Разработка проекта электроснабжения литейного завода в Ахтынском районе Дагестана

Быстродействие релейной защиты снижает ущерб при коротком замыкании электрической сети, так как уменьшаются размеры разрушения поврежденного участка, повышается эффективность работы автоматики.

Селективность. Селективностью релейной защиты называется ее способность отключать при коротком замыкании только поврежденный участок, оставляя в работе потребителей, подключенных к неповрежденному участку.

Чувствительность. Чувствительностью релейной защиты является ее способность реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра и анормальные режимы работы ЗУ.

Чувствительность характеризует устойчивое срабатывание релейной защиты при коротком замыкании в защищаемой зоне. Чувствительность всех видов релейной защиты оценивается коэффициентом чувствительности Кч к минимальному току короткого замыкания

Надежность работы релейной защиты заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных по ее назначению случаях. Надежность обеспечивается применением высококачественных реле, простых и совершенных схем релейной защиты, тщательным выполнением монтажных работ, должной культурой эксплуатации защитных устройств.

В устройствах релейной защиты применяют различные реле, отличающиеся по принципу действия: электрические, механические, тепловые, полупроводниковые. Электрические реле реагируют на электрические величины: ток, напряжение, мощность, частоту, сопротивление. Механические реле реагируют на неэлектрические величины: давление, уровень жидкости и в электрических сетях применяются редко. Тепловые реле реагируют на количество выделенного тепла или изменение температуры. Полупроводниковые реле - современный тип конструкций реле, позволяющий повысить чувствительность и срок службы, улучшить характеристики реле, выполнить их без контактов и движущихся частей, снизить потребляемую мощность.

По назначению все реле делят на три группы: основные, непосредственно реагирующие на изменение контролируемых величин (реле тока, напряжения, мощности, частоты); вспомогательные, управляемые другими основными реле и выполняющие дополнительные функции выдержки времени (реле времени), размножения числа контактов, передачи команд от одних реле к другим (промежуточные реле) и т.п.; сигнальные (указательные), фиксирующие действие РЗ и управляющие световыми и звуковыми сигналами.

8.1 Газовая защита

Газовая защита, основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 8.1. а). Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. 8.1.б).



Рис. 8.1 - Газовое реле защиты трансформатора

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет fcp = 0,05...0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительной и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, при доливке масла и ремонта системы охлаждения. Возможны также, ложные срабатывания зашиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. Это допускается также на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВ-А и менее, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью Sт.ном. > 6300 кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах мощностью 1...4 MB-А. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

Рис. 8.2 - Принципиальная схема газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе

8.2 Максимальная токовая защита

Газовая защита не действует при КЗ на выводах трансформатора и в его соединениях с выключателями, поэтому для отключения трансформатора при этих повреждениях на трансформаторах небольшой и средней мощности предусматривается токовая защита от многофазных коротких замыканий. Она содержит обычно две ступени: первую - токовую отсечку без выдержки времени, третью - максимальную токовую защиту. В ряде случаев она дополняется защитой от однофазных коротких замыканий на выводах низшего напряжения трансформатора.

Для отключения коротких замыканий на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения токовая отсечка без выдержки времени дополняется максимальной токовой защитой, полностью защищающей трансформатор и являющейся вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних коротких замыканий. Получается защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени без второй ступени.

Расчет максимальной токовой защиты силового трансформатора.

Определим ток срабатывания максимальной токовой защиты:

где: =1,2 коэффициент отстройки [10];

=2,5 коэффициент самозапуска [10];

=0,8 коэффициент возврата [10];

- ток рабочей форсировки на стороне низкого напряжения.

Находим ток срабатывания реле на основной стороне 115 кВ с наибольшим вторичным током в плече защиты, исходя из тока срабатывания защиты, пересчитанного на сторону 115 кВ:

Максимальная токовая защита отстраивается от минимального тока короткого замыкания. Минимальным является ток двухфазного короткого замыкания. Определим двухфазного короткого замыкания по формуле:

Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты должен быть не менее 1,5.

где: - коэффициент схемы стороны установки защиты.

Защита обладает достаточной чувствительностью.

8.3 Дифференциальная токовая защита трансформатора

Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя, при этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей. Она может быть выполнена посредством вторичных реле прямого и косвенного действия на переменном и постоянном оперативном токе. Схема соединения трансформаторов тока и реле выбирается в соответствии с учетом действия защиты при всех возможных видах коротких замыканий.

Селективность отсечки обеспечивается выбором ее тока срабатывания.

Недостаток отсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформаторов. В ее зону действия входит только часть обмотки. Защита не реагирует на короткие замыкания на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения.

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали». Для осуществления защиты используются трансформаторы тока TAI, ТАИ, установленные с обеих сторон защищаемого трансформатора вблизи выключателей Ql, Q2 (рис. 8.3.) Вторичные обмотки трансформаторов тока и реле КА соединяются в схему продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами. При этом в реле КА при отсутствии повреждения в защищаемой зоне проходит ток небаланса.



