Проект системы электроснабжения жилого микрорайона города

Расчеты проводим методом, основанным на методе симметричных составляющих.

Ток трехфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА,(6.1)

гдеU_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:

, мОм, (6.2)

где - активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.

Ударный ток трехфазного металлического КЗ, i_y определяется:

, кА,(6.3)

где - амплитудное значение периодической составляющей сверхпереходного тока трехфазного металлического КЗ, кА;

K_Y - ударный коэффициент [11].

Ток двухфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА,(6.4)

где - ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Однако следует отметить, что для сетей напряжением 0,4 кВ в большинстве случаев характерны дуговые КЗ, а не металлические, поэтому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, R_д, которое определяется по формуле:

, мОм,(6.5)

где Е_д - напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм из [11]);

L_д -длина дуги, мм из [11];

- ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги, находим по формуле:

,(6.6)

гдеU_H - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного

КЗ, мОм;

- суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

R_д - сопротивление дуги, мОм.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги, находится по формуле:

, кА, (6.7)

где - ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.

Ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,4 кВ, определяется:

, кА,(6.8)

гдеU_ф - фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;

Z_т - полное сопротивление питающего трансформатора, мОм;

Z_п,ф-0 -полное сопротивление петли фаза-ноль до точки КЗ, мОм, [11].

Сопротивление трансформатора, Z_T, мОм, при схеме соединения обмоток Д/Х-0 определяется по формуле:

, мОм,(6.9)

где X_T, R_T - сопротивления обмоток трансформатора, мОм.

Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Z_п,ф-0, мОм, определяется по формуле:

,(6.10)

где Z_{П,Ф-0,УД,I} - удельное сопротивление петли фаза-ноль каждого из

последовательно включенных участков сети, мОм/м из [11];

l - длина соответствующего участка сети, м.

Параметры элементов сети, для которой необходимо рассчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.

Для трансформатора:

- активное сопротивление

(6.11)

гдеДP_к - потери КЗ, кВт из [10];

U_ном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- реактивное сопротивление

, Ом,(6.12)

гдеU_к - напряжение КЗ, %.

Для кабельных линий:

- активное сопротивление R_К определим по формуле:

,(6.13)

гдеR_УД - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Реактивное сопротивление X_К определим по формуле:

(6.14)

гдеX_УД - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

6.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 10 кВ

Для расчета токов КЗ задаемся следующими исходными данными:

- ток короткого замыкания на шинах РП в точке К₀: I_кз0 = 7 кА.

Схема замещения для расчета тока металлического КЗ приведена на рис.6.1.

Таблица 6.1.1 Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Элемент	R0, Ом/км	Х0, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом
Система	-	-	-	-	0,86	0,86
W1	0,329	0,081	0,21	0,07	0,02	0,071
W2	0,329	0,081	0,34	0,11	0,03	0,12
W3	0,329	0,081	0,49	0,16	0,04	0,17
W4	0,329	0,081	0,25	0,08	0,02	0,08
W5	0,329	0,081	0,21	0,07	0,02	0,071

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

(8.1)

Для кабельной линии W1:

;

;

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1):

(кА).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):

Согласно формуле (6.4) определим ток двухфазного КЗ:

(кА).

Таблица 6.1.2 Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	iY	KY	I(3)КМ	I(2)КМ
	кА		кА	кА
К1	17,36	1,75	6,89	5,96
К2	14,5	1,54	6,54	5,66
К3	12,21	1,41	6,02	5,2
К4	10,4	1,26	5,74	4,97
К5	17,36	1,75	6,89	5,96
К6	15,23	1,59	6,65	5,75
К7	11,92	1,35	6,13	5,3
К8	10,4	1,26	5,74	4,97

6.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ

Определим параметры трансформатора по формулам (6.11) и (6.12):

(мОм)

(мОм)

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).

Для кабельной линии, питающей дом:

R_W1 = 200. 0,625= 125 (мОм);

Х_W1 = 200. 0,085 = 17 (мОм);

(мОм).

Для провода стояка подъезда:

R_W2 = 1,45. 30 = 43,5 (мОм);

Х_W2 = 0,099. 30 = 2,9 (мОм);

(мОм).

Для провода от щитка до розетки дальней комнаты:

R_W3 = 12,5. 15 = 187,5 (мОм);

Х_W3 = 0,12. 15= 1,5 (мОм);

(мОм).

Сопротивления на схеме замещения приведены в мОм.

Рассчитаем токи КЗ для точки К1:

(кА)

(мОм)

(кА)

(кА)

(кА)

(кА)

(мОм)

Расчет для остальных точек аналогичен и особых пояснений не требует.

Результаты расчетов представлены в табл.6.2.1

Таблица 6.2.1 Результаты расчета токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ

Точка	iy, кА	I(3)к.max, кА	I(3)к.min, кА	I(2)к.min, кА	I(1)к.min, кА
К1	53,98	24,06	20,35	20,83	19,38
К2	4,21	1,78	1,49	1,47	1,38
К3	3,21	1,29	1,21	1,11	1,05
К4	1,54	0,63	0,6	0,55	0,56

7. Выбор и проверка электрической аппаратуры

7.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

7.1.1 Выбор выключателей 10 кВ

Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различные режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующие КЗ.

Максимальный ток на стороне 10 кВ для с учетом длительно допустимой перегрузки составит:

В качестве коммутационного аппарата в ячейках КСО-393 установлен выключатель ВНА-10/630.

Выключатели нагрузки проверяются по условиям:

1) номинальному напряжению выключателя:

(7.1)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

2) номинальному току:

(7.2)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

3) амплитудное значение ударного тока (проверка выключателя на динамическую стойкость к токам к.з.):

(7.3)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

(7.4)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

В качестве коммутационного аппарата в ячейках КСО-298 установлен выключатель BB/TEL-10-20/1000 У2.

