Електротехнічний розрахунок низьковольтної мережі на збагачувальній фабриці

Використовуючи знайдені раніше дані про розрахункову навантаження крана та параметри його двигунів проведемо розрахунок тролейних ліній

Таблиця 11 - Параметри двигунів крана

Механізм крана	Потужність двигуна, кВт	Номінальний струм, А
Головний підйом Допоміжний підйом Механізм пересування моста Механізм пересування візка	22 11 2 х 16 3,5	56,5 30,8 2 х 45 10,3
Всього:	68,5

4.3.2 Розрахунок освітлювальних установок ділянки

Особливостями освітлювальних мереж електричних мереж у порівнянні з мережами силових ЕП є: значна протяжність і розгалуженість, невеликі потужності окремих ЕП і ділянок мережі, наявність установок робочого і аварійного освітлення. Для промислових підприємств характерно два види освітлення: робоче та аварійне. Робоче освітлення забезпечує належну освітленість приміщення і робочих поверхонь, аварійне - продовження роботи або безпечну евакуацію людей з приміщення при аварійному відключенні робочого освітлення.

Ділянки освітлювальної мережі від джерел живлення (ДЖ) до групових щитків освітлення називають живильними, а від групових щитків до світильників - груповими. Живлять мережі виконуються трьох - і чотирипровідними, групові лінії в залежності від протяжності і кількості підключаються електроприймачів можуть бути двох-, трьох - і чотирипровідними. Живлять мережі для освітлювальних установок (ОУ) і силового електрообладнання рекомендується виконувати, як правило, окремими. У виробничих будівлях з декількома вбудованими КТП застосовуються схеми перехресного живлення робочого і аварійного освітлення (АТ), при яких робоче освітлення одних ділянок будівлі живиться від однієї ТП, а АТ - від іншої, трансформатор якій не використовується для живлення робочого освітлення. Розрахунок освітлювальної мережі складається з визначення перерізу проводів у всіх її ланках, які б гарантували: нагрів проводів, не перевищує допустимі значення температури; допустимі значення втрат напруги у найбільш віддаленого від джерела живлення джерела світла (ІС); достатню механічну міцність дротів Освітлювальні мережі частіше за все розраховуються по допустимій втраті напруги з наступною перевіркою на нагрів.

4.3.3 Розрахунок освітлювальної мережі по допустимій втраті напруги

Допустима втрата напруги в освітлювальній мережі /2 с.181/, тобто втрата напруги на ділянці від джерела живлення (звичайно шин нижчої напруги ТП ) до останньої лампи, у % номінального напруги, підраховується за формулою

U = U0 - Umin - U т (72)

де U0 - напруга холостого ходу на вторинній обмотці трансформатора дорівнює 105 % номінального напруги лампи; Umin - найменша напруга, що допускається у ІС, % номінального (приймається рівним 95% ); U т - втрати в трансформаторі /2 с.180/, наведені до вторинного номінальному напрузі і залежать від потужності трансформатора, його завантаження та коефіцієнта потужності навантаження, %.

?Uт = т * cos * (Uа% + Uр% * tg ), (73)

де т - коефіцієнт завантаження трансформатора розрахунковою середньою потужністю; cos - коефіцієнт потужності навантаження трансформатора і відповідний його значення tg ; Uа% - активна складова напруги КЗ трансформатора:

, (74)

де Pk,ном - номінальні втрати потужності КЗ трансформатора, кВт; Sном,т - номінальна потужність трансформатора, кВА.

Uр% - реактивна складова напруги КЗ трансформатора:

, (75)

де ік% - напруга КЗ трансформатора. Розрахунок допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі ділянки флотомашин представлений в додатку 7.4.

4.3.4 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі

Коли необхідно розрахувати перетини проводів розгалуженої освітлювальної мережі і при цьому виконати умови, що забезпечують мінімальний витрата провідникового матеріалу /2 с.185/, користуються формулою:

, (76)

де M - сума моментів навантаження цього і всіх наступних за напрямком потоку енергії ділянок освітлювальної мережі (включаючи відгалуження з тим же числом проводів лінії, що і даний розраховується учас), кВт*м; M - сума моментів навантаження всіх відгалужень, що живляться через дану ділянку з іншим числом проводів, відмінним від числа проводів даної ділянки, кВт*м; бпр - коефіцієнт приведення моментів /2 табл.3.17/, залежить від числа проводів на ділянці ліній і у відгалуженні. З - коефіцієнт залежний від системи мережі і матеріалу провідника /2 табл. 3.13/.

При декількох зосереджених навантажень або якщо ділянка лінії має рівномірно розподілену по довжині навантаження, що має місце в освітлювальної розподільної мережі, суму моментів можна замінити моментом однієї навантаження за довжиною лінії, що дорівнює довжині Lприв. Зокрема, для навантаження, рівномірно розподіленого по довжині лінії, м,

, (77)

де L0 - відстань від пункту живлення до точки приєднання першої навантаження, м; L - довжина ділянки мережі з рівномірно розподіленим навантаженням, м.

У цьому випадку момент навантаження

, (78)

де р - вузлова потужність навантаження.

Після вибору перетину кабелю знаходимо дійсну втрату напруги за формулою:

, (79)

Розрахунок перерізу проводів освітлювальної мережі представлений в додатку 7.5.

4.3.5 Перевірка вибраного перерізу освітлювальної мережі по нагріванню

Розрахунковий струм для двопровідної освітлювальної мережі

, (80)

де Рном - сумарна встановлена потужність ІС в груповий лінії; Uф - фазна напруга освітлювальної мережі; cos - потужності ІС.

Розрахунковий струм для чотирипровідної освітлювальної мережі

, (81)

де Uл - лінійна напруга освітлювальної мережі.

У результаті повинна дотримуватися умова, тривало допустимий струм кабелю Ід вибраного перерізу повинен бути більше або дорівнює розрахунковому току.

Ip ? Ід, (82)

4.3.6 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі по механічній міцності

Перерізу провідників освітлювальних мереж вибирають за умовою механічної міцності: для алюмінієвих проводів і кабелів мінімальне перетин 2 мм2.

,

Перерізу провідників освітлювальних мереж вибирають за умовою механічної міцності: для алюмінієвих проводів і кабелів мінімальне перетин 2 мм2.

Мінімальний перетин проводів освітлювальної мережі 10 мм2, що відповідає умовою механічної міцності для алюмінієвих проводів.