Рис. 8.3 - Дифференциальная токовая защита двухобмоточного трансформатора

Однако этот ток в дифференциальной защите трансформатора определяется не только погрешностью трансформаторов тока, но и рядом дополнительных факторов. Они обусловливают особенности схемы, усложняют ее и должны учитываться при выполнении дифференциальной защиты трансформатора.

Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждение в обмотках, на выводах и в соединении с выключателем. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».

Выбираются уставки дифференциальной защиты с торможением (ДЗТ-11) 2-х обмоточного трансформатора мощностью Sтр = 16 МВА.

Определим средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

Таблица 8.1 - Значения первичных и вторичных токов для защищаемого трансформатора

НАМЕНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ	Численное значение для стороны
	115 кВ	10,5 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А	Iн=Sн/(·Uн.ср.) = 105,3 А	1158 А
Коэф. трансф. тр-ра тока nэ	300/5 = 60	2000 / 5 = 400
Схема соединения тр-ра тока	треугольник	звезда
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора	звезда	треугольник
коэффициент схемы		1
Вторичный ток в плечах защиты, I=(Iн·Ксх)/nТ	3,03 А	2,9 А

Выбирается место установки тормозной обмотки реле ДЗТ-11, плечо стороны НН.

Рис. 8.4

Схема включения обмоток реле типа ДЗТ-11 в дифференциальной защите двухобмоточного трансформатора.

Определяется первичный ток небаланса;

Iнб = I'нб + I”нб = 688 + 1100,8=1788 А 8.5.

где: I'нб - обусловленная точностью трансформаторов тока

I'нб = Капер·Кодн·Е·I(3)кз вн = 1·1·0,1·3860 = 386 А 8.6.

Е - относительное значение тока намагничивания Капер=1, обусловленная регулированием напряжением защищаемого трансформатора.

Кодн = 1, коэффициент однотипности [10];

Капер - коэффициент, учитывающий переходной режим. (Капер = 1) [10];

I”нб = 0,16·3860 = 617,6 А

Ток срабатывания защиты выбирается по условию:

Iс.з. = Кн· Iнб = 1,5·Iнб = 1,5·617,6 = 926,4 А 8.8.

где: Кн - коэффициент надежности для реле серий ДЗТ равно 1,5 [10];

Определяется число витков обмотки ДЗТ для выравнивания М.Д.С.

Таблица 8.2 - Расчет дифференциальной защиты трансформатора

	Наименование величины	Обозначение величины и расчётное выражение	Численное значение
1	Ток срабатывания реле (неосновной), А
2	Расчётное число витков обмотки реле для неоснов.	Wнеосн.реле = Fср./Iс.р.несон.	100/2,45 = 40,8
3	Предварительно принятое число витков	Wнеосн.реле	40 штук
4	Ток срабатывания реле (неоснов) с учетом витков	Iср.неосн. = Fср./Wнеосн.	100/40 =2,5А
5	Ток срабатывания защиты со стороны ВН	Iсз.неосн.ВН= (Iср.неосн.·Wнеосн)/Ксх	(2,5·40)/ =57,8 А
6	Ток срабатывания защит со стороны НН	Iсз.осн. = Iсз.неосн. ВН·Кн	57,8·1,3 = 75,14А
7	Расчётное число витков обмотки реле для основ.	Wосн.расч. = (Wнеосн.·I2неосн) / I2 осн.	(40·3,03)/2,9 = 41,8
8	Предварительно принятое число витков	Wосн	42 штук
9	Составляющая, обусловленная неточностью уставки на коммутаторе реле ДЗТ	I”'нб = ((Wосн.расч. - Wосн.) / Wоснов.расч))·Iк.з.макс	((4241,8)/42)/3860=18,4 А
10	Ток небаланса	Iнб = I'нб + I”нб + I'''нб	386+617,6+18,4 = 1022 А
11	Окончательное принятое число обмоток	Wосновн. Wнеосновн.	42 40
12	Проверка	I2осн.·Wосн = I2неосн·Wнеосн.	2,9·42 3,03·40

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для обеспечения бездействия защиты при внешнем трехфазном коротком замыкании:

Wт = (1,5·Iнб·Wр)/(Iк.з.макс НН·tg) = (1,5·1022·40)/(10600·0,87) = 5,03 8.10.

Выбираем ближайшее целое число -5 штук

где: Iк.з.макс НН - периодическая слагающая тока при расчётах внешних коротких замыканий где включена тормозная обмотка.

Wр - расчётное число витков рабочёй обмотке реле на стороне, где включена тормозная обмотка.

Кн - коэффициент надежности (Кн = 1,5 [10];

tg - тангенс угла наклона координат к характеристике срабатывания реле соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tg = 0,87 [10];

Чувствительность защиты проверяем по формуле:

Защита обладает достаточной чувствительностью.

8.4 Токовая защита от перегрузок.

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания реле определяет. Коэффициент учитывает только погрешность в токе срабатывания и принимается равным kотс-1,05. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках.

Защита от перегрузки предусматривается при параллельной работе нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии УАВР с действием на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

где:=1,05 коэффициент отстройки [10];

=0,85 коэффициент возврата [10];

- коэффициент трансформации трансформатора тока [10];

- номинальный ток трансформатора:

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

9.1 Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности

Эффективное и экологически чистое производство тепловой и электрической энергии является жизненно важным вопросом в настоящее время. Экологические аспекты учитываются в обязательном порядке при реконструкции, ремонте, монтаже оборудования.