Вакуумные выключатели проверяются по условиям:

1) номинальному напряжению выключателя:

(7.5)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

2) номинальному току:

(7.6)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

3) амплитудное значение ударного тока (проверка выключателя на динамическую стойкость к токам к.з.):

(7.7)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

(7.8)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

7.1.2 Выбор трансформатора тока 10 кВ

Трансформаторы тока выбираются по условиям:

1) номинальному напряжению выключателя:

(7.9)

-для трансформатора тока ТОЛ-10;

2) номинальному току:

 (7.10)

Оптимальное значение тока лежит в пределах 1-100% от номинала первичной обмотки. Значит при номинальном токе 75 А:

А;

А.

3) амплитудное значение ударного тока

(7.11)

- для трансформатора тока ТОЛ-10;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

(7.12)

- для трансформатора тока ТОЛ-10;

7.1.3 Выбор ошиновки 10 кВ

В качестве ошиновки 10 кВ выбираем кабель АПвПу-10 1х70.

Шины выбираются по условиям:

1) номинальному току:

(7.13)



-допустимый ток для АПвПу-10 1х70;

.

2) термическую стойкость к токам к.з.(минимальное сечение ошиновки):

Ток КЗ на шинах 10 кВ: кА;

Время отключения тока КЗ на шинах 10 кВ: с;

Минимальное сечение проводника определяется из условия стойкости току КЗ:

(7.14)

где С - коэффициент, для алюминиевого проводника С=86.

мм².

7.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

7.2.1 Выбор выключателей 0,4 кВ

В качестве вводного выключателей выбираем автоматический выключатель нагрузки ВА55-41:

1) номинальному напряжению выключателя:

(7.15)

-для выключателя ВА55-41;

2) номинальному току:

(7.16)

-для вводного выключателя ВА55-41;

;

3) отключающей способности

(7.17)

Ток КЗ на шинах 0,4 кВ: кА;

-для вводного выключателя ВА55-41;

;

7.2.2 Выбор трансформаторов тока 0,4 кВ

Для организации учета выбираем трансформатор тока с номинальным током 1000 А на вводе 0,4 кВ.

Трансформатор тока выбирается по условиям:

1) номинальному напряжению:

(7.18)

кВ для трансформатора тока Т-0,66.

кВ.

2) номинальному току:

Оптимальное значение тока лежит в пределах 1-100% от номинала первичной обмотки. Значит при номинальном токе 1500 А (для вводного ТТ), 200 А (для отходящих линий №1,2,3), 100 А (для отходящих линий №4):

А; (7.19)

-максимальный ток на вводе 0,4 кВ;

А - для вводного трансформатора тока;

Согласно ПУЭ п.1.4.2 трансформаторы тока до 1 кВ по условиям короткого замыкания не проверяются.

7.2.3 Выбор ошиновки 0,4 кВ

В качестве жесткой ошиновки 0,4 кВ выбираем алюминиевые шины из электротехнического сплава АД31Т сечением 80х10 мм².

Шины выбираются по условиям:

1) номинальному току:

(7.20)

-допустимый ток ошиновки согласно [6]. таб.1.3.31;

.

2) термическую стойкость к токам к.з.(минимальное сечение ошиновки):

Ток КЗ на шинах 0,4 кВ: кА;

Время отключения тока КЗ на шинах 0,4 кВ: с;

Минимальное сечение проводника определяется из условия стойкости току КЗ:

; (7.21)

где С - коэффициент, для алюминиевого проводника С=86.

мм².

7.2.4 Выбор распределительных щитов

Щит 0,4 кВ в ТП состоит из панелей серии ЩО - 70, которые предназначены для комплектования распределительных устройств (щитов) с глухозаземленной нейтралью, служащих для приема, распределения электрической энергии, защиты от перегрузок и токов КЗ.

Панели выбираются по номинальным параметрам аппаратуры, тип соответствует назначении. Электродинамическая стойкость ошиновки 30 кА.

Выбор панелей ЩО - 70 представлен в таблице 9.10 для трех ТП.

Таблица 7.2.4 Выбор панелей ЩО - 70

Тип панели	Назначение	Номинальный ток, А
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250
ЩО 70-1-70	Секционная	1000 А
ЩО 70-1-94	Наружное освещение	-
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250
ЩО 70-1-42	Вводная (ввод 1)	1600 А
ЩО 70-1-42	Вводная (ввод 2)	1600 А

7.3 Выбор и расчет устройств РЗиА.

Для защиты линий 10 кВ от многофазных замыканий должна предусматриваться максимальная токовая защита (МТЗ).

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

, (7.22)

где К_н - коэффициент надежности;

К_сзп - коэффициент самозапуска;

К_В - коэффициент возврата;

I_раб. - максимальный рабочий ток линии, А.

Ток срабатывания устройства «Сириус-2Л» определим по формуле:

, (7.23)

где К_сх - коэффициент схемы;

К_I - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Коэффициент чувствительности отсечки определим по формуле:

, (7.24)

где - ток в конце защищаемой линии, кА.

Защиту будем выполнять по двухрелейной схеме. Трансформатор тока марки ТПЛ-10 с К_I=500/5. Защиту будем строить на основе «Сириус-2Л».

Токовая отсечка:



Рассчитаем параметры МТЗ:

Проверяем чувствительность:

, защита эффективна по [8].

Селективность действия МТЗ осуществляется путём выбора соответствующей выдержки времени, которая должна согласовываться со временем срабатывания предохранителей, защищающих трансформатор.

(7.25)

где - время срабатывания предохранителя, с;

- ступень селективности.