4.4 Вибір перерізів проводів і жил кабелів по довгостроково припустимому струму

Вибір перерізу проводів та жил кабелів цехової мережі вибирають по нагрівання тривалим розрахунковим струмом: де - поправочний коефіцієнт на умови прокладання проводів і кабелів; тому проводи і кабелі прокладаються в сталевих трубах.

Вибір перетинів провідників для живлення окремих електроприймачів приєднуваних до розподільного шафі визначається за номінальною потужності цього ЕП номінальний струм навантаження Іном знаходиться за формулою /2, с.79/:

, (83)

де Рном - номінальна активна потужність електроприймача, кВт; Uном - номінальна лінійна напруга мережі, кВ; cos - номінальний коефіцієнт потужності навантаження; - номінальний ККД.

Використовуючи розрахунковий струм розподільних шаф таблиця 9, поправки на температуру навколишнього середовища і кількість паралельно прокладаються кабелів підбираємо переріз і марку кабелів. Наприклад для КЛ1 з'єднує розподільчу шафу РШ1 з шиною 0,4 кВ трансформатора 1 КТП1 розрахунок наступний порядок вибору перетину кабелю наступний: Розрахункова навантаження КЛ1 по таблиці 10 становить 519 А за довідником вибираємо найменше стандартне перетин кабелю задовольняє умові формули 75. Це одножильний кабель марки АВВГ перетином 4 (1 х 300 мм2) і тривало допустимим струмом 555 А. 519 А ? 555 А. Вибір кабелів зведемо в таблицю 12 і таблицю 13.

Таблиця 12 - Вибір живильних кабельних ліній по умовам нагріву

Таблиця 13 - Вибір провідників до окремих електроприймачам

4.5 Вибір апаратів захисту

Для захисту електричних мереж напругою до 1 кВ застосовують плавкі запобіжники, автоматичні вимикачі, теплові реле магнітних пускачів. Вибір апаратів захисту проводиться з урахуванням таких вимог:

1) Номінальний струм і напруга апарата захисту повинні відповідати розрахунковому тривалого струму і напрузі електричної ланцюга. Номінальні струми розчіплювачів автоматичних вимикачів і плавких вставок запобіжників потрібно вибирати по можливості меншими за розрахунковим струмів захищених ділянок мережі або за номінальним струмам окремих ЕП в залежно від місця установки апарата захисту з округленням до найближчого більшого стандартного значення.

2) Час дії апаратів захисту має бути якомога меншим і повинна бути забезпечена селективність дії захисту відповідним підбором належної конструкції захисного апарату і його захисної характеристики.

3) Апарати захисту не повинні відключати установку при перевантаженнях, що виникають в умовах нормальної експлуатації, наприклад при включенні асинхронного електродвигуна з короткозамкненим ротором, при робочих піках технологічних навантажень і т.п.

4) Апарати захисту повинні забезпечувати надійне відключення в кінці ділянки, що захищається дво - і трифазних КЗ при всіх видах режиму роботи нейтралей мереж, а також однофазних КЗ в мережах з глухозаземленою нейтраллю.

Вибір апарату захисту живильної мережі на РУНН. Номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше розрахункового струму навантаження, довгостроково протікає по захищених елементу /5 с.289/:

Іном.рас Ір (84)

де Іном.рас - номінальний струм розчеплювача; Ір - розрахунковий струм навантаження. При допустимих короткочасних перевантаженнях захищається елемента автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається вибором уставки миттєвої дії за умовою

Іном.расц.мг 1,25 Іпик (85)

де Іпик - піковий струм, А, що для груп ЕП визначається за формулою 62 . Розчеплювача вимикачів з уставками, обраними за умовою вибірковості, повинні задовольняти вимогам чутливості, які зводяться до наступного: мінімальний струм КЗ (зазвичай розглядають однофазне КЗ) в самій віддаленій точці лінії, що захищається, повинен бути більше номінального струму розчеплювача уповільненої дії не менш ніж в 3 рази, а для вимикачів, що мають тільки розчеплювача миттєвої дії, мінімальний струм КЗ в самій віддаленій точці лінії повинен перевищувати струм установки миттєвого дії не менш ніж в 1,4 рази для вимикачів з номінальним струмом до 100 А і в 1,25 рази для всіх інших вимикачів. Для захисту РУНН встановлюємо автоматичний вимикач ВА75, у якого Іном.расц = 2500 А. Розрахункове навантаження на шинах РУНН Т1 КТП-1 Ір.рунн = 1769 А. Перевіряємо Іном.расц = 2500 А > Ір.рунн = 1769 А. Піковий струм на РУНН Номінальний струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом по таблиці 10 Іном.мах = 465 А. Кратність пускового струму АД приводу насоса пуск = 4 Ки.ном.мах = 0,75

Перевіряємо >

Для захисту розподільних кабельних ліній встановлюємо автоматичні вимикачі типу А3794, вибір вимикача здійснимо на прикладі КЛ2 живильної розподільчу шафу РШ2. Розрахункова навантаження РШ2 по таблиці 10:

Ір.рш2 = 206 А.

Номінальне значення робочого струму напівпровідникового розчіплювача

Іном.расц.рш2 = 250 А.

Перевірка Іном.расц.рш2 = 250 А > Ір.рш2 = 206 А.

Піковий струм на РШ2. Номінальний струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом по таблиці 10: Іном.мах.рш2 = 60 А. Кратність пускового струму АД приводу імпелера:

пуск.рш2 = 4 Ки.ном.мах.рш2 = 0,8

Перевіряємо

>

Для захисту одиночних ЕП невеликої потужності, що приєднуються до розподільних шаф, встановлюємо автоматичні вимикачі типу АП-50, вибір вимикача здійснимо на прикладі захисту АД приводу пеноснімателя.

Номінальний струм ЕП з таблиці 10: Іном.эп = 1 А.

Номінальне значення робочого струму максимального розчеплювача: Іном.мах.расц = 2,5 А.

Перевіряємо: Іном.мах.расц = 2,5 А. > Іном.эп = 1 А.

