Электроснабжение завода

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 определяют по формуле, мм

, (19)

где - расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

- масштаб для определения площади круга, кВт/мм².

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

, (20)

где - осветительная нагрузка цеха, кВт.

Показатели и приведены по цехам в таблице 3.

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, м

, (21)

, (22)

где - координаты центра электрической нагрузки -го цеха.

Расчет центра нагрузок приводится в таблице 3.

Таблица 3 - Определение центра электрических нагрузок завода

Координаты центра электрических нагрузок, м

, (23)

. (24)

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, является:

, р./год. (28)

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения (кВ) можно применить формулу Стилла:

, (29)

где l - расстояние до центра питания, км;

Р - расчетная мощность, МВт.

кВ.

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

6. Сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

Наиболее выгодный вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведенных затрат, рассчитанных по формуле, тыс. руб.

, (30)

где p_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,125 1/год;

К_?, И_? - соответственно капитальные затраты и ежегодные расходы в рассматриваемых вариантах схем электроснабжения промышленных предприятий.

Капитальные затраты для рассматриваемых вариантов схем внешнего электроснабжения определяются по формуле, тыс. руб.

, (31)

где - капиталовложения на сооружение воздушной линии, складываются из капиталовложений в линию и в системные выключатели Q1, тыс. руб.;

К_ГПП - капиталовложения в ГПП, складываются из капиталовложений в трансформаторы, разъединители в неавтоматической перемычке и выключатели Q2, тыс. руб.

Капитальные затраты в линии электропередач, тыс. руб.

, (32)

, (33)

где - стоимость 1 км воздушной линии, тыс. руб./км, [3];

l - длина воздушной линии, км.

, (34)

где - стоимость одного выключателя, тыс. руб.;

- количество выключателей.

Капитальные затраты в ГПП, тыс. руб.

, (35)

, (36)

где К₀ - стоимость одного трансформатора [3], тыс. руб.;

n_тр - число трансформаторов ГПП.

Суммарные ежегодные издержки в сравниваемых вариантах схем внешнего электроснабжения, тыс. руб./год

, (37)

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

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

- суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб./год.

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).

Согласно заданию питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трансформаторами 110/35/10 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин трансформатора энергосистемы воздушной линией 35 кВ (1-й вариант) и воздушной линией 110 кВ от шин энергосистемы (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке 6.

Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.

а) Подстанция 35 кВ б) Подстанция 110 кВ

Рисунок 6. Варианты схем электроснабжения

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин энергосистемы 35 кВ

Капитальные затраты на ЛЭП:

, (42)

где К_в - стоимость элегазовых выключателей на линии 35 кВ, руб.

Согласно каталожным данным на 2012 г., стоимость выключателей ВГБ-35-630/1000У1 равна 937103,8 руб., стоимость разъединителей РДЗ-35/1000УХЛ1 равна 88000 руб. Тогда стоимость двух выключателей с разъединителями:

руб. (43)

Стоимость линии высокого напряжения:

руб. (44)

Суммарные затраты на ЛЭП:

руб.

Стоимость двух трансформаторов ТДН 10000/35 (каталожные данные на 2012 г.)

руб. (45)

Суммарные затраты на ГПП:

руб. (46)

Суммарные затраты по первому варианту

тыс. руб. (47)

6.1.3 Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

руб. (48)

 руб. (49)

Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно равны:

=364484,8 кВт·ч/год, (50)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17).

ф - время максимума потерь, ч.

кВт·ч. (51)

6.1.4 Передача электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 35 кВ:

руб./МВт·ч. (52)

Сбытовая надбавка с учетом НДС:

руб./МВт·ч. (53)

Основная ставка по тарифу:

 руб./МВт·ч. (54)

Плата за потребленную электроэнергию в линии, для 35 кВ:

руб. (55)

6.1.5 Генерация электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 35 кВ:

руб./МВт·ч. (56)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (57)

Плата за потребленную электроэнергию в трансформаторе, для 35 кВ:

(58)

Таким образом, суммарные ежегодные издержки на потери электроэнергии будут равны:

руб./год. (59)

Приведенные затраты на 1-й вариант системы электроснабжения составляют:

 руб./год. (60)

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин энергосистемы 110 кВ

6.2.1 Выбор сечения воздушной линии

Сечение проводов воздушных линий определяется из условия: , определим расчетный ток по линии электропередач:

А, (61)

А (62)

По справочным материалам выбираем кабель марки ААБл. Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения:

А. (63)

Соответствующее этому току нестандартное сечение определяется по формуле:

мм², (64)

где - экономическая плотность тока, А/ мм².