Электрификация России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередачи, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работниками электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда.

Основная роль безопасности жизнедеятельности - защита человека в техносфере от негативных воздействий антропогенного и естественного происхождения и достижение комфортных условий жизнедеятельности.

Здоровые и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные производственные установки, могут быть обеспечены выполнением научно обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.

9.2 Охрана окружающей среды

Проектируемая подстанция вредных выбросов в атмосферу не имеет, но является источником воздействием на окружающую природную среду:

Непрерывные - шум, создаваемый работающими устанавливаемыми трансформаторами;

Кратковременные - в незначительном количестве, эпизодически, в помещении аккумуляторных батарей может возникать загрязнение аэрозолями серной кислоты при зарядке аккумуляторов напряжением выше 2,3 В на элемент (что бывает крайне редко при формовке батарей);

Аварийные - разлив масла при аварии устанавливаемых силовых трансформаторов.

Для устанавливаемых силовых трансформаторов мощностью 25 МВА минимальное допустимое расстояние до жилой постройки 250 м.

В указанном радиусе жилая застройка отсутствует, поэтому мероприятия по шумозащите трансформаторов не предусматривается.

9.3 Мероприятия по защите поверхности земли от загрязнения маслом

Для предохранения почвы от загрязнения сбросами масла при повреждении трансформаторов на ПС предусматривается сооружение маслоприемников со сбросом по сети закрытых маслоотводов в маслосборник емкостью 19м2.

Маслоприёмники под трансформаторами рассчитаны на вмещение 100% масла, содержащегося в соответствующем трансформаторе.

Для обеспечения готовности маслосборника к принятию масла режим его содержания предусматривает систематическое опорожнение маслосборника от атмосферных осадков. Уловленное масло из маслосборника используется по назначению (отвозится на обработку и регенерацию), а оставшаяся вода, имеющая следы масла, вывозится в места утилизации. Режим нахождения масла в маслосборнике (при аварии трансформатора) - непродолжительный.

9.4 Общие мероприятия по технике безопасности

Для обеспечения нормальных условий труда при обслуживании ПС, предусматриваются следующие производственные помещения:

Помещения ОПУ;

Помещения для ремонта оборудования релейной защиты;

Помещения ремонтной бригады.

Для обеспечения нормируемого уровня освещенности рабочих мест и проходов, предусматривается освещение ОПУ и территории ПС.

Компоновка ПС и подъездные дороги позволяют принять для ремонтных и эксплуатационных работ автокран и другие инвентарные устройства.

Молниезащита ПС обеспечивает безопасность ее обслуживания.

Предусматриваются все нормируемые разрывы от токоведущих частей оборудования и ошиновки до мест возможного появления эксплуатационного персонала ПС.

Для исключения ошибочных действий персонала, при производстве оперативных переключений в ОРУ предусмотрена электромагнитная блокировка на выпрямленном оперативном токе. В ЗРУ для этой цели предусмотрена заводская механическая блокировка.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала при однофазных КЗ на землю, предусмотрено присоединение всех металлических нетоковедущих частей оборудования к контуру заземления ПС.

Для защиты персонала подстанции от поражения электрическим током предусматриваются следующие мероприятия по технике безопасности:

Для оборудования 110, 10 кВ предусматривается заземление корпусов. Расчет заземляющего устройства приведен далее;

заземлению подлежат корпуса трансформаторов, масляных выключателей, расположенных на территории подстанции. Заземление подключается к общему контуру заземления;

предусматривается периодический контроль изоляции в сети 0,4 кВ. Контроль и профилактика изоляции производится мегомметром.

в целях исключения прикосновения или опасного приближения к неизолированным частям электрического оборудования предусматривается обеспечение безопасности людей следующим путем:

а) ограждением

б) блокировками

в) расположением токоведущих частей на недоступной высоте и в недоступном месте.

В целях предотвращения попадания посторонних лиц на территорию подстанции предусматривается ограждение решетчатым забором высотой до 2 м. ОРУ также ограждается забором высотой 1,7 м. Расстояние от токоведущих частей до ограждения составляет для 110 кВ 1,5 м.

для предотвращения поражения персонала током весь переносной инструмент имеет рукоятки из изолирующего материала.

на подстанции имеется в наличии полный комплект индивидуальных средств защиты.

для защиты оборудования и зданий подстанции от прямого попадания молнии установлена группа стержневых молниеотводов. В качестве заземлителей используется заземляющее устройство подстанции. Отходящие линии электропередач защищены от удара молнии по всей длине заземляющим тросом.

литейный завод электроснабжение подстанция

9.5 Расчет молниезащиты главной понизительной подстанции

Определим ожидаемое число поражений молнией в год ГПП не оборудованной молниезащитой согласно [1] по формуле:

N=(B + 6hx) • (L + 6hx) n • 10-6, (8.1)

Где B - ширина защищаемого объекта равная 32м;

L - длина защищаемого объекта равная 38,5 м;

hx - высота объекта 9м;

n-среднее число поражений молнией на 1 км2 земной поверхности в год 1.

