Проектирование кустовой насосной станции

В блоке коллекторов и насосных блоках есть сигнализатор горючих паров СВК-ЗМ-1. В случае повышения концентрации горючих газов до 20% (НВП), на общестанционный щит подаётся предупредительный сигнал (звонок) для принятия мер по устранению загазованности.

В насосной станции имеется пожарный щит с набором инструментов и огнетушителей.

На территории насосной станции имеется пожарный гидрант с автономным поступлением воды. Для быстрого подключения гидрант снабжен гайкой Богданова. В системе пожарного водоснабжения поддерживается давление 1,0 - 1,5 МПа.

В насосной станции имеется телефонная связь с пожарной частью, разработаны планы эвакуации и планы переключения технологического и электрического оборудования на случай пожара.

Кроме всего прочего руководители работ должны перед началом работы проинструктировать рабочих о правилах пожарной безопасности.

8.2 Безопасность работающих

Размеры площадки проектируемой ПГВ, включая ее ограждение, составляют 35x50 м. Территория на которой смонтированы ОРУ 110 кВ, силовые трансформаторы ТДН 16000/110 и ЗРУ 10 кВ, занимает площадь 25x35 м.

Согласно заданию на дипломное проектирование площадка БКНС представлена грунтами: сверху суглинок - 1 м, а затем залегают глины.

Для обеспечения безопасности обслуживания и по условиям работы электрооборудования в электроустановках создаются заземляющие устройства, состоящие из заземлителей (надежно соединенных с землей проводников) и проводников, соединяющих заземлители с металлическими корпусами электрооборудования.

Заземлению подлежат металлические корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, щитов управления, металлические конструкции распределительных устройств и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования [12].

Для обеспечения электробезопасных условий эксплуатации электрооборудования ПГВ110/10 кВ будем проектировать для нее защитное заземляющее устройство исходя из самых высоких требований ПУЭ, относящиеся к электроустановкам напряжением выше 1 кВ с большими токами замыкания на землю (ОРУ НО кВ).Для них, согласно того же источника, сопротивление заземляющего устройства в любое время года не должно быть более R_HOРM = 0,5 Ом.

Сооружение заземляющего устройства будем выполнять в

виде контура, проложенного по внутреннему периметру подстанции

на расстоянии 2-2,5 м от забора, при помощи заглубленной металлической сетки, проложенной внутри площадки подстанции.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром d=20 мм и длиной l = 5м. Верхние концы электродов располагаем на глубине to=0,5 м от поверхности земли. А в качестве горизонтальных - стальные полосы размером 40x4 мм, заглубленные на такую же глубину, т.е. to~0,5 м.

Сопротивление одиночного вертикального заземлителя (электрода) в двухслойной земле определим по формуле [8,7]:

R_B.₀ = A с₂, (8.1)

где А - коэффициент для вычисления сопротивления

вертикального заземлителя в двухслойной земле ( А = 0,212 табл. 15 [8] );

с₂ - удельное сопротивление нижнего слоя земли, Ом*м.

R_B.₀= 0,212*40 = 8,48 Ом.

Для обеспечения нормируемого значения сопротивления заземляющего устройства предусмотрим (пока приблизительно) следующее число вертикальных заземлителей:

(8.2)



Вертикальные электроды располагаем как по контуру ПГВ 110/10 кВ, так и внутри ее территории на расстоянии 10 м друг от друга. Эти заземлители соединяем между собой горизонтальными электродами путем электродуговой сварки. Полученная конструкция защитного устройства в виде металлической сетки будет обеспечивать равномерность распределения потенциала по всей территории понизительной подстанции (рис. 8.1).

Согласно схеме расположения заземляющего устройства принимаем число вертикальных электродов равное п=20. Тогда сопротивление растеканию группы вертикальных электродов составит:

(8.3)

где з_В - коэффициент использования вертикальных электродов группового заземлите ля (з_B= 0,63 табл. 18 [8]).

Сопротивление растеканию одиночного горизонтального электрода, проложенного в верхнем слое двухслойной земли на глубине to - 0,5 м определим по формуле:

R_Г.О = Bс₂, (8.4)

где В - коэффициент для вычисления сопротивления

горизонтального заземлителя в двухслойной земле (В=0,1 табл. 16 [8]);

R_Г.О = 0,1*40 = 4 Ом.