По (1, таблица 4,3) выбираем провод АС - 70, , для линии 110 кВ сечение проводов 70 мм² является минимально - допустимым по условию короны.

6.2.2 Капитальные вложения на осуществление схемы электроснабжения (2-й вариант)

Капитальные затраты на ЛЭП:

, (65)

где К_в - стоимость элегазовых выключателей на линии 110 кВ, руб.

Согласно каталожным данным на 2012 г., стоимость выключателей ВЭБ-110-630/1000У1 равна 1237902 руб., стоимость разъединителей РДЗ-110/2000УХЛ1 равна 188000 руб. Тогда стоимость двух выключателей с разъединителями:

руб. (66)

Стоимость линии высокого напряжения:

руб. (67)

Суммарные затраты на ЛЭП:

руб. (68)

Стоимость двух трансформаторов ТДН 10000/110 (каталожные данные на 2012 г.)

руб. (69)

Суммарные затраты на ГПП:

 руб. (70)

Суммарные затраты по первому варианту:

руб. (71)

6.2.3 Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание

руб., (72)

руб. (73)

Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно равны:

=455359,79 кВт·ч/год, (74)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (См. 1, табл. 4,17).

ф - время максимума потерь, ч.

 кВт·ч. (75)

6.2.4 Передача электроэнергии по одноставочному тарифу

Ставка по одноставочному тарифу с учетом НДС, для 110кВ:

руб./МВт·ч. (76)

Сбытовая надбавка с учетом НДС:

руб./МВт·ч. (77)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (78)

Плата за потребленную электроэнергию в линии, для 110 кВ:

руб. (79)

6.2.5 Генерация электроэнергии по одноставочному тарифу

руб./МВт·ч. (80)

Основная ставка по тарифу:

руб./МВт·ч. (81)

Плата за потребленную электроэнергию в трансформаторе, для 110 кВ:

руб. (82)

Таким образом, суммарные ежегодные издержки на потери электроэнергии будут равны:

руб./год. (83)

Приведенные затраты на 2 - ой вариант системы электроснабжения составляют:

руб./год (84)

Таблица 6 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения предприятия

Вывод: из сравнения экономических показателей вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия видно, первый вариант считается более экономичным, поэтому предпочтение отдаем варианту (35 кВ).

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:

Суммарная расчетная мощность НБК составит:

, (85)

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

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок, определяется по формуле:

, (86)

где - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.

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

, (87)

где m - дополнительно установленные трансформаторы.

Таблица 7.1 - Данные для расчета количества трансформаторов в цехах.

7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяют по формуле:

. (88)

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит:

. (89)

Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

, (90)

где - расчетный коэффициент, зависящий от коэффициента удельных потерь .

Суммарная мощность НБК цеха составляет:

. (91)

Таблица 7.2 - Выбор мощности конденсаторных батарей

8. Выбор высоковольтных батарей

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 6 - 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и два типа источников реактивной мощности: энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

(92)

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы:

(93)

Таблица 8 - Выбор мощности конденсаторных батарей.

Выбираем две высоковольтные батареи конденсаторов типа УКЛ 56-10,5-900 У3 и две УКЛ 56-10,5-450 У3.

Фактическая мощность высоковольтных батарей конденсаторов:

Q_ВКфакт=2·900+2·450=2700, кВар. (94)

9. Выбор кабельных линий

Для расчета токов короткого замыкания выбираем кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторными подстанциями.

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

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме, А

, (95)

.

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме, А

, (96)

.

По справочным материалам на напряжение 10 кВ выбираем кабель марки АПВ из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой согласно каталожным данным на 2012 г. 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, табл. 4.6] допустимая перегрузка К₃ составляет 1,25. Коэффициент К₂ снижения токовой нагрузки принимаем по [2, табл. 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.

По справочным материалам на напряжение 0,4 кВ выбираем кабель марки ВВГ силовой с медными жилами, с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности, согласно каталожным данным на 2012 г. Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

Таблица 9 - Выбор кабелей.

10. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средство ограничения токов КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют схему замещения, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 10

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2000 Professional и представлены в приложении А. Результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Результаты расчета токов КЗ

Рисунок 10. Исходная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

11. Выбор оборудования

11.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

На ВН и НН трансформаторы тока встроены в силовые трансформаторы.

