Так как все коэффициенты чувствительности (таблица 22) в основной зоне больше 1,5, а в резервной зоне больше 1,2, то защита удовлетворяет требованиям ПУЭ [2], то есть проходит по чувствительности.

Максимальная токовая защита от токов в обмотках трансформатора, вызванных перегрузкой

Защита выполняется с помощью реле тока РТ – 40.

Первичный ток срабатывания защиты определяется по (77).  по [9]. Ток срабатывания реле определяется по (81). Результаты расчета сведены в таблицу 23.

Таблица 23 – Расчет первичных и вторичных токов в плечах защиты.

Автоматика подстанции

На линейных выключателях отходящих линий проектируемой подстанции предусматриваются устройства автоматического повторного включения (АПВ). Их назначение – автоматическое повторное включение линий под напряжение после отключения их релейной защитой при КЗ. Если КЗ было неустойчивым, то линия остается в работе, иначе отключается снова релейной защитой. Поэтому устройства АПВ должны быть однократного действия, чтобы избежать повторного включения на устойчивое КЗ.

Принципиальная схема АПВ для линии на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 7. В комплектное устройство РПВ-58 входят: реле времени КТ типа ЭВ-133 с добавочным резистором R1; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками; конденсатор C (20 мкФ); зарядный резистор R2 и разрядный резистор R3.

Пуск схемы АПВ происходит при отключении выключателя релейной защитой. Несоответствие положений ключа и выключателя характеризуется тем, что через контакты ключа 1-3 на схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного тока, а ранее разомкнутый вспомогательный контакт выключателя SQ.1 переключился и замкнул цепь обмотки реле KQT , которое, сработав, подало контактом KQT.1 минус обмотку реле времени KT.

При срабатывании реле времени размыкается его мгновенный размыкающий контакт KT.1 и вводится в цепь обмотки реле дополнительное сопротивление.

ПО истечении установленной выдержки времени реле KT подключает замыкающим контактом KT.2 параллельную обмотку реле KL1 к конденсатору C. Реле KL1 при этом срабатывает от тока разряда конденсатора и подает команду на включения выключателя. Выключатель включается, размыкается его вспомогательный контакт SQ.1 и возвращаются в исходное положение реле KQT, KL.1 и KT.

Если повреждение на линии было неустойчивым, она останется в работе. После размыкания контакта реле времени KT.2 конденсатор C начнет заряжаться через зарядный резистор R2, сопротивление которого выбирается таким, чтобы время заряда конденсатора составляло 20-25 с. Таким образом, спустя указанное время схема АПВ будет подготовлена к новому действию.

Если повреждение было устойчивым, то включившийся под действием схемы АПВ выключатель вновь отключится релейной защитой и вновь срабатывают реле KQT и KT. Реле KL.1 второй раз не срабатывает, так как конденсатор C разряжен. Таким образом, рассмотренная схема обеспечивает однократное действие при КЗ на линии.

В случае отключения линии защитой РЗ, когда действие АПВ не требуется, через резистор R3 производится разряд конденсатора.

Для предотвращения многократного включения выключателя на устойчивое КЗ, в случае застревания контактов реле KL1 в заькнутом состоянии, в схеме управления устанавливается специальное промежуточное реле KBS типа РП-232. Это реле срабатывает при прохождении тока по катушке отключения выключателя и удерживается в сработавшем положении до снятия команды на выключение. Цепь обмотки KM при этом размыкается контактом KBS.1, благодаря чему предотвращается включение выключателя.

Рисунок 7-Схема устройства АПВ однократного действия для линии на выпрямленном оперативном токе

На секционных выключателях сборных шин проектируемой подстанции, а также на выключателе, установленном в мостике на стороне 110 кВ, имеются устройства автоматического включения резерва (АВР). Их назначение – автоматическое включение этих выключателей при аварийной потере напряжения на одной из секций шин (для секционных выключателей), чтобы обеспечить питание потребителей этой секции от второй секции сборных шин; автоматическое подключение двух трансформаторов к одной питающей линии (для выключателя в мостике) при аварии на второй, или двух линий к одному трансформатору при аварийном отключении второго трансформатора.