Піковий струм ЕП. Кратність пускового струму для ПЕКЛО приводу пеноснімателя:

пуск.эп = 4

Перевіряємо: >

Перевірка перерізу провідників по допустимій втраті напруги Вибрані по довгостроково припустимому струму і погоджені з струмом захисту апаратів перерізу провідників внутрішньоцехових мереж повинні бути перевірені на втрату напруги. При експлуатації електричних мереж, знаючи рівень напруги на виводах у найбільш віддаленого ЕП і розрахувавши втрату напруги, можна визначити напругу на вторинній стороні живлячого трансформатора і вибрати пристрій для регулювання напруги на живильному кінці лінії. Для нормальної роботи ЕП напруга на його висновках повинно бути по можливості ближче до номінального значення. Номінальна напруга на вторинній обмотці трансформатора згідно ГОСТ прийнято на +5 % вище номінальної напруги мережі. Допустиме нормальне відхилення напруги у найбільш віддаленого ЕП має бути не нижче -5%. Таким чином загальне зниження напруги в мережі від джерела живлення до найбільш віддаленого ЕП дорівнює 10 % номінального значення.

Для мережі трифазного змінного струму з декількома розподіленими навантаженнями втрата напруги визначається за формулою:

, (86)

де P - розрахункова або номінальна (для одиночного ЕП) потужність навантаження, кВт; L - відстань до навантаження, км; r0, x0 - активне і реактивне питомий опір матеріалу провідника; tg - коефіцієнт потужності навантаження. Для знаходження найбільшої втрати напруги в мережі ділянки флотації необхідно: 1) Знайти максимальну втрату напруги в розподільній мережі у найбільш віддаленого ЕП. 2) Знайти максимальну втрату напруги в живильної мережі 3) Сума максимальних втрат напруги в розподільній і живильної мережі не повинна перевищувати 10 % від номінальної напруги. Знайдемо найбільшу втрату напруги в розподільній мережі і результати зведемо в таблицю 14.

Знайдемо найбільшу втрату напруги в живильних кабелях і результати зведемо в таблицю 15. Сума втрати напруги в живильної і розподільної мережі, не повинна перевищувати 5%. Результати в таблиці 16.

Насос приводу подачі флотошламу. Перетин кабелю або проводу Fнасос = 240 мм2. Питомий активний опір проводу або кабелю вибраного перерізу г0.насос = 0,129 Ом/км Питомий реактивний опір 1 км кабелю вибраного перерізу при напрузі 380 В за /7, табл.7.28/. х0.насос = 0,06 Ом/км Uном.эп = 380 В Коефіцієнт потужності ЕП: tgнасос = 0,6. Активна потужність ЕП: Рнасос = 250 кВт. Довжина провідника: Lнасос = 0,1 км.

Таблиця 14 - Втрата напруги в розподільній мережі

Знайдемо найбільшу втрату напруги в живильних кабелях. Втрата напруги в кабельній лінії КЛ2 від РУНН до РШ2. Перетин кабелю: Fкл2 = 150 мм2.

Питомий опір матеріалу провідника: ал = 0,0324 км/(Оммм2).

Питомий активний опір кабелю вибраного перерізу:

Середньозважений коефіцієнт потужності ЕП РШ2: tgрш2с = 0,685. Розрахункова потужність ЕП РШ2: Рр.рш2 = 121 кВт. Довжина кабелю: Lкл2 = 0,04 км

Таблиця 15 - Втрата напруги в живильних кабелях

Таблиця 16 - Найбільша сумарна втрата напруги

4.5 Розрахунок струмів короткого замикання

При розрахунку струмів короткого замикання в електроустановках змінного струму напругою до 1 кВ допускається:

1. Використовувати спрощені методи розрахунків, якщо їх похибка не перевищує 10%;

2. Максимально спрощувати і еквивалентувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії та електродвигуни, які безпосередньо примикають до місця КЗ;

3. Не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;

4. Не враховувати струм намагнічування трансформаторів;

5. Приймати коефіцієнти трансформації трансформаторів рівними відношенню середніх номінальних напруг тих ступенів напруги мереж, які пов'язують трансформатори;

6. Не враховувати вплив синхронних і асинхронних електродвигунів або комплексної навантаження, якщо їх сумарний номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без урахування електродвигунів або комплексного навантаження.

4.5.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання

При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, що одержують харчування безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що знижують трансформатори підключені до джерела незмінного по амплітуді напруги через еквівалентний індуктивний опір. Значення цього опору Хс, мОм, наведене до ступені нижчої напруги мережі, слід розраховувати за формулою

, (87)

де Uср.НН - середня номінальна напруга мережі, підключеної до обмотки нижчої напруги трансформатора, В; Uср.ВН - середня номінальна напруга мережі, до якої підключена обмотка вищої напруги трансформатора, В; Ік.ВН = Іп0.ВН - діюче значення періодичної складової струму при трифазному КЗ у виводів обмотки вищої напруги трансформатора, кА; Sк - умовна потужність короткого замикання у виводів обмотки вищої напруги, МВА. У разі, коли понижуючий трансформатор підключений до мережі енергосистеми через реактор, повітряну або кабельну лінію (довжиною понад 1 км), необхідно враховувати не тільки індуктивні, але і активні опору цих елементів.

Початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ (Іп0) в кілоамперах без урахування підживлення від електродвигунів слід розраховувати за формулою:

, (88)

де Uср.НН - середня номінальна напруга мережі, в якій сталося замикання, В; R1, X1 - відповідно сумарне сумарне активне і індуктивне опору прямої послідовності ланцюга КЗ, мОм.

Ці рівні опору:

R1= Rт + Rр RтА Rкв + R Ш Rк R1кб + Rвл Rд X1= Xc + Хт + Хр ХтА Хкв + ХшХ1кб + Хвл ,

де Хс - еквівалентний індуктивний опір системи до понижувального трансформатора, мОм, наведене до ступені нижчої напруги; Rт, Хт - активне і індуктивне опір прямої послідовності понижуючого трансформатора, мОм,

Наведені до ступені нижчої напруги мережі, їх розраховують за формулами;

, (89)

, (90)

де Sт.ном - номінальна потужність трансформатора, кВА; Рк.ном - втрати короткого замикання в трансформаторі, кВт; UНН.ном - номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ; ік - напруга короткого замикання трансформатора, %; RтА і ХтА - активне і індуктивне опір первинних обмоток трансформатора струму, мОм; Rр і Хр - активне і індуктивний опір реактора, мОм; Rкв і Хкв - активне і індуктивне опору струмових котушок і перехідних опорів рухомих контактів автоматичних вимикачів, мОм; R ш і Хш - активне і індуктивне опору шинопроводів, мОм; Rк - сумарний активний опір різних контактів і контактних з'єднань, мОм. При наближеному обліку опорів контактів слід приймати: Rк = 0,1 мОм - для контактних з'єднань кабелів; Rк = 0,01 мОм - для шинопроводів; Rк = 1,0 мОм - для комутаційних апаратів; R1кб і Х1кб - активне і індуктивне опору прямої послідовності кабелів, мОм; R1вл і Х1вл - активне і індуктивне опору прямої послідовності повітряних ліній іл проводів, прокладених відкрито на ізоляторах, мОм; Rд - активний опір дуги в місці КЗ, мОм;

Облік асинхронних електродвигунів при розрахунку струмів КЗ Якщо електропостачання електроустановки здійснюється від енергосистем через понижуючий трансформатор і поблизу місця КЗ є асинхронні електродвигуни, то початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ з урахуванням підживлення від електродвигунів слід визначити як суму струмів від енергосистеми і від електродвигунів.