Таблица 11.3 - Расчет нагрузки трансформаторов тока на ВН в цепи силового трансформатора

Таблица 11.4 - Расчет нагрузки трансформаторов тока на НН в цепи силового трансформатора

Полная мощность приборов

,

.

Сопротивление приборов

, (97)

,

где I₂ - вторичный номинальный ток.

Трансформаторы тока серии ТВТ-35 (ТВТ-10) предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц, размещаются на вводах внутри оболочек силовых трансформаторов.

На стороне ВН принимаем ТВТ-35-III-300/5-О4

,

. (98)

Таблица 11.5 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне высшего напряжения

На стороне НН принимаем ТВТ-10-III-600/5-О4

. (99)

Таблица 11.6 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения

Трансформаторы тока в цепи кабельной линии

На отходящих КЛ трансформаторы тока, так же как и другие измерительные приборы, устанавливаются в КРУ К-59. Для наиболее нагруженной КЛ ГПП - Цех 2, рассчитанной выше, согласно каталожным данным на 2012 год, выбираем трансформатор тока ТОЛ-10-300/5 У3.

Таблица 11.7 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на кабельной линии

Таблица 11.8 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения в цепи КЛ

11.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.

Трансформаторы высокого напряжения подбираются по следующим параметрам:

1) Напряжение установки ;

2) Учёт конструкции и схемы соединения обмоток;

3) Учёт класса точности S₂ < S_{2 ном}.

Таблица 11.9 - Измерительные приборы на подстанции в цепи ВН

Таблица 11.10 - Измерительные приборы на подстанции в цепи НН

, (100)

. (101)

На напряжение 35 кВ выбираем НАМИТ-35-2 - УХЛ2, класс точности 0,5.

Трехфазные трансформаторы напряжения НАМИТ-35-2 - УХЛ2 являются масштабными измерительными преобразователями, предназначены для питания электрических измерительных приборов, защитных устройств в электрических системах переменного тока.

Климатическое исполнение и стойкость к воздействующим климатическим факторам по ГОСТ 15150-69.

На напряжение 10 кВ выбираем НАМИТ-10-2-УХЛ2, класс точности 0,5.

Трансформатор напряжения антирезонансный типа НАМИТ-10-2 является масштабным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для измерительных приборов в цепях учёта, защиты и сигнализации в сетях 6 и 10 кВ переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью или заземлённой через дугогасящий реактор. Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.УХЛ2.

Таблица 11.11 - Расчетные и каталожные данные ТН

11.4 Выбор шин

Для РУ напряжением 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. В установках напряжением до 20 кВ применяются жесткие алюминиевые шины с сечением различной формы. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку выбираем по длительно допустимому току. Определение сечения шин производится по условию нагрева, т.е. по рабочему максимальному току.

Условие выбора шин по условию нагрева

. (102)

Допущения при выборе гибких шин:

а) шины выполнены из голых проводов на открытом воздухе, на термическую стойкость короткого замыкания не проверяют;

б) гибкие шины РУ при I_по < 20 кА не проверяют на электродинамическое действие токов КЗ;

На стороне ВН

Принимаем гибкие шины из сталеалюминевого провода АС-240/32 [3, табл. 7.35]. Проверяем выбранный провод по условию нагрева

,

.

Условие выбора шин по току выполняется.

Для линии 35 кВ сечение проводов 70 мм² является минимально допустимым по условию короны, значит провод АС-240/32 проходит.

Проверка шин на термическое и электродинамическое действие тока КЗ не производится.

На стороне НН

В закрытых РУ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин.

Принимаем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения.

Выбираем сечение шин (h=10 мм, b=120 мм), по три полосы на фазу, расположение на ребро.

. (103)

Проверка по допустимому току

. (104)

Проверка на термическую устойчивость

, (105)

где С - коэффициент принимаемы по [11] и равный 91 для алюминиевых шин.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины - изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требуют проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Наибольшее удельное усилие, действующее на шины при протекании по ним ударного тока трехфазного КЗ

, (106)

где а=0,3 м - расстояние между фазами для КРУ;

- ударный ток на стороне низшего напряжения, кА.

Изгибающий момент

, (107)

, (108)

где - момент сопротивления шин, установленных на ребро по рисунку 11.2;

- допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия [2, табл. 4.7];

- расстояние между опорными изоляторами, м.