На рисунке 8 приведена схема АВР на выпрямленном оперативном токе для секционного выключателя. Секционный выключатель Q3 нормально отключен. Оперативный ток для схемы автоматики подается от трансформаторов собственных нужд T3 и T4. Особенностью схемы является то, что при исчезновении напряжения на одной линии (W1 или W2) устройство АВР включает секционный выключатель Q3, а при восстановлении напряжения на линии автоматически восстанавливает нормальную схему подстанции.

Пусковым органом схемы автоматики являются реле времени KT1 и KT2 типа ЭВ-235, контакты которых KT1.2 и KT2.2 включены последовательно в цепи YAT1. Последовательно с контактами этих реле включен мгновенный контакт реле времени KT3.1 трансформатора T2, которое контролирует напряжение на этом трансформаторе. Обмотки реле KT1 и KT2 включены на разные трансформаторы (T3 и TV1), что исключает возможность ложного действия пускового органа. Реле KT1, подключенному к трансформатору собственных нужд T3, установленному до выключателя трансформатора T1, используется также для контроля за появлением напряжения на T1 при включении линии W1.

При исчезновении напряжения в результате отключения линии W1 запустятся реле времени KT1 и KT2 и разомкнут свои мгновенные контакты KT1.1 и KT2.1, снимая напряжение с обмотки реле времени KT3 типа ЭВ-248.

Если действием схемы АПВ линии напряжение на подстанции восстановлено не будет, то с установленной выдержкой времени замкнутся контакты реле времени KT1.2 и KT2.2 и создадут цепь на катушку отключения YAT1 выключателя Q1 трансформатора T1. При отключении выключателя Q1 замкнется его вспомогательный контакт SQ1.1 (рисунок 8, в) в цепи катушки включения YAC3 секционного выключателя Q3 через еще замкнутый контакт KQC1.1 реле однократного включения. Секционный выключатель включится и подаст напряжение на 1-ю секцию подстанции, при этом подтянется реле времени KT2, замкнет контакт KT2.2 и разомкнет KT2.2. Реле KT1 останется без напряжения, поэтому его контакт KT1.1 останется разомкнутым, а реле времени KT3 будет по-прежнему находится в исходном положении, держа разомкнутым все свои контакты.

При восстановлении напряжения на линии W1 напряжение появится и на трансформаторе T1, поскольку его отделитель оставался включенным. Получив напряжение, реле KT1 подтянется, замкнет контакт KT1.1 и разомкнет контакт KT1.2. При замыкании контакта KT1.1 начнет работать реле времени KT3, которое своим проскальзывающим контактом KT3.2 создаст цепь на включение выключателя Q1, а конечным контактом KT3.3-цепь на отключения секционного выключателя Q3, при этом автоматически будет восстановлена исходная схема подстанции.

Рисунок 8-Схема АВР секционного выключателя на выпрямленном оперативном токе для двухтрансформаторной подстанции: ( а— схема подстанции; б— цепи управления и АВР выключателя Q1; в— цепи управления и АВР выключателя Q3).

8. Измерение и учет электроэнергии

На проектируемой подстанции должны быть установлены следующие контрольно-измерительные приборы (КИП) для контроля за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества и количества отпускаемой энергии:

-                     в цепи трансформатора на стороне 110 кВ: амперметр;

-                     в цепи трансформатора на стороне 10 кВ: амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии;

-                     в цепи сборных шин 10 кВ (на каждой секции): вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений;

-                     в цепи секционных выключателей 10 кВ: амперметр;

-                     в цепи отход

-                     ящих фидеров 10 кВ: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии (предполагается, что по счетчикам ведется денежный расчет).