При розрахунках початкового значення періодичної складової струму КЗ від асинхронних електродвигунів останні слід вводити в схему заміщення надперехідним індуктивним опором. При необхідності проведення уточнених розрахунків слід також враховувати активний опір асинхронного електродвигуна.

Надперехідне індуктивний опір асинхронного електродвигуна в мОм одно

, (91)

де Uф.ном - номінальна фазна напруга електродвигуна, В; Іп - кратність пускового струму електродвигуна по відношенню до його номінального; Іном - номінальний струм електродвигуна, А; RАД - сумарний активний опір, що характеризує асинхронний електродвигун в початковий момент КЗ, мОм. Початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ від асинхронного електродвигуна в кілоамперах розраховують за формулою

, (92)

де R1, X1 - відповідно сумарне сумарне активне і індуктивне опору прямої послідовності ланцюга, включеної між електродвигуном і розрахунковою точкою КЗ, мОм; - надперехідна ЕРС асинхронного електродвигуна.

 (93)

де Uф|0|I|0|, cos|0| - фазна напруга, струм статора і коефіцієнт потужності в момент, що передує КЗ.

Методи розрахунку несиметричних коротких замикань

Розрахунок струмів несиметричних КЗ виконують з використанням методу симетричних складових. При цьому заздалегідь слід скласти схему заміщення прямої, зворотної та нульової послідовностей. В схему заміщення прямої послідовності повинні бути введені всі елементи вихідної розрахункової схеми, причому при розрахунку початкового значення періодичної складової струму несиметричного КЗ асинхронні електродвигуни повинні бути враховані надперехідними ЕРС і надперехідними опорами.

Схема заміщення зворотної послідовності також повинна включати всі елементи вихідної розрахункової схеми, крім джерел ЕРС. Опору зворотної послідовності для асинхронних машин слід приймати рівними надперехідними опорами. Початкове значення періодичної складової струму однофазного КЗ в кілоамперах визначають за формулою

, (94)

де R1, X1 - відповідно сумарне сумарне активне і індуктивне опору прямої послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ, мОм; R0, X0 - відповідно сумарне сумарне активне і індуктивне опору нульової послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ, мОм. Ці рівні опору:

R0= R0т + Rр RтА Rкв + R Ш Rк R1кб + Rвл Rд X0= Х0т + Хр ХтА Хкв + ХшХ1кб + Хвл ,

де R0т, Х0т - активне і індуктивне опору нульової послідовності понижуючого трансформатора. Для трансформаторів, обмотки яких з'єднані за схемою /Y0, при розрахунку КЗ в мережі нижчої напруги ці опору слід приймати рівними відповідно активним і індуктивним опорами прямої послідовності. Розрахунку струмів КЗ в мережі 0,4 кВ

Рис. 12. Розрахункова схема.

1. Проведемо розрахунок струмів КЗ в колі РУНН - КЛ1 - РШ - АД(скрубер) за розрахунковою схемою рис. 12.

Рис. 13. Схема заміщення.

Складемо схему заміщення з урахуванням підживлення від асинхронних електродвигунів показану на рис 13.

Рис. 14. Еквівалентна схема прямої послідовності

4. Знаходимо еквівалентну ЕРС джерел (фазну)

, (95)

5. Знаходимо еквівалентний опір прямої послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ.

6. Розрахуємо початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання з урахуванням асинхронних двигунів.

7. Знаходимо активний і індуктивний опір нульової послідовності щодо точки КЗ.

8. Розрахуємо початкове діюче значення періодичної складової струму однофазного КЗ.

9. Визначаємо величину ударного струму КЗ.

10. Величину періодичної складової та ударного струму КЗ в різних точках електричної мережі зводимо в таблицю 17. Розрахунок струмів короткого замикання наводиться в додатку 7.6.

4.6 Перевірка вибраних провідників і апаратів на дію струмів КЗ

Перевірку автоматичних вимикачів слід проводити за умов:

Іоткл.ном Іп0; (96)

івкл іуд; (97)

Перевірка провідників за умовою відповідності обраному захисного пристрою

, (98)

де - коефіцієнт захисту / табл. 7.6/, що представляє собою відношення тривалого струму для проводів або жил кабелю до параметру захисного пристрою; - параметр захисного пристрою (струм спрацювання, номінальний струм). Перевіримо вимикач QF1 типу ВА75: Іоткл.ном = 45 кА, Іп0.к1 = 17,97 кА, Іном.откл. Іп0.к1 , 45 кА 17,97 кА. івкл = 75 кА, іуд.к1 = 37,24 кА, івкл іуд.к2, 75 кА 37,24.

5. Розрахунок релейного захисту кабельних ліній 6 КВ

У розподільних мережах 6 кВ, які мають одностороннє харчування, передбачають пристрої релейного захисту від міжфазних замикань і однофазних замикань на землю. Найбільш поширеним видом захисту від міжфазних замикань є максимальний струмовий захист (МТЗ) і струмова відсічка (ТО)

Розрахунок уставок максимального струмового захисту Максимальний робочий струм лінії розраховується за максимальною сумарною потужності силових трансформаторів, які можуть харчуватися по лінії, що захищається, у нормальному, ремонтному або післяаварійному режимах.

, (99)

А,

Струм спрацьовування захисту

, (100)

де кн - коефіцієнт надійності, що враховує погрішність реле і необхідний запас, в залежності від типу реле /12/; ксзп - коефіцієнт самозапуску, значення якого залежить від виду навантаження та її параметрів; кв - коефіцієнт повернення реле, в залежності від типу реле.

А.

