промышленных предприятий и приравненным к ним потребителям с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше в городе Самара. http://www.samaraenergo.ru/buyer/tariffreg/.

23 Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 17 января 2019 г. №10 «Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства. https://www.garant.ru/products/ipo/prime/ doc/72069240/.

24 Комплектные распределительные устройства напряжением 10 кВ «Классика» серии D-12P. http://tavrida.uplab.info/upload/iblock/58c/58c8243ccd87 cfeefe788c14cde28943.pdf.

25 Вакуумные выключатели серии BB/TEL. http://tavrida-ua.com/products/vacuumswitch.html.

26 Трансформаторы тока ТОЛ-10. http://www.cztt.ru/tol_10.html.

27 Разъёмный трансформатор тока для защиты. http://www.cztt.ru/tzrl_zashita.html.

28 Ограничители напряжения нелинейные ОПН-РТ. https://www.tavrida.com/upload/iblock/95a/95a1cc016e5a6ad36f885319902f3a39.pdf

29 Трехфазный силовой трансформатор с литой изоляцией ТЛС. http://www.cztt.ru/TLS.html

30 Технический каталог №6. Токопровод КТЕА-10. http://ktp-ural.ru/wp-content/uploads/2017/06/ktp-ural-complete-current-carrying-type-ktea.pdf.

31 Комплектные трансформаторные подстанции внутренней установки. https://www.chelzeo.ru/catalog/ktp/ktp_vnutrenney_ustanovki/.

32 Камеры сборные одностороннего обслуживания КСО 366. https://www.chelzeo.ru/catalog/KSO_with_stationary_devices/kameri_sbornie_odnostoronnego_obsluzhivaniya_serii_kso-366/.

33 Камеры сборные одностороннего обслуживания КСО 203. https://www.chelzeo.ru/catalog/KSO_with_stationary_devices/kameri_sbornie_odnostoronnego_obsluzhivaniya_serii_kso-203/.

34 Автоматические выключатели на большие токи для передачи мощности Masterpact. http://www.schneider-electric.ru/ru/product-range/1007-masterpact-nw.

35 Шинные трансформаторы тока ТШЛ-0,66. http://www.cztt.ru/TSHL_066.html

36 ГОСТ Р 52736-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания. М.: Стандартинформ, 2007. 44 с.

37 Приложение №1 «Индексы изменения сметной стоимости на IV квартал 2020г.» к письму Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 12.11.2020 г. №45484-ИФ/09.

38 Каталог продукции ТОО «Усть-Каменогорский конденсаторный завод». https://www.ukkz.com/ru/catalog.

39 Иванов, В.С. Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий / В.С. Иванов, В.И. Соколов - М.: Энергоатомиздат, 1987. 336 с.

40 ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Изд-во стандартов, 2013. 26.

41 Овчаренко, А.С. Повышение эффективности электроснабжения промышленных предприятий: учебник / А.С. Овчаренко. Киев.: Техника, 1989. 287 с.

Размещено на Allbest.ru