-                     в цепи трансформаторов собственных нужд на стороне 380 / 220 В: амперметр, расчетный счетчик активной энергии.

9. Выбор оперативного тока и источников питания

Так как на проектируемой подстанции установлены выключатели с электромагнитными приводами, то принимаем на подстанции выпрямленный оперативный ток.

Цепи релейной защиты и сигнализации, цепи питания электромагнитов отключения получают питание от двух блоков БПТ - 1002, присоединенных к трансформаторам тока на питающих линиях, и двух блоков БПН - 1002, присоединенных к трансформаторам напряжения сборных шин 10 кВ. Дублирование блоков питания обеспечивает работу релейной защиты при любых повреждениях.

Цепи электромагнитов включения, потребляющие значительный ток при включении, присоединяются к силовым выпрямителям КВУ – 66/2, которые питаются от трансформаторов собственных нужд, так как мощность трансформаторов напряжения недостаточна для питания электромагнитов включения.

Все источники оперативного тока располагаются в шкафах КРУН.

10. Собственные нужды подстанции

По таблицам П6.1, П6.2 [1] и составим ведомость ожидаемых нагрузок трансформаторов собственных нужд (таблица 24).

Таблица 24 – Нагрузка собственных нужд проектируемой подстанции

В таблице 24 данные, содержащиеся в столбце 7, рассчитаны по следующей формуле:

(86)

Где установленная мощность потребителя собственных нужд, кВт; коэффициент спроса.

Для двигателей системы охлаждения силовых трансформаторов:

кВт.

Данные, содержащиеся в столбце 8, рассчитаны по следующей формуле:

(87)

Для двигателей системы охлаждения силовых трансформаторов:

квар.

Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд:

(88), кВА.

Принимаем на проектируемой подстанции 2 трансформатора собственных нужд. Так как на проектируемой подстанции предполагается постоянное дежурство, то мощность трансформаторов собственных нужд:

(89), кВА.

Принимаем на проектируемой подстанции 2 трансформатора собственных нужд типа ТМ – 40/10 (по таблице 6.51 [6]). Трансформаторы собственных нужд присоединяются к выводам 10 кВ силовых трансформаторов до вводных выключателей.

11. Регулирование напряжения на проектируемой подстанции

В целях отпуска проектируемой подстанцией электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации силовых трансформаторов под нагрузкой (РПН).

РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения (в данном случае на стороне 110 кВ), так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки (рисунок 9,а). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении I I, а избиратель И – на ответвлении 6. Наименьший коэффициент трансформации будет при положении переключателя I, избиратель – на ответвлении 1.

Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами или резисторами. Схема с резисторами (рисунок 9,б) обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает все более широкое применение.

Допустим, что трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1, число витков необходимо уменьшить, то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, другая половина по R2 и К3, кроме того, витки регулировочной обмотки 5 – 4 оказываются замкнутыми через R1 и R2, по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И2, контакт К4 к выводу 0.

В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 секунд), поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.

Рисунок 9 – Устройство РПН трансформатора: а – схема включения регулирующих ступеней; б – схема РПН с токоограничивающими сопротивлениями.

12.Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции

В целях индустриализации и ускорения монтажа подстанции принимаем комплектную трансформаторную подстанцию из блоков заводского изготовления КТПБ 110/10 – 5 – М - 2 ´ 10000 – 59 У1 [11]. Схема электрических соединений КТПБ соответствует принятой схеме (рисунок 9).

Открытое распредустройство 110 кВ КТПБ состоит из: блоков высоковольтного оборудования; приемных устройств ВЛ 110 кВ; ошиновки 110 кВ кВ; металлических конструкций для прокладки контрольных кабелей;

ОРУ 110 кВ выполняется из отдельных блоков, на которых смонтировано оборудование, аппаратура и внутренние соединения цепей вторичной коммутации. Смежные блоки посредством железобетонных лежней объединены в группы, каждая из которых представляет собой единый конструктивный элемент. В качестве РУ - 10 кВ используются комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) серии К - 59 с вакуумными выключателями BB/TEL - 10. Число шкафов КРУН - 14.