Сопротивление растеканию группового горизонтального заземлителя, состоящего из m_Г параллельно уложенных полос, определим по формуле:

(8.5)

где з_Г.П - коэффициент использования параллельно уложенных горизонтальных электродов группового заземлителя (з_Г.П = 0,67 табл. 18 [8]).

Определим общее сопротивление заземляющего устройства:

(8.6)

Как видно из (8.6) - R_o6m < R_H0Pм = 0.5 Ом. Следовательно, это защитное заземление можно сооружать для ПГВ 110/10 кВ при БКНС.

8.3 Расчет молниезащиты

Спроектируем молниезащиту ПГВ 110/10 кВ, с целью

предотвращения прямых ударов молнии на все

электрооборудование находящееся на территории этой подстанции. Площадь, которая подлежит защите, имеет размеры 25x35 м. Высота самого высокого объекта на ПГВ 110/10 кВ равна h_x=ll м.

Согласно заданию на дипломное проектирование, БКНС расположена в районе, где нормативная продолжительность гроз составляет от 20 до 40 часов в году.

Ожидаемое количество N поражений молнией в год зданий и сооружений, необорудованных молниезащитой, определим по формуле [8]:

N = (S + 6h_Х)(L + 6h_Х)n*10^-6, (8.7)

где S и L - соответственно ширина и длина защищаемого сооружения, м;

h_Х - наибольшая высота сооружения, м;

n - среднегодовое число ударов молний в 1 км² земной поверхности в месте расположения сооружения (n = 3 [8]).

N=(25 + 6*11)(35 + 6*11)*3*10^-6 = 0,03.

В соответствии с "Указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений" все здания и сооружения по требованиям молниезащиты делятся на три категории :

I категория -

производственные здания и сооружения с взрывоопасными помещениями классов B-I и В-П. К этой категории относятся также здания электростанций и подстанций;

II категория -

другие здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не относящиеся к I категории;

III категория -

все остальные здания и сооружения, в том числе и все пожароопасные.

Для защиты от прямых попаданий молнии ПГВ 110/10 кВ примем два молниеотвода высотой над уровнем земли h=30 м и расположенных на площадке подстанции согласно рис. 8.2.

Теперь произведем расчет зоны защиты от двух молниеотводов [8].

Высота зоны защиты ho над землей одиночного стержневого молниеотвода:

h₀= 0,85h = 0,85 * 30 = 25,5 м. (8.8)

Радиус зоны защиты

г₀ одиночного стержневого молниеотвода на уровне земли:

г₀= (1,1-0,002h)h =(1,1- 0,002*30)*30 = 31,2 м. (8.9)

Высота зоны защиты h_c над землей в середине между двумя молниеотводами при 1 > h:

h_c= ho - (0,17-3*10^-4 h)(l-h) = 25,5 - (0,17 - 3*10^-4*30)(35 - 30) = 24,7 м. (8.10)

Радиус зоны защиты г_х одиночного стержневого молниеотвода на уровне наибольшей высоты защищаемого объекта:

Рис. 8.2. План расположения молниеотводов на площадке ПГВ 110/10 кВ: 1 - контур заземляющего устройства; 2 - вертикальный заземлитель; 3 - стержневой молниеотвод

(8.11)

Ширина зоны защиты 2r_с на уровне земли в середине между молниеотводами:

2r_с = 2r₀ = 2*31,2 = 62,4 м. (8.12)

Ширина зоны защиты 2r_с._х в середине между молниеотводами на уровне наибольшей высоты защищаемого объекта h_X = 11м:

(8.13)

По результатам расчета построим зону защиты стержневых молниеотводов (рис. 8.3).

Согласно ПУЭ молниеотводы должны иметь свои заземляющие устройства, выполненные из 2-3 вертикальных электродов с сопротивлением растеканию тока не более 80 Ом. В нашем случае, в качестве заземляющего устройства принимаем по два стержневых вертикальных электрода диаметром 20 мм и длиной 5 м (R_BO=8,48 Ом) на каждый стержневой молниеотвод

Расположим их параллельно образующей контура заземляющего устройства ПГВ 110/10 кВ на расстоянии 5 м (см. рис. 8.2).