Струм спрацьовування реле

 (101)

де ксх - коефіцієнт схеми, рівний 1 при з'єднанні ТТ в неповну зірку /12, стор 20/; k1 - коефіцієнт трансформації трансформаторів струму. Для встановлених на відхідних КЛ 6 кВ РП-1 встановлені трансформатори струму типу ТОЛ-10 У3 Іном. = 300 А

Вибираємо реле типу РТВ-I має уставку струму 5 А. Коефіцієнти чутливості захисту в основній зоні:

(102)

де - мінімальне значення двофазного струму.

Що задовольняє умові чутливості в основній зоні. Коефіцієнт чутливості в зоні резервування , тобто при КЗ на шинах нижчого напруги трансформатора повинен задовольняти умові 1,2. При КЗ на шинах 0,4 кВ значення двофазного струму КЗ, наведеного на стороні ВН :

Що задовольняє умові чутливості в зоні резервування. Замикання на землю однієї фази в мережах з ізольованою нейтраллю не є КЗ. Тому захист виконують діє на сигнал. Захист виконується установкою трансформаторів струму нульової послідовності з дією на пристрій сигналізації заземлення УСЗ-3М. Перевірка на 10% похибка трансформаторів струму Розрахунок зробимо для ТТ типу ТОЛ-10, установлених в РУ-1 на відхідних КЛ 6кВ. Гранична стислість (k10) розрахункового струму (Ірасч) по відношенню до первинного номінальному току (Іном.) ТТ:

(103)

Величина струму Ірасч вибирається для МТЗ з залежною характеристикою

Ірасч = 1,1 Ісогл., (104)

де Ісогл. - струм, який відповідає струму КЗ, при якому проводиться узгодження за часом наступної і попередньої захистів і визначається ступінь селективності. По карті селективності визначимо

Ісогл. = 700 А.

По кривій граничних кратностей сердечника класу Р трансформатора струму типу ТОЛ-10 /15, рис. П-6/ для k10 = 3,85 відповідає допустима похибка вторинна навантаження Zн. дод. = 2,00 Ом. Найбільша фактична навантаження ТТ для двофазної дворелейної схеми /15, табл. 1-5/:

Zн. розрах. = 2гпр. + Zp + гпер., (105)

де дпр. - опір проводів; Zp - опір реле; гпер - опір контактів. Опір реле РТВ-I при втягненому якорі при установці Ізр = 12,5А підраховується за виразом:

, (106)

де S - споживана потужність; I - струм, при якому задана потужність. За технічними даними приводу ПП-67 /15, табл. П-6/ S = 114 ВА.

.

Опір проводів не враховуємо, так як реле РТВ встановлені в безпосередній близькості від ТТ Zн. розрах. = 0,73+0,1 = 0,83 (Ом). Похибка ТТ не перевищує 10%, якщо дотримується умова Zн. розрах. < Zн. доп.. У нашому випадку 0,83 < 2,0. Отже, похибка ТТ, встановлених в ТП РТП-1 на розподільних КЛ-10кВ, не перевищує 10%. Перевірка інших ТТ на 10% погрішність проводиться аналогічно на підставі вище наведених розрахунків.

6. Організація роботи по економії енергоресурсів на промисловому підприємстві

Перехід до ринкових відносин в російській економіці вимагає перегляду багатьох положень у розвитку енергетики. Зазнала змін загальна концепція постійного нарощування енергетичних потужностей без серйозного аналізу того, як ці потужності і вся маса щорічно вироблених енергоресурсів витрачається в народному господарстві країни, наскільки раціонально енергія використовується споживачами. Сучасний підхід до енергетичного розвитку Росії ставить цю проблему «з голови на ноги» - в першу чергу пропонується навести порядок в енергогосподарстві споживачів, насамперед у промисловості, де витрачається більше половини всіх вироблюваних енергоресурсів, розробити і впровадити широкий комплекс енергозберігаючих заходів, максимально використовувати вторинні енергоресурси, а вже потім, визначивши справжні потреби, розвивати на сучасній технічній основі енергетичні потужності та комунікації в країні.

Дійсно, в нашій енергетиці складалася парадоксальна ситуація: на електростанціях з великими труднощами і витратами економиться кожен грам палива на вироблений кіловат-годину, кожен кілограм на гігакалорію, а у споживачів ця енергія, також як тонни безпосередньо спалюваного натурального палива в буквальному сенсі «летять в трубу». Дбайливе витрачання природних багатств Росії, головними з яких є унікальні запаси органічного палива - нафти, газу, різноманітних сортів вугілля, дозволить зекономлені енергоносії поставити на світовий енергетичний ринок, і ці «нафтодолари» допоможуть країні швидше вийти з економічної кризи.

Дуже велика роль промисловий енергетики у вирішенні цих глобальних завдань, хоча, не будучи єдиною галуззю, вона не може централізовано проводити єдину енергозберігаючу політику. Тут, ймовірно, буде потрібна розробка і здійснення національної комплексної програми з ресурсним забезпеченням, як це зроблено майже у всіх розвинених країнах. Там результати енергозбереження перевершили всі очікування: енергоємність національного доходу була знижена на 15-25 %.

Ринкова економіка за своєю природою стимулює раціональне енерговикористання, оскільки при високих цінах дуже сильно зросли витрати на енергію в собівартості промислової продукції. Так на збагачувальній фабриці «Нерюнгринська» вони становили 1 % і менше, а зараз вимірюються десятками (до 30 %). Очевидно, що енергозбереження в промисловості стає найважливішим і першочерговим економічним завданням, рішення якої не тільки підвищить конкурентоспроможність підприємства на ринку при стабілізації російської економіки, але може допомогти підприємству вийти з нинішньої непростої ситуації.

Незважаючи на колишнє централізоване управління енергоекономічні заходи на підприємстві мали випадковий і розрізнений характер, рапорти про економію енергоресурсів, як правило, не відповідали дійсності, плани енергозберігаючих заходів не виконувалися, що було важко перевірити при поганій організації внутрішньозаводського енергетичного обліку. Мабуть, сьогодні таке положення невигідно самому підприємству і має виправлятися на базі сучасних технічних та організаційно-економічних розробок вітчизняної та зарубіжної науки.