Время плавления предохранителя при токе I_к составляет 0,4 с, тогда время срабатывания МТЗ:

.

ОЗЗ действие на сигнал.

Время срабатывания защиты должно отстраиваться от времени срабатывания самой долгой защиты линии W4

.

Для обеспечения селективного действия защиты необходимо отстроить её ток срабатывания от ёмкостного тока, проходящего по защищаемой линии при замыканиях на землю, и от тока небаланса при КЗ в сети. В первом приближении ток замыкания на землю в воздушных линиях электрических сетей с изолированной нейтралью может быть определён по выражению

.

Ёмкостная проводимость линии определяется выражением

, (7.26)

где - проводимость, учитывающая зарядную мощность линии i, j;

- число проводников в фазе;

- среднегеометрическое расстояние между проводами отдельных фаз;

- расстояние между проводами в фазе;

- радиус провода;

,

.

При перемежающейся дуге в месте повреждения возможны броски ёмкостного тока, в 4-5 раз превышающие его установившееся значение. Исходя из этого, первичный ток срабатывания защиты принимается равным:

, (7.27)

где - коэффициент надёжности равный 1,1;

- коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока, равный 4-5;

при наличии выдержки времени .

.

Таблица 7.3. Уставки релейной защиты

МТЗ-1	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
		0,1
		80,9
МТЗ-3	Функция	Вкл.
	АПВ при сраб.	Откл.
		0,9
		2,4
	Характеристика	независимая
ОЗЗ	Функция	Вкл.
	Действие	Сигнал
		1,4
		0,38
	АПВ при ср.	Откл.

8. Внедрение системы АИИСКУЭ

Основными целями внедрения АИИС КУЭ являются:

- измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учётных показателей, используемых в финансовых расчётах на ОРЭ;

-повышение точности коммерческого учёта электроэнергии за счёт использования современных приборов учёта заданного класса точности и применения цифровых технологий измерений, сбора и обработки данных;

-повышение надёжности системы коммерческого учёта за счёт применяемых в системе технических, программных и организационных решений;

-повышение защищённости информации на всех уровнях системы за счёт применяемых в системе технических, программных и организационных решений;

-обеспечение синхронности измерений электроэнергии;

-создание системы единого информационного обеспечения для проведения финансовых расчётов на ОРЭ;

-автоматическое сведение простейшим способом баланса по сетевым элементам.

В составе технических средств учета, устанавливаемых у потребителя, проектом предусмотрены:

- средства измерения потребления электроэнергии;

- средства сбора, обработки, хранения и передачи информации.

Комплекс для учета электроэнергии включает:

- трехфазные статические счетчики электрической энергии типа NP 73L.3-5-2 (трехфазный, трансформаторного включения, I_ном=5А, класса точности по активной/реактивной энергии 0,5S/1) для учета на стороне 0,4 кВ;

- трехфазные статические счетчики электрической энергии типа СЭТ-4.ТМ.03 М (трехфазный, трансформаторного включения, I_ном=5А, класса точности по активной/реактивной энергии 0,5S/1) для учета на стороне 10 кВ;

- измерительные трансформаторы тока класса точности 0,5S;

- устройство информационного обмена - маршрутизатор RTR 512 для счетчиков NP 73L.3-5-2;

- устройство информационного обмена - УСД-2.03/1 для счетчиков СЭТ-4.ТМ.03 М.

Все средства измерений, входящие в состав системы учета должны быть внесены в Государственный реестр СИ РФ в соответствии с «Правилами учета электроэнергии» и ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Все средства измерений, входящие в состав системы учета должны иметь действующие свидетельства о поверке.

Рабочие условия эксплуатации (пределы изменения влияющих величин):

- температура: от -40^о С до + 70^о С - для электросчетчиков; от - 20^о С до + 50^о С - для маршрутизаторов;

- коэффициент несинусоидальности - до 5%;

- напряжение: номинальное ± 5%;

- Внешнее магнитное поле: 0,4 мТл;

Измерения электроэнергии выполняют прямым способом с помощью электросчетчиков. Со счетчиков электроэнергии оснащенных интерфейсом PL lV, информация передается на устройства мониторинга RTR 512, оснащенное GSM-модемом для передачи данных на сервер ОАО «МОЭСК».

При выполнении измерений условия эксплуатации всех средств измерений, входящих в измерительную систему должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на элементы АИИС КУЭ и «Правилам устройства электроустановок».

-температура: от -40^оС до +55^оС - для электросчетчиков;

-частота: 50 Гц +0,4%;

-Cos ц=0,8;

-коэффициент несинусоидальности - до 5%;

-напряжение - номинальное ±10%;

-прямая последовательность фаз;

-токовая нагрузка симметричная;

-режим трехфазного напряжения - симметричный;

-минимальный ток - 5% номинального значения.

При подготовке к выполнению измерений необходимо выполнить требования, изложенные в руководстве по эксплуатации на средства измерений, входящие в состав измерительной системы.

Измерения выполняются в автоматическом режиме. В процессе измерений выполняют операции, указанные в руководстве по эксплуатации на соответствующие элементы измерительной системы.

Результаты измерений вносят в журнал первичной записи расчетного и технического учета в соответствии с требованиями «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94». Контроль точности результатов измерений осуществляется путем:

- проверки работоспособности и контрольного тестирования элементов измерительной системы в соответствии с разделом руководства по эксплуатации «Проверка технического состояния» на эти элементы;

-поверки элементов системы в соответствии с методиками поверки на элементы системы в сроки, установленные Госстандартам России.

Согласно требованиям ПУЭ п.1.5.13-1.5.26:

- каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госпроверителя, а на зажимной крышке пломбу энергоснабжающей организации.

- конструкция коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.