N=(32 + 6 • 9) • (38.5 + 6 • 9) 1•10-6 = 7,95 •10-3

Производственные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения выделены в категории по степени устройства молниезащиты.

В нашем случае с учетом N=7,95•10-3, ГПП относится ко второй категории устройства молниезащиты и зоне защиты молниеотвода типа В [1]. Для данной категории используем методику расчета высоты стержневого молниеотвода. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 150 метров, представляет собой конус (см. рис. 8.1), вершина которого находится на высоте ho. Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта hх и на уровне земли, представляют собой окружности радиусами ro, rx соответственно.

Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотводов и высоту расположения ho минимальной зоны определим согласно [1]по следующим формулам:

ro = 1,5h; (8.2)

rx = 1,5( h - ); (8.3)

ho = 0,92h, (8.4)

где ro - радиус зоны защиты по поверхности земли, м;

h - высота молниеотвода, м;

rx - радиус зоны защиты на высоте hx, м.

Применяем, молниеотвод выстой 30 м

ro = 1,5 •30 = 45 (м);

rx = 1,5 (30 - ) = 30,33 (м);

ho = 0,92 •36 = 27,6 (м) 30 (м),

Место установки молниеотводов определено на территории ГПП. Для полного охвата радиусом rx территории подстанции устанавливаем 4 молниеотвода. В качестве молниеотвода устанавливаем опору УС110-8.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

9.6 Расчет заземляющего устройства подстанции

Для выполнения рабочего защитного и грозозащитного заземления ОРУ-110 кВ используют одно заземляющее устройство.

Защитное заземление преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т. п.).

Рабочее заземление - преднамеренное соединение с землей отдельных точек электрической цепи, например нейтральных точек обмоток генераторов, силовых и измерительных трансформаторов, дугогасящих аппаратов, реакторов поперечной компенсации в дальних линиях электропередачи, а также фазы при использовании земли в качестве фазного или обратного провода. Рабочее заземление предназначено для обеспечения надлежащей работы электроустановки в нормальных или аварийных условиях и осуществляется непосредственно (т. е. путем соединения проводником заземляемых частей с заземлителем) или через специальные аппараты - пробивные предохранители, разрядники, резисторы и т. п. Заземление молнезащиты - преднамеренное соединение с землей молниеприемников и разрядников в целях отвода от них токов молнии в землю.

Принцип действия защитного заземления - снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами. Это достигается путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (уменьшением сопротивления заземлителя), а также путем выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземленного оборудования (подъемом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземленного оборудования). Сопротивление общей системы заземления станции или подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства.

Требования, предъявляемые ПУЭ к заземлениям электроустановки, зависит от режима нейтрали сети, в которой работает установка.

Исходные данные для расчета:

а) номинальные напряжения - 110, 10 кВ;

б) удельное сопротивление грунта в самую сухую пору года

верхний слой (смешанный грунт) - 100 Ом м;

нижний слой (смешанный грунт) -60 Ом м;

в) климатическая зона III;

г) размеры территории подстанции, занятой оборудованием, составляют 3238.5 м [1];

д) в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос - опоры трех подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ на железобетонных опорах с длиной пролета ВЛ - 200 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением 50 мм2; сопротивление заземления одной опоры RОП = 12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20.

Если заземляющее устройство подстанции используется для нескольких напряжений электроустановки, то наименьшим требуемым сопротивлением является 0,5 Ом (для сетей с большими токами замыкания на землю, т.е. 110 кВ).

Сопротивление естественного заземлителя для одной линий определяем по формуле:

где RT = RT0 *Lпрол. - удельное сопротивление троса С-50 составляет 2,8 - 3,7 Ом/км; принимая среднее значение RT0 = 3,0 Ом/км, получаем для Lпрол = 0,2 км, Rm = 3,0·0,2 = 0,6 Ом.

Для трех линий с тросами сопротивление естественного заземлителя будет:

Требуемое сопротивление искусственных заземлителей, найденное по формуле:

где: R3y - требуемое ПУЭ сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Вначале рассмотрим искусственный заземлитель в виде контура, охватывающего установку по ее периметру. Периметр контура определяется, если учесть, что проводники контура удалены от ограды на 2 м, т.е.

П = 2*(32 - 2*2) + 2*(38,5 - 2*2) = 125 м 8.9.

По условиям механической прочности и устойчивости против коррозии в земле применяют полосы толщиной не менее 4 мм, круглую сталь - диаметром не менее 10 мм. Наиболее распространенными горизонтальными заземлителями являются полосы 404 мм и круглая сталь диаметром 10-16 мм.

Сопротивление RГ уголка 60606 мм длиной L=3м

уложенного на глубине t = 0,7 м (без учета коэффициента использования), составит:

где = 100 Ом·м; Кмакс = 2 для III климатической зоны.