Найбільш ефективно енергозбереження на підприємстві при комплексному вирішенні технічних, техніко-економічних і організаційних питань, що належать до всієї енергетиці підприємства - до систем енергопостачання та енерговикористання - і до управління енергетичним господарством. Техніко-економічні та організаційні проблеми укладені в удосконаленні виконання функцій управління. Основні технічні проблеми промислової енергетики та шляхи їх рішення на підприємстві укладені в наступних напрямках:

1. заміна обладнання (технічне переозброєння), використовуваних матеріалів найбільш вигідними, що мають кращі технічні, енергетичні та техноекономічні показники;

2. модернізація промислового обладнання, особливо технологічних апаратів, з підвищенням корисного використання енергії в них і скороченням втрат, насамперед енергетичних;

3. інтенсифікація виробничих процесів з підвищенням завантаження технологічного устаткування і, відповідно, зниженням питомих енерговитрат на одиницю продукції, на роботу або операцію;

4. введення додаткових пристроїв - дообладнання технологічних енерговикористовуючих установок і процесів при поліпшеному оснащенні, встановлення додаткового, у тому числі допоміжного обладнання, приладів і автоматики для оптимізації виробництва та скорочення питомих енерговитрат;

5. зміна робочих параметрів обладнання та енергії в цілях поліпшення техніко-економічних показників виробничих процесів;

6. поліпшення використання енергії всередині технологічних енерговикористовуючих установок, скорочення прямих втрат і відповідне підвищення КПІ;

7. поліпшення використання ВЕР;

8. підвищення надійності енергопостачання та роботи енергообладнання в цілях запобігання аварійних зупинень і простоїв, пов'язаних з матеріальними і енергетичними втратами.

Ці напрями відносяться до конкретних елементів енергетики промислового підприємства в системах енергопостачання та енерговикористання, де в енергетичне господарство підприємства входить все енергопостачання і частково енерговикористання. Вся область проведення енергозберігаючих заходів, класифікована за їх напрямами та елементів заводської енергетики, показана в табл. 19 де кожна клітина зі знаком «+» означає групу заходів, наприклад «Модернізація заводських джерел енергії» або «Підвищення надійності енергоприймачів» і т. д. Якщо комбінація напрямки і елемента не має сенсу (наприклад, «Додаткові пристрої» і «Оброблюваний матеріал»), в клітці стоїть знак «-».

Матриця табл. 19 являє собою трафарет, за допомогою якого може бути намічений досить повний перелік енергозберігаючих заходів, виходячи з технічного стану і сьогоднішніх характеристик економічності по кожній одиниці енергоустаткування, у кожному елементі промислової енергетики на переробної фабриці.

Таблиця 18 - Основні напрямки енергозбереження на промисловому підприємстві

Системи енергетики підприємства	Елементі систем енергозбереження і енерговикористання	Заміна	Модернизація	Интенсификація	Доповнюючі устройства пристрої	Зміна параметрів	Покращення використання енергоресурсів	Підвищення надійності
							внутри агрегатов	вне агрегатов (ВЭР)
Система енергопостачання	Енергохозяйство підприемства	Заводскі джерела енергії	+ + + + + + + + + + + + -- + -- + + + -- + + + + + + -- + -- + + + + + + + + -- + -- + + + -- + + + -- + + -- + + + + + + + + + + + + + + + -- -- -- -- + + --	+	+	+	+	+	+	+
		Заводські перетворювачі енергії	+	+	+	+	--	+	--	+
		Заводскі енергетичні комунікації	+	+	--	+	+	+	+	+
		Енергія,що підводиться до технологічної енерговикористаємої установки	+	--	+	--	+	+	+	+
Система енерговикористання		Енергоприймач технологічної енерговикористаємої установки	+	+	+	+	--	+	--	+
	Прилад передачі енергії з енергоприймача у технологічний апарат	+	+	+	--	+	+	+	--
	Проміжный внутриагрегатний енергоносій	+	+	--	+	+	+	+	+
	Технологічний апарат	+	+	+	+	+	+	+	+
	Оброблюваний матеріал	+	+	--	--	--	--	+	+

Техніко-економічні розрахунки, які можуть проводитися за методичним положенням, наведеним нижче, дозволять визначити економічний ефект кожного заходу. З цього ефекту, а також за різними економіко-технологічних міркувань (наявності коштів, обладнання, можливості зупинки виробництва і інших) слід ранжувати намічені заходи щодо черговості і термінів їх виконання, тобто скласти перспективний план енергозбереження. Найбільш ефективна заміна старого обладнання на нове, прогресивне і економічне, тобто технічне переозброєння, що зачіпає основне виробництво і енергетику підприємства і потребує солідних інвестицій. Інші напрямки енергозбереження, хоча в більшості випадків менш ефективні, але і менш капіталомісткі, і можуть реалізовуватися власними силами. Про це свідчать дані Світової енергетичної конференції (МИРЭК): 5-10 % економії енергоресурсів можна отримати порівняно просто; наступні 5-10 % потребують досить значних витрат; отримання подальшої економії в 20 % вже пов'язано з великими капіталовкладеннями.

Економічна сутність технічного переозброєння - компенсація фізичного і морального зносу устаткування. Заміна зношеного обладнання не вимагає обґрунтування, оскільки воно знижує надійність роботи, вимагає підвищених витрат на ремонтне обслуговування і має низькі експлуатаційні характеристики. Оцінка морального зносу значно складніше, і заміна обладнання за цим показником вимагає економічного обґрунтування. У загальному вигляді ступінь морального зносу,%, обчислюється так:

, (107)

де Ід - щорічні витрати на діючому обладнанні (без урахування амортизаційних відрахувань), руб/рік; Іср - середньогалузеві витрати по даній групі устаткування, руб/рік; Кср - середньогалузеві капітальні витрати на відтворення даного обладнання, руб; Ен - нормативний коефіцієнт економічної ефективності дорівнює банківської процентної ставки, (руб/рік)/руб.

Стосовно до енергетичної оцінки морального зносу Мн е, %, формула (1) може бути трансформована:

, (108)

де bд - питома витрата енергії (в умовному паливі) на даному обладнанні, т у.п/од. продукції; bср - то ж середньогалузевого; П - річний випуск продукції на даному обладнанні, од. продукції/рік; Цт-тариф на використовувану енергію, перерахований на 1 т у.п., для даного регіону, руб/т у.п.; Ко6 - капіталовкладення в обладнання, руб.

Чисельник дробу у формулі (2) - це перевищення енергетичної складової витрат порівняно з середньогалузевої величиною. Так за формулою можна визначити порівняльну ступінь морального зносу устаткування і намітити черговість технічного переозброєння за цим показником. Заміні можуть підлягати також: спосіб передачі енергії з енергоприймача в технологічний апарат (наприклад, заміна редуктора, що регулює частоту обертання, на тиристорний електропривод); вид і якість матеріалу з метою зниження енерговитрат на його обробку (наприклад, підвищення концентрації розчинів, дроблення або агломерування матеріалів та ін..).