- клеммные соединения в цепях учета, не защищенные от несанкционированного вмешательства, подлежат маркированию специальными знаками в соответствии с установленными требованиями.

- конструкция УСПД предусматривает возможность пломбирования, предотвращающего доступ внутрь корпуса.

- все клеммники измерительных цепей должны иметь пломбируемые крышки. Измерительные трансформаторы пломбируются в соответствии с ПУЭ.

К системе АСКУЭ применяются общие технические требования:

- каждый элемент системы учета должен быть аттестован;

- система учета электроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающими предельные значения, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанные элементы.

- система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверхустановленных ТУ норм на элементы) электромагнитных полей, механических повреждений и несанкционированного доступа.

- подключение токовых обмоток счетчика к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует выполнить отдельно от цепей релейной защиты и цепей электроизмерительных приборов.

- нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока, к которым подключаются счетчики, не должна превышать номинальных значений. Они должны соответствовать указанным в технических условиях значениям на трансформаторы тока. Согласно ТУ класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не менее 0,5.

Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком.

Трехфазный счетчик трансформаторного включения Меркурий 230 ART-03 СN применяется для установки в трансформаторной подстанции и на вводе ВРУ зданий (приложение 5 табл. 5.1).

Однофазный счетчик прямого включения Меркурий 230 ART-01 СN устанавливается на вводе жилых квартир (приложение 5 табл. 5.2).

9. Разработка мероприятий по энергосбережению

Зачастую системы электроснабжения эксплуатируются не в номинальных режимах, электрооборудование и распределительные сети оказываются недогруженными или перегруженными. Это приводит к увеличению доли потерь в трансформаторах, электродвигателях, к снижению коэффициента мощности в системе электроснабжения.

Экономия потребляемой предприятиями достигается через снижение потерь электрической энергии в системе трансформирования, распределения и преобразования (трансформаторы, распределительные сети, электродвигатели, системы электрического внешнего и внутреннего освещения), а также через оптимизацию режимов эксплуатации оборудования, потребляющего эту энергию.

Согласно принятому в апреле 1996 году закону РФ «Об энергосбережении», основными принципами которого в области энергосберегающей политики РФ являются:

- государственный надзор за эффективным использованием энергоресурсов;

- обязательность учета производимых и расходуемых энергоресурсов;

- включение в ГОСТ показателей энергоэффективности оборудования, технологий и т.п.

В комплекс энергосберегающих мероприятий по снижению потерь электроэнергии данного проекта включены следующие разработки:

- выбрана оптимальная и экономичная схема электроснабжения;

- выбраны оптимальные (с точки зрения падения напряжения и потерь электроэнергии) сечения проводов;

- применены провода с алюминиевыми жилами с наименьшим количеством контактных соединений.

- снижение длины кабельных линий за счет размещения ТП рядом с потребителем электроэнергии.

Силовой трансформатор оборудован устройством регулирования напряжения в обмотке ВН (ПБВ) для поддержания нормального уровня напряжения у потребителей электроэнергии, тем самым обеспечивается работа силового трансформатора в наиболее оптимальном режиме с минимальными потерями электроэнергии. Для выравнивания токов в фазах на стороне 0,4 кВ применен трансформатор со схемой соединения звезда/треугольник.

Мероприятия по совершенствованию метрологического обеспечения измерений для расчетного и технического учета электроэнергии:

- инвентаризация измерительных комплексов учета электроэнергии, в том числе счетчиков, трансформаторов тока (ТТ);

- составление и ввод в действие местных инструкций по учету электроэнергии;

- разработка, аттестация и ввод в действие местных методик выполнения измерений электрической энергии;

- разработка, аттестация и ввод в действие местных методик выполнения измерений электрической мощности;

- разработка, аттестация и ввод в действие типовой методики выполнения измерений вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации;

- разработка, аттестация и ввод в действие типовой методики выполнения измерений мощности нагрузки ТН в условиях эксплуатации;

- составление паспортов-протоколов измерительных комплексов учета электроэнергии;

- определение фактических рабочих условий применения средств измерений для каждого измерительного комплекса;

- проверка схем соединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков;

- поверка счетчиков электроэнергии;

- калибровка счетчиков электроэнергии;

- ремонт счетчиков;

- поверка ТТ в условиях эксплуатации, в том числе с фактическими значениями вторичной нагрузки;

- поверка ТН в условиях эксплуатации, в том числе с фактическими значениями мощности нагрузки.

Определение нормально и предельно допустимых показателей качества электрической энергии предусмотрено в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

Следует отметить, что основные мероприятия по энергосбережению должны выполняться потребителем путем применения современного неэнергоемкого оборудования, экономичного режима работы потребителей, компенсаторов реактивной мощности и т.д.

10. Раздел БЖД

10.1 Вступление. Пути и методы ведения электрической безопасности при обслуживании городских сетей

Электробезопасность - система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Безопасная и безаварийная эксплуатация системы электроснабжения и многочисленных электроприёмников ставит перед работниками разносторонние задачи по охране труда.

Здоровье и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные установки, могут быть обеспечены благодаря выполнению норм и научно-обоснованных правил, как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.

Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой правил охраны труда(ОТ) и присвоением определённой квалификационной группы.

На руководителей и производителей работ возлагается осуществление всех требуемых правилами мероприятий по ОТ: систематическое наблюдение за исправным состоянием и правильной эксплуатацией механизмов и приспособлений, оформление допусков к производству работ на действующих электроустановках; контроль за выдачей рабочим, согласно утвержденных нормам, спецодежды, защитных приспособлений и устройств, а также контроль за их использованием; проведение инструктажа мастерам и рабочим по безопасным методам работы, современным методам расследования несчастных случаев, связанных с производством, и составление соответствующих актов.