Токоотвод от молниеприемника, выполненный из полосовой стали размером 40x4 мм, соединим с заземляющими электродами молниеотвода и с заземляющим устройством ПГВ (см. рис. 8.2) стальной полосой того же размера, проложенной на глубине 0,5 м. Соединения выполним электродуговой сваркой. С целью предотвращения от коррозии молниеприемника и металлического спуска - токоотвода их необходимо окрасить.

Рис. 8.3. Зона защиты молниеотводов ПГВ 110/10 кВ

Присоединения к защитному заземлению ПГВ 110/10 кВ еще четырех вертикальных стержневых электродов и горизонтальных заземлителей общей протяженностью 50 м приведут к снижению общего сопротивления заземляющего устройства.



9. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения

Целью данного раздела является определение экономической эффективности принятия напряжения 10 кВ вместо 6 кВ для распределительных сетей нефтепромысловых объектов, получающих питание от понизительной подстанции при БКНС.

Выше уже отмечались положительные предпосылки такого перевода (см. раздел 3 настоящей пояснительной записки). Вот основные из них:

Массовый выпуск в последние годы в нашей стране крупных электродвигателей на напряжение 10 кВ;

Возможность увеличения предельной дальности передаваемой мощности при прочих равных условиях, примерно на 70%;

Уменьшение потерь электрической энергии в сетях;

Сокращение числа ячеек отходящих линий ЗРУ-10 кВ подстанции для электроснабжения нефтепромысловых объектов,

Уменьшение сечения кабелей и проводов.

В итоге, все эти факторы дают возможность снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы, что в конечном счете, позволяет уменьшить себестоимость добываемой нефти и увеличить прибыль от ее реализации в реальных условиях рыночной экономики.

В подтверждение этих выводов, проведем экономический расчет. В качестве исходных данных примем:

Число ячеек для отходящих воздушных линий распределительной сети нефтепромысла на главной понизительной подстанции при БКНС, примем равным 8, т.е. n = 8;

Протяженность каждой ВЛ 6(10) кВ - 1 = 6 kм;

усредненная расчетная нагрузка на каждую ВЛ - S_p=1082,8 кВА, полученная путем деления общей внешней нагрузки S_р.внеш = 8662,6 кВА (см. табл. 2.1) на число отходящих воздушных линий;

время использования максимума нагрузки в году Т_мах= 7000 ч.

Определим технические показатели ВЛ 6 кВ и ВЛ 10 кВ.

Выбор экономически целесообразного сечения провода для ВЛ бкВ и 10 кВ будем производить, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока по формуле:

, (9.1)

где I_р - расчетный ток рабочей нагрузки линии, А;

J_э - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм².

Так как электроприемники проектируемого объекта имеют довольно плотный график нагрузки (Т_мах превышает 5000 ч/год), то согласно ПУЭ для неизолированных алюминиевых проводов J_Э = 1,0 А/мм².

Расчетный ток нагрузки одной ВЛ 6(10) кВ определяем по формуле:

, (9.2)

где S_p - усредненная расчетная нагрузка, МВА;

U_HОМ - номинальное напряжение ВЛ, кВ.

Подставляя соответствующие значения в (9.2), получим:

для ВЛ 6 кВ

для ВЛ 10 кВ

Экономически целесообразное сечение проводов составит:

для ВЛ б кВ

q_Эl = 104,2/1,0 = 104,2 мм²;

для ВЛ 10 кВ

q_Э2 = 62,5/1,0 =62,5 мм².

По полученным значениям q_Эl и q_Э2 выбираем для питающих ВЛ 6 кВ неизолированные сталеалюминевые провода марки АС-120, а для питающих ВЛ 10 кВ - неизолированные сталеалюминевые провода марки АС-70.

Руководствуясь табл. П.4.3 [26] выбранные провода для ВЛ 6(10) кВ проходят по длительно допустимой токовой нагрузке (нагреву).

Теперь определим годовые потери электроэнергии ВЛ 6(10) кВ, кВт*ч.

?W_a = 3I²_MAXR ф*10^-3, (9.3)

где I_max - максимальный ток в ВЛ (I_max1 = I_P1, a I_max2 = I_P2), А;

R - активное сопротивление линии, Ом;

ф - время максимальных потерь в году, ч.

Расчетное выражение для определения значения R имеет вид:

R = г₀1, (9.4)

где 1 - длина линии, км;

r₀ - удельное активное сопротивление проводов (для АС-120 - г₀ = 0,249 Ом/км, а для АС-70 - г₀= 0,429 Ом/км [20]), Ом/км.