Рисунок 11.4 - Расположение шин ЗРУ

Шины механически прочны, так как выполняется условие

.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ производится по условию ,

где - температура шин при нагреве током КЗ, ⁰С;

- допустимая температура нагрева шин при КЗ, ⁰С.

Температура проводника в предшествующем режиме, ⁰С

(109)

где - температура окружающей среды, ⁰С;

- длительно допускаемая температура проводника, ⁰С;

- номинальная температура окружающей среды, ⁰С.

. (110)

По [2] определяем - тепловое состояние проводника к моменту начала КЗ.

Тепловое состояние проводника во время КЗ, ⁰С

, (111)

где - коэффициент по [4];

- сечение проводника, мм².

По [4] определяем , таким образом проверяем соблюдение условия проверки: .

11.5 Выбор автоматических выключателей

Автоматический воздушный выключатель предназначен для проведения тока в нормальном режиме и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках, для оперативных включений и отключений электрических цепей напряжение до 1000 В.

Выбор автоматических выключателей производится по:

1) Напряжение установки ;

2) Условие длительного нагрева ;

3) Ток отключения автомата ;

4) Быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются и по термической стойкости проверяются только селективные автоматы.

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 630/10

(112)

=1,4·909=1172,6 А. (113)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1250А (каталожные данные на 2012 г.).

Таблица 11.12 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 630/10

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 630/10

(114)

=1,4·577,2=808,08 А. (115)

Выбираем автоматический выключатель CDM1 225L 3п 1000А (каталожные данные на 2012 г.).

Таблица 11.13 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 400/10

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора ТМ 100/10

(116)

=1,4·144,3=202,02 А. (117)

Таблица 11.14 - Проверка условий выбора автоматического выключателя на трансформаторе ТМ 100/10

Заключение

Из проведенного анализа можно сделать вывод, что направления развития коммутационной аппаратуры в России во многом совпадают с мировыми тенденциями развития. Проводятся работы по созданию экологически развитых, современных видов аппаратуры (элегазовых и вакуумных выключателей, КРУЭ и др.), расширяются области применения современной аппаратуры, периодически разрабатываются аппараты новых поколений. Вместе с тем, темпы роста количества новых аппаратов в эксплуатации сильно отстают от аналогичных показателей развитых стран.

Список источников

железобетонный нагрузка электроснабжение завод

1 Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий [Текст]: Учебник для вузов/ Федоров А.А., Каменева В.В. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с., ил.

2 Электроснабжение [Текст]: Учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: В 2 ч. Ч. 1 / Синенко Л.С., Рубан Т.П., Сизганова Е.Ю., Попов, Ю.П. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 135 с.

3 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

4 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

5 Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий [Текст]: Учеб. пособие для вузов/ Федоров А.А., Старкова Л. Е - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

6 Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах [Текст]: учеб. для вузов / С.А. Ульянов. - М.: Энергия, 1970. - 520 с.

7 Правила устройства электроустановок 6-e, 7-е издание [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 ПУЭ-7 с изменением по состоянию на 15 августа 2005 г. Новосибирск; Сиб. унив. издательство 2005-854 с.

8 Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: Учебник для студентов высших учебных заведений/ Кудрин, Б.И. - 2-е изд. - М.: Интермет Инжиниринг, 2006. - 672 с.

9 Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

10 Рубан Т.П. Методические указания к выполнению экономической части дипломного проекта для студентов специальности 0303 - «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства»/ Сост. Т.П. Рубан; КрПИ. - Красноярск, 1986. - 35 с.

11 http://www.pulscen.ru

12 http://www.electropergam.ru

13 «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ» Технические требования, утвержденные решением Наблюдательного совета НП «АТС» 24.05.2004 г.

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

15 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.

16 ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности. - Введ. впервые; дата введ. 01.07.1976. - М.: Стандартинформ, 2007. - 8 с.

17 ГОСТ ИСО/ТО 12100-2-2002 Безопасность оборудования. Основные понятия, общие принципы конструирования. Часть 2. Технические правила и технические требования. - Введ. впервые; дата введ. 01.07.2003. - М.: Стандартинформ, 2003. - 33 с.

18 ГОСТ 12.2.007.9-88 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности. Введ. впервые; дата введ. 01.01.1978. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 12 с.

19 ГОСТ 20022.2-80 Защита древесины. Классификация. Взамен ГОСТ 20022.2-74; дата введ. 01.07.1981. - М.: Государственный комитет СССР по стандартам, 1981. - 22 с.