Административно технический персонал электротехнического хозяйства несёт ответственность за правильную организацию безопасных условий производства электромонтажных и ремонтных работ.

Все меры обеспечения электробезопасности сводятся к трем путям:

1) недопущение прикосновения и приближения на опасное расстояние к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

2) снижение напряжения прикосновения;

3) уменьшение продолжительности воздействия электрического тока на пострадавшего.

К техническим способам относятся следующие, предусмотренные ПУЭ:

1) применение надлежащей изоляции и контроль за ее состоянием;

2) обеспечение недоступности токоведущих частей;

3) автоматическое отключение электроустановок в аварийных режимах - защитное отключение;

4) заземление или зануление корпусов электрооборудования;

5) выравнивание потенциалов;

6) применение разделительных трансформаторов;

7) защита от опасности при переходе напряжения с высокой стороны на низкую;

8) компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

9) применение малых напряжений.

10.2 Проектирование мер защиты от прямого прикосновения в случае повреждения изоляции в распределительном устройстве. Выбор и монтаж заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ. Применение зануления в сетях до 1 кВ

Основная изоляция является важнейшим элементом электроустановок, определяющим надежность работы и безопасность людей. Изоляция токоведущих частей имеет основную функцию - препятствовать прохождению электрического тока нежелательными путями. В то же время она зачастую обеспечивает защиту от случайного (прямого) прикосновения к токоведущим частям. Это касается в первую очередь проводов и кабелей, прокладываемых в жилых, общественных и производственных зданиях, а также различного рода устройств и аппаратов, применяемых в осветительных сетях и электроприборах (штепсельных розеток, выключателей, предохранителей, патронов для ламп и т.п.).

Защита от прямого прикосновения, прежде всего, направлена на недопущение появления электрического контакта человека с токоведущими частям электроустановки, которые находятся под напряжением. Если этих мер оказалось недостаточно и человек все же прикоснулся к опасной токоведущей части, то применяется дополнительная электрозащитная мера- используется УЗО, направленная на уменьшение продолжительности этого контакта с целью сокращения промежутка времени, в течение которого через тело человека будет протекать электрический ток, до безопасного уровня.

Ограждения и оболочки применяют для предотвращения любого прикосновения к опасным токоведущим частям электроустановки здания. Токоведущие части должны располагаться в оболочках или за ограждениями, которые обеспечивают степень защиты не менее IP2X.

Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную прочность и долговечность. Для того чтобы снять ограждение или вскрыть оболочку, необходимо применить ключ или специальный инструмент.

Снятие ограждения или вскрытие оболочки допустимы только после отключения токоведущих частей, которые ими защищаются, или после установки промежуточных барьеров, обеспечивающих степень защиты не менее IP2X.

Проектом предусмотрено наружное защитное заземляющее устройство (НЗЗУ), состоящее из вертикальных и горизонтальных заземлителей. Заземляющее устройство КТП принято общим для напряжения 10(6) и 0,4 кВ. Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине 0,7 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента подстанции проложить замкнутый внешний контур заземления. Заземление камер КСО-393 и низковольтной сборки РУНН осуществляется их непосредственным присоединением к металлоконструкции основания.

Сопротивление установок менее 1000 В с глухозаземленной нейтралью должно быть не более 4 Ом в любое время года. Если сопротивление ЗУ окажется больше указанного значения, то следует забить дополнительные электроды, и присоединить их к ЗУ полосой 40x5 мм до достижения указанной величины. Места установки заземлителей уточнить по месту. ЗУ должно быть присоединено металлической оболочке КТП полосой 40x5 не менее чем в 2-х местах (ПУЭ п.1.7.55).

К контуру заземления должны быть присоединены:

- нейтрали и корпуса силовых трансформаторов

- нулевые рабочие провода "N" и нулевые защитные провода "РЕ" линий 0,4кВ;

- металлические нетоковедущие части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжeнием вследствие повреждения изоляции.

Для зануления корпусов переносных электробытовых приборов от распределительных щитов к poзеткам прокладывается третий (нулевой защитный) провод сечением, равным сечению фазного провода при этом нулевой рабочий и нулевой защитный проводники следует подключить к разным контактным| зажимам.

Система заземления здания КТП типа: TN-C-S по ГОСТ Р 50571.2-94.

Зануление является преднамеренным электрическим соединением открытых проводящих элементов электрических установок, которые не находятся в нормальном состоянии под напряжением, с глухозаземлённой нейтральной точкой трансформатора, в электросетях трехфазного тока; с заземлённой точкой источника в электросетях постоянного тока; с глухозаземлённым выводом источника однофазного электрического тока. Целью выполнения зануления является обеспечение электрообезопасности.

Зануление отличается от заземления тем, что оно рассчитано на эффект короткого замыкания. Если распределение нагрузок на производстве является более или менее равномерным, и нулевой проводник в основном выполняет защитные функции, то в таком случае «ноль» цепляется к корпусу электрического мотора. Короткое замыкание происходит при попадании напряжения одной из фаз на корпус электрического двигателя.

Защитное заземление используется в электрических установках напряжением до 1 кВ:

- в сетях постоянного электрического тока с заземленной средней точкой источника;

- в однофазных электросетях переменного тока с заземленным выводом;

- в трехфазных электросетях переменного тока с заземленным нулем (система TN - S; как правило, это сети 660/380, 380/220, 220/127 В).

Предназначено защитное зануление для защиты от возможного поражения электрическим током. Образование цепи тока однофазного короткого замыкания (т.е. замыкания между нулевым и фазным защитными проводниками) происходит в случае замыкания фазного провода на зануленный корпус электропотребителя. Поврежденная электроустановка отключается от питающей сети вследствие срабатывания защиты, вызывающейся током однофазного короткого замыкания.