Если учесть коэффициент использования горизонтального заземлителя, ориентировочно принятый равным зг = 0,27, то сопротивление контура из горизонтального заземлителя RКГ составит:

В качестве вертикальных электродов примем уголки 60606 мм длиной L = 3м и распределим их по периметру горизонтального заземлителя через 4м, тогда их число составит:

Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей (без учета горизонтального контура) составит:

Сопротивление растеканию одного стального уголка 60x60х6 мм длиной 3 м, верхний конец которого находится на глубине 0,7 м, в III климатической зоне (Кмакс = 2) при dЭKB = 0,95b = 0,95·0,06 = 0,057 м, составит:

где: р - удельное сопротивление грунта, Ом-м;

l - длина электрода, м;

d - внешний диаметр электрода, м;

t - глубина заложения, м;

b - ширина полосового электрода, м.

Находим коэффициенты использования проложенных полос:

Тогда уточненное сопротивление горизонтального контура в ряду из уголков составит:

Сопротивление контура из 21 вертикальных электродов:

Общее сопротивление искусственного заземлителя:

Полученное значение RОБЩ-И меньше требуемого (1,82 Ом).

Учтем сопротивление заземляющей сетки из продольных и поперечных полос. Произведем расчет продольных и поперечных полос для выравнивания потенциалов и присоединения аппаратов и конструкций. Число продольных полос - 8 при их длине 32 м и среднем расстоянии между ними - 4 м. Полоса 40х4 мм.

Сопротивление одной продольной полосы 40х4 мм длиной 3 м, который находится на глубине 0,7 м, в III климатической зоне (Кмакс = 2) при dЭKB = 0,95b = 0,95·0,04 = 0,038 м определенное по формуле:

Коэффициент использования 8 полос, расположенных на расстоянии в среднем 4 м друг от друга, составит зпр ~ 0,4, поэтому сопротивление продольных полос с учетом экранирования будет равно:

Число поперечных полос длиной 38.5 м - 10 при среднем расстоянии между ними - 4 м.

Сопротивление одной поперечной полосы:

Коэффициент использования поперечных полос зпоп ~ 0,38. Сопротивление поперечных полос с учетом экранирования:

Суммарное сопротивление растеканию продольных и поперечных полос

Общее сопротивление искусственных заземлителей состоит из RКГ, RКВ и RПОЛ:

Расчетное значение сопротивления заземляющего устройства подстанции с учетом естественных заземлителей составит:

Сопротивление заземляющего устройства подстанции удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 9.1

Если учесть, что при расчетах не учтены заземленные оболочки кабелей, железобетонные фундаменты оборудования, дополнительные вертикальные электроды молниезащиты, то реальное сопротивление заземляющего устройства будет еще меньше.

9.7 Особенности тушения пожара в электроустановках

Горючими веществами и материалами в электроустановках являются в основном органические материалы - бумага, пряжа, ткани, резина, пластмассы, минеральное масло и др. Горение их обычно сопровождается значительным выделением дыма и газообразных продуктов разложения, часто имеет вид тления. Минеральное масло (трансформаторное) и кабельные мастики горят коптящим пламенем со значительным выделением окиси углерода СО, являющейся отравляющим газом.

Если горящая электроустановка почему-либо не отключена и находится под напряжением, то тушение ее представляет дополнительную опасность поражения персонала электрическим током. Поэтому, как правило, приступать к тушению пожара электроустановки можно только после снятия с нее напряжения, Если почему-либо напряжение снять быстро невозможно, а пожар быстро развивается, то допускается тушение пожара электрооборудования, находящегося под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности. Для тушения пожара электрооборудования (маслонаполненных трансформаторов, электрических машин, кабельных линий, проложенных в туннелях, и др.) можно использовать воду (распыленную или компактной струёй), воздушно-механическую пену, инертный газ, порошки и другие огнегасительные средства (накрывание очага горения кошмой, сухим песком и т. п.)

В случае необходимости тушения пожара не отключенного электрооборудования водой из ствола пожарного водопровода во избежание поражения электрическим током через струю воды необходимо соблюдать специальные правила.

Руководство пожарными работами:

1) руководителем тушения пожара в электроустановке до прибытия первого пожарного подразделения, вызванного по тревоге, является старший из числа дежурного электротехнического персонала или ответственный за электрохозяйство (главный энергетик, начальник электроцеха). По прибытии пожарного подразделения старший командир принимает на себя руководство тушением пожара;

отключение присоединений, на которых горит оборудование, производится дежурным электротехническим персоналом без предварительного получения разрешения вышестоящего лица, осуществляющего оперативное руководство по эксплуатации электроустановки, но с последующим уведомлением его по окончании операций отключения;

тушение пожаров компактными и распыленными водяными струями без снятия напряжения с электроустановки допускается только в открытых для обзора ствольщика электроустановках, в том числе горящих кабелей при номинальном напряжении до 10 кВ. При этом ствол должен быть заземлен, а ствольщик должен работать в диэлектрических ботах и находиться от очага пожара на расстоянии не менее 3,5 м при диаметре спрыска 13 мм при напряжении до 1 кВ включительно и 4,5 м при напряжении до 10 кВ. При диаметре спрыска 19 мм эти расстояния увеличиваются соответственно до 4 и 8 м, разрешается для тушения электрооборудования, находящегося под напряжением, применять морскую и сильно загрязненную воду. Тушение пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением, всеми видами пен, с помощью ручных огнетушителей запрещается, поскольку пена и раствор пенообразователя в воде обладают повышенной электропроводностью. В исключительных условиях при надежном заземлении генератора высокократной пены и насосов пожарных машин разрешается тушение пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением до 10 кВ, воздушно-механической пеной;

при пожаре силовой трансформатор должен быть отключен со стороны обеих обмоток, после чего немедленно следует приступить к его тушению любыми средствами (распыленной водой, воздушно- механической пеной, огнетушителями). Горящее минеральное масло не следует тушить компактной струей, во избежание увеличения площади пожара.