Тогда активное сопротивление составит:

для ВЛ 6 кВ

R₁ = 0,249*6 =1,5 Ом; для ВЛ 10 кВ

R₂= 0,429*6 =2,6 Ом.

Расчетное выражение для определения ф (одинаково для обоих вариантов):

(9.5)

Для ВЛ 6 кВ годовые потери электроэнергии составят:

?W_al = 3*104,2²*1,5*5948*10^-3 = 290615,6KBт*ч.

Для ВЛ 10 кВ годовые потери электроэнергии составят:

?W_a2 = 3*62,5²*2,6*5948*10^-3 = 181228,l кВт*ч.

Определим потери мощности по формуле

?P_мах = 3I²_мaxR*10^-3: (9.6)

для ВЛ 6 кВ

?Р_мах = 3*104,2²*1,5*10^-3 = 48,9 кВт; для ВЛ 10 кВ

?Р_мах2 = 3*62,5²*2,6*10^-3 = 30,5 кВт

Определим экономические показатели ВЛ 6 кВ и ВЛ 10 кВ методом приведенных затрат [16,26]. Расчет выполним для ВЛ 6 кВ и ВЛ 10 кВ. Потом, полученные величины затрат, умножим на число воздушных линий, т. е. на 8. Предполагаем, что капитальные вложения осуществляются в течении одного года. Капитальные затраты определяем с учетом укрупненных показателей:

К = к_удк₁к₂, (9.7)

где к_уд - стоимость ВЛ 6(10) кВ, выполненной на железобетонных опорах в ценах 1984 года принимается по табл. П4.2 [26], (для ВЛ 6 кВ - провод АС-120 - к_уд1 = 2,2 тыс. руб./км, а для ВЛ 10 кВ - провод АС-70- к_уд2 = 1,7 тыс. руб./км), тыс. руб./км;

к₁ - коэффициент переводящий цены 1984 года к ценам 1991 года (по рекомендациям АООТ " Нефтегазпроект" принят к₁ = 1,5);

к₂ - коэффициент переводящий цены 1991 года к ценам 2003 года (значение к₂ колеблется в пределах 3,5 ч 10. Примем к₂=5).

Исходя из изложенного, капитальные затраты составят:

для одной ВЛ 6 кВ

K₁ = 2,2*1,5*5 = 99 тыс. руб; для одной ВЛ 10 кВ:

К₂= 1,7*1,5*5000*6 = 76,5 тыс. руб.

Рис. 9.1. График периода окупаемости проекта.

Результаты расчётов приведены в таблице 9.1.2.

Ежегодные амортизационные отчисления определим по

формуле:

С_а = К к_а (9.9)

где к_а - коэффициент амортизационных отчислений для ВЛ до 20 кВ к_а=0,03).

Тогда ежегодные амортизационные отчисления для одной линии составят:

Для ВЛ 66 кВ

С_а = 99000*0,03 = 2970 руб; Для ВЛ 10 кВ

С_а = 76500*0.03 = 2295 руб.

Ежегодные отчисления на технический ремонт и обслуживание определим по формуле:

C_тр = C_a К_тр (9.10)

где К_тр - коэффициент отчислений на технический ремонт и обслуживание (К_тр принимается равным 15% от С_а).

Тогда:

Для ВЛ 6 кВ

С_тр1 = 2970*0,15 = 445,5 руб.;

Для ВЛ 10 кВ

С_тр2 = 2295*0,15 = 344,3 руб.

Стоимость потерь электроэнергии за год сосчитаем по двухставочному тарифу по формуле:

C_n = a?P_max * 12 + в?W_а , (9.11)

Тогда:

Для ВЛ 6 кВ:

С_п = 78260 * 48,9 * 12 + 88 * 290615,6 = 71497,1 тыс. руб:

Для ВЛ 10 кВ:

С_п = 78260 * 30,5 * 12 + 88 * 181228,1 = 44591,2 тыс. руб.

Результаты расчета стоимости потерь электроэнергии сведем в таб. 9.1

Таблица 9.1.2.