Для быстрого отключения находящейся электроустановки могут использоваться автоматические выключатели и плавкие предохранители, устанавливаемые для защиты от токов короткого замыкания. Также для этой цели применяются магнитные пускатели с тепловой защитой встроенного типа, контакторы с тепловыми реле, с помощью которых обеспечивается защита от перегрузки и др.

10.3 Расчет заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ

На подстанции отсутствует естественное заземление. В качестве вертикальных заземлителей принимаются стальные уголки с шириной полки 50 мм и длиной 3 м, которые погружают в грунт. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды из прямоугольной полосы сечением 40х5 мм².

Удельное сопротивление определяется по формуле:

, (10.1)

где - приближенное удельное сопротивление грунта, Омм (для суглинка 70 Омм);

- расчетный климатический коэффициент сопротивление грунта (для суглинка 1,4).

(Омм).

Определим расчетное значение сопротивления горизонтальных электродов по следующей формуле:

(Ом), (10.2)

где - сопротивление растеканию тока горизонтальных электродов, Ом;

- длина горизонтального заземлителя, м;

- ширина полосы, м;

- расстояние от поверхности земли до центра заземлителя, м.

(Ом).

Т.к. , то необходимо применение вертикальных стержней.

Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа по формуле:

, (10.3)

где - длина вертикального электрода, м;

- расстояние от поверхности земли до центра стержня, м.

При использовании в качестве вертикальных заземлителей стальных уголков используется эквивалентный диаметр стали равный , где - ширина полки.

(Ом).

Предварительно с учетом отведенной территории наметим расположение вертикальных заземлителей: принимаем 14 вертикальных электродов длиной 2,5 м по периметру.

С учетом коэффициента использования при 14 вертикальных заземлителях, расчетное сопротивление горизонтального заземлителя составит:

(Ом).

где - коэффициент использования горизонтального заземлителя.

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей составит:

(Ом).

Число вертикальных стержней:

, (10.4)

где - коэффициент использования вертикального заземлителя.

Для 14 вертикальных стержней он составит 0,5. Тогда окончательное число вертикальных заземлителей

.

В качестве молниеприемника для защиты ТП от прямых ударов молнии принимается кровля КТП.

Чертеж заземляющего устройства представлен в графическом материале (лист 5).

10.4 Тушение пожаров на пунктах управления и в релейных залах огнетушителями ОУ

При пожаре на пунктах (щитах) управления и на панелях с устройствами релейной защиты, автоматики и управления должны немедленно приниматься меры по уменьшению объемов повреждения устройств управления, телесигнализации, телеуправления, релейной защиты и автоматики и питающих кабелей.

Тушение пожаров на пунктах и щитах управления при наличии на них электроустановок напряжением до 400 В включительно допускается проводить под напряжением с применением углекислотных и порошковых огнетушителей.

При необходимости следует использовать индивидуальные средства защиты органов дыхания работников.

Углекислотные огнетушители (ОУ) предназначены для тушения загораний веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха, загораний электроустановок, находящихся под напряжением не более 1000В, жидких и газообразных веществ (класс В, С).

Порядок применения углекислотных огнетушителей:

- приблизиться с огнетушителем к очагу пожара (возгорания) на расстояние 2 - 3 метра;

- направить раструб на огонь;

- снять пломбу и выдернуть предохранительную чеку;

- нажать на клавишу рукоятки или открыть запорное устройство до упора, в зависимости от модификации огнетушителя и завода-изготовителя;

- по окончании тушения пожара (огня) отпустить рычаг (закрыть вентиль).

10.5 Утилизация ртутьсодержащих отходов на предприятиях микрорайона

Ртутьсодержащие лампы были разработаны более ста лет назад и введены в широкое использование в 1930 году. Их применяли для различных целей -- для освещения улиц, дорог, рабочих помещений. Сейчас, благодаря инициативам по энергосбережению, ртутные лампы используются в быту по всему миру. В России в 2009 г. был принят закон об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, который с 1 января 2011 г. запретил продажу ламп переменного тока свыше 100 Вт. В 2013 г. было рекомендовано снизить выпуск ламп накаливания мощностью до 75 Вт, а в 2014 г. мощностью 25 Вт. Конечно, у ламп накаливания имеются недостатки, но экологичность использования энергосберегающих ртутьсодержащих ламп -- это отдельный вопрос. Единственное, что точно можно сказать -- утилизация ртутьсодержащих ламп является абсолютной необходимостью.

Ртуть - это чрезвычайно опасное вещество I класса опасности по ГОСТ 17.4.1.02-83. В соответствии с «Санитарно-эпидемиологическими требованиями к атмосферному воздуху» предельно допустимая концентрация в атмосферном воздухе ртути (ПДК) -- 0,0003 мг/м³. Даже небольшое количество ртути может быть опасным, поэтому лампу, содержащую любое, даже самое малое количество ртути нельзя выбрасывать в мусорное ведро с бытовым мусором. С такими лампами следует обращаться как с опасными отходами, и их необходимо хранить таким образом, чтобы не допустить повреждения и после использования сдавать на переработку.

Для них не приемлем обычный способ утилизации - выброс в мусорку. Так как существует высокий риск нарушения целостности объекта, а это приводит к высвобождению опасных паров ртути. В результате все близлежащие отходы могут быть заражены.

Утилизация ртутьсодержащих ламп начинается с их изоляции и герметизации. Хранить их необходимо в специализированных контейнерах. На данном этапе контейнеры с опасными отходами подлежат перевозке на перерабатывающее предприятие.

Что делать, если лампочка разбилась? Для начала незамедлительно надеть респиратор или сделать марлевую повязку, также понадобятся резиновые перчатки. Все остатки надо собрать и поместить в банку или не прокалываемый пакет.