Модернізація енергетичного і технологічного обладнання також компенсує моральний знос, її ефективність іноді вище, ніж переозброєння, за рахунок істотно менших капітальних витрат і при здійсненні своїми силами. Її ефективність Е, руб/рік, може розраховуватися за значенням економії енергоресурсів, а також при зниженні інших експлуатаційних витрат:

, (109)

де bб і bм - питомі витрати енергоресурсів (в умовному паливі) на базовому та модернізованому обладнанні, т/од. продукції; dИм - зниження експлуатаційних витрат (крім енергетичних витрат) після модернізації, грн/рік; dИa = аКм - зростання амортизаційних відрахувань при збільшенні балансової вартості модернізованого обладнання (а - норма амортизації), руб/рік; Км - капітальні витрати на модернізацію, руб. Інтенсифікація виробничих процесів повинна виражатися у збільшенні продуктивності установок без істотних змін конструкції, за рахунок або прискорення технологічних та інших виробничих процесів, або за рахунок їх кращої організації. Як правило, інтенсифікація процесів повинна вести до підвищеного, прискореного фізичного зносу обладнання, що виправдано, якщо зрівнюються терміни фізичного і морального зносу, але може призвести до швидкого виходу з ладу обладнання, якщо інтенсифікація не супроводжується посиленою профілактикою і підвищеним ремонтним обслуговуванням. Економічним виразом її ефекту повинно бути зниження собівартості продукції, руб/рік, за рахунок зменшення умовно-постійних витрат:

, (110)

де s(n)6 і s(n) - умовно-постійні витрати у собівартості продукції в базовому і інтенсифікованому режимах роботи устаткування, руб/од. продукції; Пі - річна продуктивність після інтенсифікації, од. продукції/рік; dИa - збільшення амортизаційних відрахувань після інтенсифікації при підвищенні норми амортизації, крб/рік,

, (111)

де аі і аб - норми амортизації в базовому та інтенсифікованому режимах роботи обладнання; К6 - балансова вартість устаткування, крб; Кі - капітальні витрати на інтенсифікацію режиму, руб.

Якщо виділити енергетичну складову у собівартості промислової продукції, формула (5) прийме вигляд:

, (112)

де bб і bі - питомі витрати енергоресурсів (в умовному паливі) в базовому та інтенсифікованому режимах роботи, т у.п/од. продукції; s(пбе)6 і s(пбе)та - умовно-постійна складова собівартості без енергетичної частини в базовому та інтенсифікованому режимах роботи, руб/од. продукції.

Введення додаткових пристроїв з метою підвищення продуктивності або покращення режимів пов'язано з удосконаленням виробничих процесів при таких варіантах його реалізації:

1) установка додаткового обладнання (основного або допоміжного) для впорядкування виробничого процесу, так звана «розшивання вузьких місць», що лімітували загальну продуктивність ділянки, цеху, підприємства;

2) установка додаткового енергетичного устаткування і пристроїв для поліпшення енергозабезпечення споживачів, у тому числі для підвищення якості (надійності) енергопостачання - місцева, локальна реконструкція енергогосподарства;

3) установлення пристроїв, які керують процесами основного енергетичного виробництва, в тому числі при виробництві, передачі та споживанні енергоресурсів, оптимізують їх і скорочують втрати і витрати енергії - автоматизація процесів, поліпшення приладового обліку, введення пристроїв місцевого або централізованого контролю та регулювання і т.п.

У першому і другому варіантах енергоэкономічна оцінка може проводитися так само, як при модернізації устаткування, у третьому - як для інтенсифікації виробничих процесів.

Зміна параметрів обладнання, як правило, повинно привести до інтенсифікації виробництва та економічна оцінка проводиться за тими ж показниками. Для основного технологічного обладнання це можливо як за інтенсивністю (збільшення завантаження, заповнення апаратів, підвищення швидкості процесів), так і за екстенсивності - для періодичних процесів (збільшення часу роботи, зниження простоїв, у тому числі під завантаженням і вивантаженням, скорочення холостих ходів і т.п.). Зміна параметрів в енергетиці підприємства пов'язано або зі збільшенням завантаження енергообладнання, наприклад двигунів; або з підвищенням параметрів енергії, зокрема, давно переклад внутрішньозаводського електропостачання на напругу 660 В; або з зміною схем перетворення енергії - тиристорні перетворювачі частоти струму натомість мотор-генераторів.

Підвищення корисного використання енергії в технологічних установках досягається і при технічному переозброєнні, і при модернізації, і при інтенсифікації процесів. Однак можливе поліпшення внутріагрегатного використання енергії на діючому обладнанні при здійсненні порівняно простих заходів. Прикладом може служити нормалізація енерговитрат за результатами енергоекономічного аналізу з скороченням експлуатаційних і режимних втрат і відповідним підвищенням ККД і КПІ. Це досягається майже виключно організаційними заходами, при жорсткому дотриманні технологічної та енергетичної дисципліни, рідко вимагає капітальних витрат. Такі витрати можуть знадобитися на наступному щаблі енергоекономічного вдосконалення - при раціоналізації енерговикористання.

Економічний ефект, руб/рік, подібних заходів може бути підрахований так:

, (113)

де Це - ціна (тариф) енергії, руб/т у.п., руб/кВт - год, руб/Г кал, руб/М Дж; b(до) і b () - питомі витрати енергії до і після нормалізації (або раціоналізації) енерговикористання, кВт * год на одиницю продукції; П(по) - обсяг виробництва після нормалізації процесу, од. продукції/ рік; dИрег - можливі додаткові річні витрати по оптимальному регулюванню процесу, руб/рік; Кн - можливі одноразові (капітальні) витрати на захід, руб.

Заходи по раціоналізації енерговикористання в технології різноманітні і принципово можливі на будь-якому обладнанні, в будь-якому процесі. Однак необхідно враховувати технологічні вимоги в поєднанні з енергетичними, і тому такі заходи розробляються і здійснюються в тісній співпраці технологів і енергетиків при обов'язковій техніко-економічної оцінки технологічних, енергетичних і інших наслідків.

Використання ВЕР практично не змінює загальний витрата енергії в агрегаті-джерела ВЕР, а економія енергії досягається в заміщуються енергетичних установках.