Металлоконструкции блоков обеспечивают нормальные условия работы, транспортировки элементов оборудования и обладают достаточной механической прочностью. Оперативная блокировка электрических аппаратов 110 и 10 кВ выполняется электромагнитной с питанием выпрямленным оперативным током напряжением 220 В. При температуре ниже -5 С автоматически подключаются электронагреватели в шкафах приводов выключателей, отделителей и короткозамыкателей, а –25 С-под баками выключателей 35 и 110 кВ. Автоматика обогрева размещается в шкафах КРУН. Разрез по ячейки РУВН и схема заполнения РУНН представлена на листе КФБН 1004.04.366 Э2 графической части дипломного проекта.

13. Меры по предотвращению поломок опорно-стержневых изоляторов 35-220 кВ.

Относительно высокая повреждаемость опорно-стержневых изоляторов в составе разъединителей 110-220 кВ остается достаточно серьезной отраслевой проблемой. Опыт эксплуатации показывает, что технологические нарушения с разрушением опорно-стержневых изоляторов нередко приводят к серьезным последствиям: отключению системы шин подстанций, погашению подстанций, снижению нагрузки электростанции, а также создают угрозу персоналу энергопредприятий при выполнении переключений. Максимум повреждений изоляторов в составе разъединителей приходится на 10-15 год эксплуатации. За это время проявляются дефекты:

- связанные с несовершенством и нарушением технологии изготовления изоляторов и приводящие к недопустимому снижению их механической прочности в процессе эксплуатации;

- монтажа, наладки и технического обслуживания разъединителей в процессе эксплуатации, приводящие к возрастанию нагрузок на изоляторы.

Наблюдаются и сезонные максимумы повреждений, отмечаемые в периоды с февраля по май и с августа по ноябрь (в периоды, когда в течение суток имеют место значительные колебания температуры с переходом нулевого значения). Основной причиной повреждения фарфоровых опорно-стержневых изоляторов (далее по тексту изоляторы) в эксплуатации является механическое разрушение. В процессе эксплуатации изоляторов вследствие воздействия внешних факторов (влага и перепады температур (климатические факторы) и механические нагрузки, возникающие при переключениях и под воздействием ветра) происходит появление и развитие внешних и внутренних трещин в фарфоре, а также разрушение элементов соединения "фланец – фарфор". Ниже приводится статистика, опубликованная на сайте Ростовэнерго, в которой даны материалы сравнения количества повреждений электрооборудования в зависимости от его наименования.

Таблица25-Отказавшее оборудование

Таблица 26- Характер повреждаемости

Таблица 27- Причины повреждения

Таблица28-Срок службы оборудования от начала эксплуатации

По данным таблиц 25 –28 можно сделать вывод, что наиболее часто отказы в работе энергетического оборудования происходят по причине выхода из строя фарфоровых изоляторов - 26,92% (таблица25), причём наиболее характерным повреждением последних является излом – 19,23% и нарушение электрической прочности – 23,08% (таблица26).

Определение технического состояния опорно-стержневой изоляции без отключения от сети

В настоящей работе рассматриваются методы определения работоспособности изоляторов. Под работоспособностью понимается способность изолятора противостоять механическим и климатическим нагрузкам, воздействующим на изолятор в процессе эксплуатации. Существующая диагностика изоляторов по физической сути разделяется на четыре метода:

- визуальный контроль;

- силовой;

- контроль структуры материала изолятора;

- контроль жесткости изолятора.

Визуальный контроль осуществляется с целью определения видимых повреждений изолятора (сколы, крупные трещины на поверхности и проч.).

Силовой метод. Это прямой метод определения работоспособности изолятора.