Расчёт показателей эффективности

Экономические показатели	Годы
	0	1	2	5	4	5
Единовременные кап. вложения, тыс.руб.	76,50	***	***	***	***	***
Сдt - Cpt, тыс.руб.	***	26906	26906	26906	26906	26906
Амортизация, 20%	***	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3
Налог на имущество, 2,2%, тыс.руб.	***	1,37	1,22	1,07	0,91	0,76
Налог на прибыль, 24%, тыс.руб.	***	6,31	6,35	6,38	6,42	6,46
tp-t	0	-1	-2	-3	-4	-5
бt	1	0,9091	0,8264	0,7513	0,6830	0,6209
ПHt, тыс.руб.	-76,50	29,02	26,65	28,95	28,91	28,87
?ПHt, тыс.руб.	-76,50	-47,48	-20,83	8,12	37,03	65,9
ЧTCt, тыс.руб.	-76,50	26,11	21,85	21,71	19,65	17,89
?ЧТСt, тыс.руб.	-76,50	-50,39 |	-28,54	-6,83	12,82	30,71

Годовые эксплуатационные расходы по вариантам составят (стоимость расходов на содержание персонала учитывать не будем, потому, что она мало отличается в сравниваемых вариантах):

Сэ = Сп + Са + Стр. (9.12)

Для ВЛ 6 кВ

С_э1 = 71497,1 + 2,97 + 0,45 = 71500,52 тыс.руб. Для ВЛ 10 кВ

С_э2 = 44591,2 + 2,29 + 0,34 = 44593,83 тыс.руб.

Сдt - Срt = С_э1 - С_э2 = 71500,52 - 44593,83 = 26906 тыс.руб

Сдt - количество вложенных средств при действующем оборудовании

C_pt - количество вложенных средств при внедряемом оборудовании

Таблица 9.1

Результаты расчётов стоимости потерь электроэнергии в году

Показатель	Количество	стоимость	Сумма, тыс.руб.
		За 1 кВт установленной мощности, руб/кВт*мес.	Израсходованной электроэнергии, руб/кВт*час
ВЛ 6 кВ
Годовые потери электроэнергии, кВт*ч	290615,6	-	0,88	25574,27
Потери мощности, кВт	48,9	78260	-	45922,97
Итого:				71497,1 i
ВЛ 10 кВ
Годовые потери электроэнергии, кВт*ч	181228,1	-	0,88	15948,1
Потери мощности, кВт	30,5	78260	-	1 286643,2
Итого:				44591,3

Прочие годовые отчисления, связаны с эксплуатацией ВЛ, составляют 5% от С_э. Тогда:

Для ВЛ 6 кВ

C_пр1 = 0,05С_э1 = 0,05 * 71500,52 = 3575 тыс.руб. Для ВЛ 10 кВ

С_пр2 = 0,05С_э2 = 0,05 * 44593,83 = 2229,7 тыс.руб.

Таблица 9.1.3.

Годы	0	1	2	3	4	5
ПНt, руб	-76.5	29.02	26.65	28.95	28.91	28.87
бt (10%)	1.0000	0.9091	0.8264	0.7513	0.6830	0.6209
бt (70%)	1.0000	0,5882	0.3460	0.2035	0.1197	0.0704
ЧТС(10%)	-76,5	26,38	22,02	21,74	19,74	17,89
?ЧТС(10%)	-76,5	-50,12	-28,1	-6,36	13,38	31,27
ЧТС (70%)	-76,5	17,06	9,22	5,87	3,44	2,02
?ЧТС (70%)	-76,5	-59,44	-50,22	-44,35	-40,91	-38,89

Рис. 9.2. График внутренней нормы рентабельности проекта

Как видно из рис.9.2. внутренняя норма рентабельности проекта равна 58%. Важным показателем является себестоимость передачи энергии.

Определим ее по формуле:

(9.16)

где Р_МАХ - максимальная передаваемая активная мощность, потребителю, кВт. Тогда:

для ВЛ б кВ

С_с1 = (74912,6 + 3745,б)/892,5*7000 = 12,б руб/кВт*ч;

для ВЛ 10 кВ

С_с2 = (47230,5 + 2361,5)/892,5*7000 = 7,9 руб/кВт*ч

Сравнивая полученные значения С_с1 и С_с2 делаем вывод о приоритете варианта ВЛ 10 кВ.