10. Организационно-экономическая часть проекта

10.1 Расчет стоимости электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год.

Полная стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по формуле;

где: - стоимость потребленной электроэнергии;

- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах (=ИДW(ТР-РА)=1495 тыс.руб[раздел 3.11.]).

Стоимость потребленной электроэнергии определяется по формуле;

Где а - основная ставка (а=750 руб/кВт - для U=20-1кВ);

в - дополнительная ставка (в=1,05 руб/кВт•ч - для U=20-1кВ);

УР - суммарная активная мощность предприятия (УР=18510 кВт);

ЭГОД - количество потребленной электроэнергии предприятием за год. Потребленная электроэнергия предприятием за год вычисляется по формуле;

потребленная электроэнергия предприятием за год

стоимость потребленной электроэнергии



полная стоимость потребленной электроэнергии

10.2 Определение годовой заработной платы рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо привести годовой баланс рабочего времени, а также рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Годовой баланс рабочего времени предоставлен в таблице 10.2.

Таблица 10.1 - Годовой баланс рабочего времени

№	Наименование статей	Значение	Примечание
		дни	часы
1	Календарный фонд рабочего времени	365	8760	расчет ведется на 2005г.
2	Нерабочие дни:
	- праздничные	10	-
	- выходные	104	-
	Всего	114	-
3	Средняя продолжительность рабочего дня	-	8	завод работает по 5-ти дневной неделе
4	Номинальный фонд рабочего времени	251	2008	п.1 - п.2
5	Неиспользуемое время:
	- основного и дополнительного отпуска	36	-
	- отпуска учащихся	1,255	-	0,5% от п.4
	- не выходы по болезни	7,53	-	3% от п.4
	- не выходы в связи с выполнением государственных обязанностей	1,255	-	0,5% от п.4
	- внутрисменные потери	1,255	-	0,5% от п.4
	Всего	47,29	-
6	Действительный фонд рабочего времени	203,7	1629,6	п.4 - п.5
7	Коэффициент использования рабочего года	0,812	-	п.6 / п.4

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле

где: Ni - количество единиц i-го оборудования;

ЕРСi - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

nТi - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

tТ - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =1,2ч).

Трудоемкость средних ремонтов вычисляется по формуле;

где: nСi - количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

tС - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =7ч).

Число рабочих мест для эксплуатационного персонала рассчитывается по следующей формуле:

гдеУЕРС - суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия (УЕРС=1905);

К - норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящиеся на одного человека (К принимается равным 800).

Таблица 10.2 - Расчетные трудоемкости элементов схемы электроснабжения

№	Наименование элементов схемы электроснабжения	Единица	Количество	ЕРС на ед. оборудования	УЕРС	Количество текущих ремонтов	Количество средних ремонтов за год	Трудоемкость текущих ремонтов, ТТР,ч	Трудоемкость средних ремонтов, ТСР,ч	Суммарная трудоемкость, УТ,ч
1	Трансформатор ТДН-16000/110	шт.	2	51	102	1	0	122,4	0	122,4
2	ОПН	шт.	8	1	8	1	0	9,6	0	9,6
3	Ячейка ввода или отходящих линий	шт.	8	11	88	1	0	105.6	0	105.6
4	Ячейка трансформатора собственных нужд	шт.	2	11	22	1	0	26,4	0	26,4
5	Ячейка трансформаторов напряжения	шт.	6	12,5	75	1	0	90	0	90
7	Ячейка с выключателем нагрузки	шт.	19	7	133	1	0	159.6	0	159.6
8	Трансформаторы тока	шт.	56	1	56	1	0	67.2	0	67.2
9	КУ	шт.	4	7	28	4	2	134.4	392	526,1
10	ТП 400 кВ•А	шт.	1
	ТП 1000 кВ•А	шт.	2
	ТП 1600 кВ•А	шт.	1
	ТП 2500 кВ•А	шт.	4
	трансформаторы	шт.	18	8	144	1	0	172,8	0	172,8
	шкаф вводной	шт.	18	12	216	6	3	1555,2	4536	6091,2
	шкаф линейный	шт.	72	13,5	972	6	3	6998,4	20412	27410,4
	шкаф секционный	шт.	9	12	108	6	3	777,6	2268	3045,6
11	Кабельная линия 10 кВ АСБ сечением:
	95 мм2 и выше	км	4,16	6	24,96	4	2	99,84	349,44	449,28
	ИТОГО:				1905			10232,6	27957,44	38190,04

Явочная численность эксплуатационного персонала вычисляется как

где: nСМ - количество рабочих смен в течении суток для расчетного предприятия (для данного промышленного предприятия nСМ принимается равным 2).