Підвищення надійності енергопостачання та роботи енергообладнання має запобігти економічний збиток від аварійних зупинок виробництва, що супроводжуються також значними енергетичними втратами із-за: продукції, що пішла в шлюб, на виготовлення якої вже витрачена енергія; псування устаткування, на ремонт якого повинні бути витрачені матеріали, праця та енергія; прямих втрат енергоносіїв, наприклад при аварійному зливі конденсату; енерговитрат на пуск обладнання після аварійного простою, причому при пусках цих деякий, іноді досить тривалий час йде робота на холостому ходу і ін.

Економічний ефект від підвищення надійності енергопостачання та енергообладнання Ен, руб/рік, визначається зіставленням додаткових капіталовкладень, потрібних для цього Кн, руб, додаткових витрат при експлуатації пристроїв, що підвищують надійність Ін, руб/рік, з величиною середнього економічного збитку від перерв енергоживлення Y0 , руб/рік, помноженого на параметр потоку відмов в системі енергопостачання ?:

, (114)

Отже, економічні оцінки ефективності енергозберігаючих заходів можуть проводитися за формулами (1)-(7). У більшості випадків тут обчислюється ефект у грошовому вираженні, причому він відноситься не до енергогосподарству, а до всього промисловому підприємству. Це ще раз доводить економічне і технологічне єдність основного промислового виробництва і промислової енергетики. Енергозберігаюча політика може і повинна стати економічним важелем для успішної, конкурентоспроможної діяльності підприємства на ринку, де з її допомогою можна отримати додатковий прибуток. Найбільш ефективно ця політика проводиться при організації внутрішньовиробничого комерційного розрахунку та системи економічних претензій енергослужби у відносинах з заводськими споживачами енергії та енергетичних послуг.

Таким чином, енергозбереження на збагачувальній фабриці «Нерюнгринська»: є складовою частиною загальнодержавної національної енергозберігаючої політики, яка, мабуть, у найближчі роки буде проводитися на основі цільової комплексної програми з ресурсним забезпеченням; незалежно від загальнодержавних завдань має принести економіці підприємства суттєву користь у вигляді додаткового прибутку при зниженні енергетичної складової витрат промислового виробництва; може здійснюватися при технічному переозброєнні, модернізації обладнання, інтенсифікації процесів, встановлення додаткових пристроїв, зміну параметрів, підвищення ККД і КПІ установок за рахунок скорочення енергетичних втрат, використання ВЕР і при підвищенні надійності енергопостачання та роботи енергообладнання; конкретні заходи можуть виявлятися при здійсненні цих напрямів у кожному елементі систем енергопостачання та енерговикористання, у всьому енергетичному і енерговикористовуючого комплексі (в енергетиці) промислового підприємства; економічна ефективність кожного енергозберігаючого заходу повинна бути визначена техніко-економічними розрахунками, в результаті чого, а також за деякими економіко-технологічних міркувань, можна скласти перспективний план таких заходів з ресурсним забезпеченням, ранжируваний по термінах їх здійснення.

Список використаних джерел

1. Вказівки по розрахунку електричних навантажень (технічний циркуляр ВНИПИ Важпромелектропроект № 358-90 від 1 серпня 1990 р.)

2. Довідник з проектування електропостачання: Електроустановки промислових підприємств/Під заг. ред. Ю.Н. Тищенко та ін-М: Энергоатомиздат, 1990 р. 576 с

3. А.А. Федоров, В.В. Каменєва. Основи електропостачання промислових підприємств: Підручник для вузів. -4-е изд., перероб. і доп.-М:Энергоатомиздат, 1984 р. 472 с.

4. Л.Л. Коновалова, Рожкова Л.Д. Електропостачання промислових підприємств і установок: Учеб. посібник для технікумів. -М: Энергоатомиздат, 1989 р. 528 с.

5. А.А. Федоров, Л.Є. Старкова. Навчальний посібник для курсового і дипломного проектування по електропостачанню промышленных підприємств: Навч. посібник для вузів. -М: Вища школа, 1987 р. 368 с.

6. Керівні вказівки по розрахунку струмів короткого замикання та вибір електрообладнання. РД-153-34.0-20.527-98. Москва, «Видавництво НЦ ЭНАС», 2001р., с.151

7. Б.М. Неклепаев, І.П. Гачків. Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. -М: Энергоатомиздат, 1989 р. 608 с.

8. В.І. Идельчик Електричні системи і мережі. М: Энергоатомиздат, 1989 р. 592 с.

9. Електротехнічний довідник: В 4 т. Т.2. Електротехнічні вироби та пристрої / Під заг. ред. професорів МЕІ В.Г. Герасимова та ін (гол. ред. І.М. Орлов) - 8-е изд., испр. і дод. - М: Видавництво МЕІ, 2001 р. 518 с.

10. Рожкова Л.Д. Козулін В.С. Електрообладнання станцій та підстанцій: Підручник для технікумів - 3-е изд., перероб. і доп. - М: Энергоатомиздат, 1987 р. 648 с.

11. Правила пристрою електроустановок. - СПб.: Видавництво ДЕАН, 2001 р. 928 с.

12. Шабад М.А. Розрахунки релейного захисту та автоматики розподільних мереж. Изд. 2-е, перероб і дод. - Л.. Енергіяя" 1976 р. 288 с.

13. Правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок. Міністерство енергетики і електрифікації СРСР, Управління по техніці безпеки і промислової санітарії. - 2-е изд., перероб. і доп. - Благовєщенськ, 1987. - 147с.

14. Соколов Б.А., Соколова Н.Б. Монтаж електричних установок. - 3-е изд., перероб. і доп. - М: Вища школа, 1991.- 592с.: іл.

15. Керівний документ «Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств» РД-153.-34.0-03.301-00. - М:ЗАТ «Енергетичні технології», 2000.-116 с.

16. Правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок. Міністерство енергетики і електрифікації СРСР, Управління по техніці безпеки і промислової санітарії. - 2-е изд., перероб. і доп. - Благовєщенськ, 1987. - 147с.

17. Соколов Б.А., Соколова Н.Б. Монтаж електричних установок. - 3-е изд., перероб. і доп. - М: Вища школа, 1991.- 592с.: іл.

18. Керівний документ «Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств» РД-153.-34.0-03.301-00. - М:ЗАТ «Енергетичні технології», 2000.-116 с.

Размещено на Allbest.ru

...