Вышеобозначенные правила необходимо неукоснительно соблюдать, так как ртуть является высокотоксичным веществом и негативно сказывается на здоровье. При отравлении парами ртути у человека могут развиваться серьезные заболевания.

Утилизация ртутьсодержащих ламп является актуальной проблемой, поскольку процент использования таких ламп увеличивается, а экологическая ситуация постепенно ухудшается. По статистике примерно 90 % всех ламп утилизируются без соблюдения необходимых правил. В этом вопросе нужна система сбора и утилизации, а проще говоря - привычка.

Для решения этой проблемы надо организовывать пункты сбора на местах, а также их вывоз, и это дело управляющих компаний. Все граждане должны быть осведомлены и проинструктированы в этом вопросе.

Каждый индивидуальный предприниматель и юридическое лицо должны иметь инструкцию по обращению с ртутьсодержащими лампами, а именно:

- накопление ртутных лампочек должно производиться в отдельной мусорной таре, отдельно от других отходов;

- закон запрещает самостоятельное обращение с ртутьсодержащими лампами, то есть обезвреживание, утилизацию;

- органы местного самоуправления должны своевременно информировать всех о месте сбора опасных отходов;

- сбор отходов осуществляется специализированными организациями, имеющими лицензию.

Транспортируются ртутьсодержащие отходы согласно правилам перевозки опасных грузов. Для этого используется специальная герметичная тара.

Места для сбора ртутьсодержащих отходов оборудуются автоматическими газосигнализаторами, которые контролируют содержание ртути в воздухе.

11. Раздел экономики и организации производства

11.1 Сметно-финансовый расчет

В административном отношении работы по строительству кабельных линий и трансформаторных подстанций ведутся в Вологодской области.

Сметная стоимость работ определена в соответствии с:

- «Методикой определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации МДС 81-35.2004», введенной в действие с 09.03.2004 г. постановлением Госстроя России от 05.03.2004 г. № 15/1;

- «Методическими указаниями по определению величины сметной прибыли в строительстве МДС 81-25.2001», введенными в действие с 01.03.2001 г. постановлением Госстроя России от 28.02.2001 г. № 15;

- «Методическими указаниями по определению величины накладных расходов в строительстве, осуществляемом в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним МДС 81-34.2001», введенными в действие с 12.01.2004 г. постановлением Госстроя России от 12.01.2004 г. № 5.

Сметная документация составлена базисно-индексным методом в ценах 2001 г. с перерасчетом в текущие цены 1 квартала 2016 год.

Локальные сметы составлены на основании сборников федеральных единичных расценок (ТЕР-2001) и федеральных единичных расценок на монтаж оборудования (ТЕРм-2001), на пусконаладочные работы (ТЕРп-2001). Для пересчета цен в текущий уровень применены индексы изменения сметной стоимости на 1 квартал 2016 г., разработанные Департаментом строительства и жилищно-коммунального хозяйства Вологодской области, и составляют:

- Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ КЛ 0,4 кВ - 6,79; индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ КЛ 10 кВ- 6,77; Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ ТП- 8,61.

- Пусконаладочные работы (ТЕРп) - 22,76;

- Индексы изменения сметной стоимости оборудования- 4,28.

Стоимость материалов, оборудования в базисном уровне цен 2001 г. определена путем деления на соответствующие индексы.

НДС в ценах на материалы и оборудование в базисном уровне цен 2001 г. не учитывается.

Стоимость материалов и оборудования в текущем уровне цен на 1 квартал 2016 г. принята в уровне средних текущих сметных цен, определенных на основании мониторинга цен с учетом транспортных, заготовительно-складских расходов.

Накладные расходы приняты в соответствии с МДС 81-34.2004 по отдельным видам работ, согласно письму Росстроя от 18.11.2004 г. № АП-5536/06.

Затраты на возведение временных зданий и сооружений приняты по ГСН 81-05-01-2001 прил. 1 п. 2.7.

Затраты на авторский надзор приняты в размере 0,2% в соответствии с МДС 81-35.2004 прил.8 п.12.3.

Непредвиденные работы и затраты - 2% согласно МДС 81-35.2004 п. 4.96.

Налог на добавленную стоимость - 18% (ФЗ от 07.07.2003 г. № 117-ФЗ).

Результаты расчета представлены в приложении 4.

11.2 Расчет численности и состав бригады работников

Задаёмся сроками монтажа (3 месяца: июнь, июль, август). Из табл.4.2-4.7. приложения 4 определяем общую трудоёмкость строительно-монтажных работ и определяем списочное число электромонтажников:

, (11.1)

где Т_i - трудоемкость работ в чел.час., Т_i=3620 (чел.час.);

Т_МЕС. - месячная норма выработки рабочего времени, Т_СРОК.=174,6 ч;

q - количество рабочих месяцев, q=3;

К_ПР - производительность труда, К_ПР=1,1;

К_И - коэффициент использования рабочего времени, К_И=0,9.

(чел.)

Строительно-монтажные работы ведутся в общем случае комплексными бригадами, что является оправданным в случае СМР как на отдельных участках так и на линии в целом, при этом выполняются несколько видов работ, что расширяет фронт работ для данной бригады, сокращает время на перебазировку рабочей силы с одного объекта на другой и упрощает управление строительным производством.

Таким образом, разбиваем 8 человек на 2 бригады по 4 человека.

11.3 Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика

Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде.

Рассчитываем продолжительность каждой работы:

, (11.2)

где t₁ - продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.

- трудоемкость работ;

n - число рабочих часов в сутки, n=8ч.;

ч - число человек работающих на данном объекте;

- коэффициент производительности, ;

- коэффициент использования рабочего времени, ;

, (11.3)

где t₂ - продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).