явочная численность эксплуатационного персонала

Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле;

где: КИРГ - коэффициент использования рабочего года (КИРГ=0,812 - см. таблицу 10.1).

суточная численность обслуживающего персонала

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов рассчитывается по формуле

где; УТ - суммарная трудоемкость электрохозяйства предприятия (УТ приведена в таблице 13.2 и равна 38190,04 ч);

ФД - действительный фонд рабочего времени (ФД=1629,64 ч - см. таблицу 10.1);

КВН - коэффициент выполнения нормы (КВН принимается равным 1,1).

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов

Основная заработная плата рабочих эксплуатационников вычисляется по формуле;

где: вПР - коэффициент, учитывающий премиальные выплаты (ПР = 1,1);

КТ = 15% - коэффициент трудоёмкости;

Зi - часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 17 руб за час)

основная заработная плата рабочих эксплуатационников

Дополнительная заработная плата составляет 50% от основной заработной платы;

дополнительная заработная плата

Основная заработная плата ремонтных рабочих будет определяться по формуле:

где: Зi -часовая тарифная ставка (для 4-го разряда составляет16 руб за час).

Основная заработная плата ремонтных рабочих

Дополнительная заработная плата ремонтных рабочих берется из расчета 50%-ов от основной заработной платы

дополнительная заработная плата ремонтных рабочих

Общий годовой фонд по рабочим рассчитывается как

общий годовой фонд по рабочим

Полный годовой фонд заработной платы ИТР вычисляется по формуле:

где: ОКi - должностные оклады (на предприятии работают главный энергетик и два мастера: главный энергетик - ОК = 8300руб, мастер ОК=7000руб).

полный годовой фонд заработной платы ИТР

Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия определяется по формуле:

общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия

10.3 Определение годовых отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды.

Расчет отчислений на социальные нужды производится по следующей формуле:

где: СН - норма отчислений на социальные нужды (СН принимается равной 26,2%).

Отчисления на социальные нужды

10.4 Определение годовых амортизационных отчислений на реновацию

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:

где: НРЕНАi - норма амортизационных отчислений на реновацию:

для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ- НРЕНА=3,5 %;

для синхронных и асинхронных двигателей - НРЕНА=5,3 %;

для силовых кабелей - НРЕНА=4 %;

Кi - капитальные затраты на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети. Расчет данных капитальных затрат приведен в таблице 10.3.

Таблица 10.3 - Расчет капитальных затрат на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети

№	Наименование оборудования	Количество оборудования, шт./км	Стоимость единицы оборудование, тыс.руб (на1.01.2005г.)	Общая стоимость оборудования, тыс.руб
1	ТДН-110/10-16000 кВ•А	2	3000	6000
2	ТП
	2х400 кВ•А	1	368,55	368,55
	2х1000 кВ•А	2	408	816
	2х1600 кВ•А	1	452,16	452,16
	2х2500 кВ•А	4	498,45	1993,8
3	ТСН	2	120	240
4	Трансформатор напряжения НКФ-110	2	70	140
5	Трансформатор напряжения НТМИ-10	4	26,96	107,84
6	Трансформатор тока ТФЗМ-110-1-У1	18	46,67	840,06
7	Трансформатор тока ТЛ-10-У3	38	19,349	735.26
8	Выключатель ЯЭ-110	3	133,3	400
9	Выключатель ВВЭ-10	19	80,67	1532.73
10	ОПН-110	4	185,22	370,44
11	ОПН-10	4	6,1	18,5
12	КЛ-АСБ сечением:
	95 мм2 и выше	4,16	316,65	1314
	ИТОГО			15329.34

Годовые амортизационные отчисления на реновацию

10.5 Определение годовых отчислений в ремонтный фонд

Годовые отчисления в ремонтный фонд определяются по формуле

Где НК.РЕМА - норма амортизационных отчислений в ремонтный фонд (принимается равной 2,9%).

?К - общие капиталовложения в электротехническое оборудование и внутризаводские сети (?К = 15329.34тыс.руб).

годовые отчисления в ремонтный фонд:

10.6 Расчет стоимости материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год

Стоимость затрат на материалы определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования

где: бМ - норма отчислений на расходуемые материалы при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия (бМ принимается равной 60%);

ИОЗ.П.І - годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих.

Годовые отчисления на основную заработную плату вычисляются по формуле:

годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих:

Стоимость материалов:

10.7 Определение прочих ежегодных затрат

Величина прочих затрат определяется по формуле:

где: бПР. - норма отчислений на прочие затраты (бПР. принимается равной 25%).

прочие ежегодные затраты

10.8 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия

Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой

Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия

10.9 Расчет удельной величины энергетической составляющей себестоимости продукции

Результаты расчетов и затрат сводятся в таблицу 10.4. и определяются суммарные затраты промышленного предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.