Все основные результаты по настоящему разделу сведём в таблицу 9.2

Таблица 9.2

Технико-экономические показатели

Показатели	Значения
Капитальные вложении, тыс.руб.	76,50
Расчётный период, год	5
Текущие годовые затраты, тыс.руб.	74,80
ЧТС, тыслэуб.	30,71
Период окупаемости, год.	3,5
Внутренняя норма рентабельности, %	58



Заключение

В данном дипломном проекте рассматривается электрификация БКНС с учетом электроснабжения близрасположенных нефтепромысловых объектов.

При решении поставленной задачи в проекте рассмотрены технике -технологические аспекты основного производства, выполнены необходимые инженерные расчеты, выбраны современное электрооборудование, схемы Коммутации подстанции и релейной защиты и др., базирующиеся на прогрессивном стандартном уровне напряжения 10 кВ.

В экономической части дипломного проекта сделано технико-экономическое обоснование выбора напряжения 10кВ.

В части безопасности проекта были рассмотрены вопросы обеспечения безопасности работающих.



Список использованных источников

1. Положение по проектированию схем электроснабжения

объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в

Западной Сибири.- М.: Миннефтепром и Минэнерго СССР, 1986.

2. Гришин В. Г., Фрайштетер В. П., Ведерников В. А.

Эксплуатация электрооборудования: Учеб. пособие.- Тюмень,

ТюмИИ, 1994,- 156 с.

3. Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоиздат,

1986.- 640 с.

4. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной

Сибири/Ф. Г. Аршанов, Г.Г. Вахитов, B.C. Евченко и др.- М.: Недра,

1979.- 335 с.

6. Новоселов Ю.Б., Росляков В.П., Шпилевой В.А.

Электрификация нефтяной и газовой промышленности Западной

Сибири.- М.: Недра, 1980.- 182 с.

7. Бак СИ., Читипаховян СП. Электрификация блочно-

комплектных установок нефтяной промышленности.- М.: Недра,

1989.- 183 с.

8. Агрегат электронасосный типа ЦНС 180. Паспорт.

9. Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий

нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов.- М.:

Недра, 1984.- 416 с.

СТД. Двигатели синхронные трехфазные. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.- М.: Техмашэкспорт, 1989.

Станция насосная кустовая блочная БКНС Технические условия ТУ 39-0148463-019-84.

12. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения

промышленных предприятий,- М.: Энергоатомиздат, 1984.- 472 с.

13. Гришин В. Г. Дипломное проектирование: Учебное

пособие.- Тюмень, ТюмИИ, 1992.- 131 с.

14. Заменить на 19.

15. Справочник по электроснабжению промышленных

предприятии. Промышленные электрические сети/Под редакцией

А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского.- М.: Энергия, 1980.

16. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.- М.:

Энергоатомиздат, 1989,- 592 с.

17. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов /Т.А.

Атакишев,- Р.Б. Бабаев, А.А. Барьюдин и др. : Под. ред. Т.А.

Атакишева,- М.: Недра, 1988.- 222 с.

18. Справочник по электрическим установкам высокого

напряжения/С. А. Бажанов, И.С. Байхон, И.А. Баумштейн и др.-

М.: Энергоиздат, 1981.- 656 с.

19. Справочник по проектированию электроснабжения/Под

ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990 - 576 с.

Федорв А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987- 368 с.

Князевский Б. А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Высш. шк., 1979.- 431 с.

22. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.2.

Электротехнические изделия и устройства (Под общ. ред.

профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл.ред) и др.) 7-е изд., испр. и

доп.- М.: Энергоатомиздат, 1988.

Комплектные распределительные устройства серии К-59. -М: Информэнерго, 1989.- 172 с.

Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл.ред) и др.) 7-е изд., испр. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1988.- 880 с.

Гришин В.Г. Электрические сети и подстанции: Метод, указ. к практическим занятиям и лабораторному практикуму, -Тюмень, ТюмИИ, 1992.- 36 с.

27. Долин П.А. Справочник по технике безопасности.- М.:

, Энергоиздат, 1982,- 800 с.

28. Долин П. А. Основы техники безопасности в

электроустановках: Учеб. пособие для вузов.- М.: Энергоиздат,

1984.- 448 с.

29. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для

электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для

студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и

доп./В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.: Под. ред.

В.М. Блок.- М.: Высш. шк., 1990.- 383 с.

Размещено на Allbest.ru

...