Результаты расчета продолжительности работ представлены на листе 6 графического материала.

11.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений

Определим эффективность проекта.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 42 098,73 тыс. руб. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов. Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

, руб, (11.4)

где - тариф за потребление активной электроэнергии;

W_а,год - объем потребленной электроэнергии за период;

в = 3,83 руб/кВт·ч -тариф за активную энергию;

, кВт·ч, (11.5)

где- суммарная мощность силовых трансформаторов (МВА);

t - количество часов.

кВт·ч.

Тогда цена электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

руб.

Амортизация равна:

, (11.6)

где Н_а - норма амортизации;

С - капитальные вложения.

Капитальные вложения по смете составили:

C=42098730 руб.

Прибыль, амортизация и возврат ссуды в первом году:

, руб, (11.7)

где - прибыль, руб;

- стоимость реализуемой в течение года электроэнергии:

руб,

руб,

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

1) Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 12494,32+2525,92 = 15020,24 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

2) Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем ставку рефинансирования Центробанка (11%) и % конкретного инвестора.

Чистый дисконтированный доход определяется как [12]:

, (11.8)

где i - порядковый номер года.

Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект согласно [12]:

, (11.9)

i - порядковый номер года.

Дисконтированная сумма = Объем инвестиций / (1 + Норма дисконта) ^{годы (степень)}

Дисконтированная сумма = 42098,73 / (1 + 0,2) = 35082,28 тыс. руб.

4. Для того чтобы рассчитать следующую величину, которая связанна с анализируемым нами инвестиционным проектом, воспользуемся нижеприведенной формулой:

Чистая приведенная стоимость = Чистый дисконтированный доход - Сумма дисконта

Чистый приведенный эффект = 44919,72 - 35082,28 = 9837,77 тыс. руб.

5. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта и рассчитывается так:

Индекс рентабельности = Чистый дисконтированный доход / Дисконтированная сумма

Индекс рентабельности = 44919,72 / 35082,28 = 1,28

Так как индекс рентабельности больше единицы (то есть 1,32 > 1), поэтому мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

Заключение

В проекте была спроектирована система электроснабжения микрорайона города с учетом надежного, бесперебойного и качественного обеспечения электроэнергией потребителей.

Проектом предусмотрено определение расчетных нагрузок с учетом категорий надежности потребителей, на основании которых было выбрано место установки, число и мощность трансформаторных подстанций.

Были рассмотрены вопросы построения рациональной схемы распределения электроэнергии, был произведен расчет сетей, выбор коммутационной и защитной аппаратуры.

В разделе безопасность жизнедеятельности рассмотрены вопросы: тушение пожаров углекислотными огнетушителями в электроустановках 0,4 кВ, расчет контура заземления проектируемой подстанции.

В экономической части решены следующие вопросы: расчет сметной стоимости в ценах 2016 года, расчет срока окупаемости капитальных вложений, расчет численности электромонтажной бригады, построение и расчет ленточного графика выполнения строительно-монтажных работ.

трансформатор электрический ток замыкание

Список использованных источников

1.Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий /И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-480с.: ил.

2.СП-31-110-2003. Свод правил по проектированию и строительству /Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. Взамен ВСН 59-88. Госстрой Росси, 2004-01-01.-38с.

3.РД 34.20.185-94. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1999.-24с.

4.Справочник по проектированию электроснабжения городов / В.А. Козлов, Н.И. Билик, Д.Л. Файбисович.- Л.: Энергоатомиздат, 1986.-256с.

5.Федоров, А.А. Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий /А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: Учебное пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.

6.Правила устройства электроустановок/Минэнерго России. - 7-е изд., [Электронный ресурс]: офиц. сайт. - Режим доступа: http://www.elec.ru.

7.Справочная книга для проектирования электрического освещения /Г.М. Кноринг, Ю.Б. Оболенцев, Р.Н. Берин.- Л.: Энергия, 1986.- 384с.: ил.

8.Строительные нормы и правила Российской Федерации: СНиП23-05-95. Естественное и искусственное освещение.- Введ. 01.0196.-М.: Гострой России, 1999.-35с.

9. Цигельман, И.Е. Электроснабжение зданий и коммунальных предприятий /И.Е. Цигельман: Учебник для техникумов - М.: Высшая школа, 1982.- 368с.: ил.

10.Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения /Л.Е. Старкова, В.В. Орлов: Учебное пособие.- Вологда: ВоГТУ, 1999.-131с.: ил.

11.Справочник по расчету проводов и кабелей /Ф.Ф. Карпов, В.Н. Козлов.- М.: Энергия, 1969.- 288с.: ил.

12.Электрооборудование жилых и общественных зданий. Нормы проектирования. ВСН, 58-88/Госкомархитектура.- М.: Стройиздат, 1990.-112с.

13.Справочник по проектированию систем электроснабжения городов /В.А. Козлов, Н.И. Билик, Д.Л. Файбисович.-Л.: Энергоатомиздат, 1974.-270с.: ил.

14.Заземляющие устройства электроустановок. Справочник./ Корякин, Р.Н.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.- 374 с.

15.Чернобровов, Н.В. Релейная защита /Н.В. Чернобровов: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. -799с.

16.Седельников, Ф.И. Безопасность жизнедеятельности (охрана труда): Учеб.пособие./Седельников Ф.И.- Вологда: ВоГТУ, 2001.- 388 с.

17.Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций/ Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова.-Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1985.-312 с., ил.

18.Полный сборник кодексов РФ.- М.: Изд-во «Эксмо», 2003.- 912 с.

19.Самсонов, В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов /В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - М.: Высш. шк., 2001. - 416с.