Таблица 10.4 - Расчет суммарных затрат

Наименование	Величина затрат, тыс. руб	В % к итогу
Стоимость потребленной электроэнергии за год		98,43%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР		0,64%
Годовые отчисления на социальные нужды		0,16%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию		0,2%
Годовые отчисления в ремонтный фонд		0,16%
Стоимость расходуемых материалов		0,23%
Прочие ежегодные затраты		0,18%
Итого (ИУ)		100,00%

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции рассчитывается по формуле

удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции

10.10 Калькуляция 1 кВт*ч внутризаводской себестоимости потребляемой электроэнергии

Экономичность, а следовательно, и правильность выполнения планирования и организации работ по обслуживанию системы электроснабжения можно оценить по внутризаводской себестоимости электроэнергии.

1. Основная ставка по тарифу

2. Дополнительная ставка по тарифу (с учетом НДС) руб./кВт*ч

3. Основная плата по тарифу определяется по формуле:



где Nгод max - годовой максимум нагрузки предприятия ( 18510 кВт )

= 750 * 18510 = 13882,5 тыс. руб.

4.Дополнительная плата по тарифу определяется по формуле:

где - количество электроэнергии, получаемой из энергосистемы

5. Итого плата за получаемую электроэнергию:

6. Годовые эксплуатационные расходы на содержание схемы электроснабжения: = 198 тыс. руб. в ценах 2005 года, переведем в цены 2010 года умножив на Куд=1,51 = 198 *1,51=300 тыс. руб

7. Всего годовых затрат:

8. Расход электроэнергии на собственные нужд, потери электроэнергии 5% от количества электроэнергии, получаемой из энергосистемы:

9. Количество электроэнергии, переданное на производственные нужды и освещение:

10. Внутризаводская себестоимость 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии:

Результаты расчетов сведены в табл. 10.5.

Таблица 10.5 - Калькуляция 1 кВт*ч внутризаводской себестоимости потребляемой электроэнергии

№ п/п	Показатели и статьи расходов	Ед. изм.	Абсолютная величина показателя
1	2	3	4
1	Основная ставка по тарифу	руб./кВт	750
2	Дополнительная ставка по тарифу	руб./кВт*ч	1,05
3	Основная плата по тарифу	тыс. руб.	13882,5
4	Дополнительная плата по тарифу	тыс. руб.
5	Количество электроэнергии, получаемой из энергосистемы	тыс. кВт*ч
6	Годовой максимум нагрузки предприятия или оплачиваемая присоединенная мощность	кВт	18510
7	Итого оплата за получаемую электроэнергию	тыс. руб.
8	Годовые эксплуатационные расходы на содержание схемы электроснабжения	тыс. руб.	300
9	Всего годовых затрат	тыс. руб.
10	Расход электроэнергии на собственные нужды	тыс. кВт*ч
11	Количество электроэнергии, переданное на производственные нужды и освещение	тыс. кВт*ч
12	Внутризаводская себестоимость 1 кВт*ч, потребляемой электроэнергии	руб./кВт*ч

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассматривалась электрическая подстанция напряжением 110//10 кВ, которая находится на территории литейного завода. Оценены существующие потребители и найдены их расчетные мощности.

При выборе трансформаторов подстанции и схемы электроснабжения основное внимание уделялось надежному и бесперебойному электроснабжению потребителей. Учитывая напряжение системы, а также удаленность и мощность потребителей, и все перечисленные факторы, на подстанции принимаем к установке два трансформатора ТДН-16000/110/10.

Рассчитаны токи трехфазного короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ.

Распределительные устройства принимаем открытыми по схеме мостик с выключателем в цепи трансформатора. Выбранные схемы соответствуют надежному и бесперебойному электроснабжению.

По нагрузкам собственных нужд подстанции, выбраны трансформаторы собственных нужд марки ТМ-160/10/0,4.

Был проведен выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры.

Разработана система релейной защиты и автоматика для силового трансформатора.

Изложен материал по безопасности жизнедеятельности проекта и экологии. Произведен расчет защитного заземления и молниезащиты подстанции.

Определена сметная стоимость схемы электроснабжения и произведено сетевое планирование строительно-монтажных работ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов высших учебных заведений/Б.И. Кудрин. - М.: Интермет Инжиниринг, 2005. - 672 с.

3. Федорова, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.-2-е изд., перераб. и доп./ А.А. Федорова, П.А. Сербиновский. - М.: Энергия, 1980.-576 с.

4. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.

5. Старкова Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения / Л.Е. Старкова, В.В. Орлов. Учеб. пособие - Изд. 3-е перераб. и доп./ Л.Е Старкова.- Вологда: ВоГТУ, 2002.-36 с.

6. Коновалова Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. / Л.Л. Коновалова, А.Д Рожкова. - М.: Энергоатомиздат, 1989 - 528 с.

7. Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

8. Левицкий В.Н. Механическая часть воздушных линий электропередачи. Учеб. пособие для вузов / Исмаилов Т.А. Левицкий В.Н. Махачкала: Даггостехуниверситет, 2005. - 82 с.

9. Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. / М.А Шабад. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 144 с.

10. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для ВУЗов / Андреев В.А. - М.: Изд. Высшая школа, 2003. - 639 с.

11. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.

12. Ильяшов В. П. Комплектные конденсаторные установки. М. «Энергия» 1968. 88 с.

13. Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 - 1150 кВ. - М.: НТФ "Энергопрогресс", 2003. - 32 с.

Размещено на Allbest.ru