При использовании этого метода изолятор подвергается механическим нагружениям в той или иной степени соответсвующим реальным нагрузкам, встречающимися в процессе эксплуатации. Несомненным достоинством этого метода является то, что он определяет истинную прочность изолятора, однако при нагрузках достигающих некоторых критических величин возможно повреждение, а, в некоторых случаях и разрушение изолятора.

Косвенные методы, основаны на измерениях неких параметров присущих данному объекту по состоянию, которых судят об его работоспособности. К косвенным методам относятся контроль структуры материала, контроль жесткости изолятора и визуальный контроль.

Контроль структуры материала изолятора. Этот метод позволяет обнаружить трещины, микротрещины и инородные вкрапления внутри изолятора. Контроль структуры материала может быть осуществлен при помощи рентгеноскопии или ультразвуковой дефектоскопии. Последний широко используется ООО "ЦИВОМ". По своей сути данный метод осуществляет контроль геометрических характеристик (неразрывность сечений, наличие трещин, микропористость внутри фарфора и т. п.) изолятора.

Контроль жесткости (механической) изолятора осуществляется виброакустическими методами. При этом контролируются либо частоты свободных колебаний, либо резонансные частоты колебаний изолятора. По частотному спектру колебаний изолятора судят об его работоспособности.

Рассмотрим связь между изменениями прочности и частотных характеристик изолятора при изгибе. Для фарфора, как и для любого другого материала, существует некий предел напряжения превышение, которого приводит к разрушению конструкции (временное сопротивление)[6]. Сила, соответствующая временному сопротивлению называется предельной нагрузкой. Выведем зависимость собственной частоты колебаний изолятора от предельной нагрузки.

Предельная нагрузка при изгибе стержня с жестким креплением одной стороны (заделка) и силой приложенной с другой стороны описывается выражением [6]:

P=σI/Lr, (90)

Где P - предельная нагрузка (сила);

σ - напряжение (в данном случае временное сопротивление);

L - длина стержня (изолятора);

r - радиус опасного сечения изолятора;

I - статический момент инерции опасного сечения изолятора.

Частоты собственных колебаний стержня с жестким креплением одной стороны (заделка) и свободным с другой стороны определяются выражением:

ω_i=(k_i)²/L²∙√EI/μ, (91)

где ω - частота собственных колебаний стержня (изолятора);

k - корень уравнений Крылова;

L - длина стержня;

E - модуль упругости материала;

I - статический момент инерции опасного сечения стержня;

μ - масса единицы длины стержня;

i - собственная форма колебаний стержня (i =1, 2, …).

Проведем сравнение характеристик поврежденного и неповрежденного изолятора. В качестве отправной точки возьмем предельную нагрузку (несущую способность), тогда степень повреждения изолятора можно представить в форме отношения предельной нагрузки поврежденного изолятора к предельной нагрузке неповрежденного изолятора. Несложные преобразования позволяют получить следующее соотношение:

P₁ /P₀=I₁ /I₀ = (ω_i1 /ω_i0)², (92)

Где P₀ - предельная нагрузка неповрежденного изолятора;

P₁ - предельная нагрузка поврежденного изолятора;

I₀ - статический момент инерции опасного сечения неповрежденного изолятора;

I₁ - статический момент инерции опасного сечения поврежденного изолятора;

ω_i0 - частота собственных колебаний неповрежденного изолятора; ω_i1 - частота собственных колебаний поврежденного изолятора; i - собственная форма колебаний изолятора (i =1, 2, …).

Следует заметить, что соотношение 93 справедливо и для продольных и крутильных нагрузок. Анализируя соотношение 93, видим, что повреждение можно обнаружить на любой форме колебаний изолятора. Вышеизложенное позволяет сделать заключение, что использование виброакустических методов для определения технического состояния опорно-стержневых фарфоровых изоляторов корректно.

Следовательно, для решения задачи о техническом состоянии опорно-стержневого изолятора достаточно отследить поведение его собственных частот во времени.

На основании вышеизложенного предлагается:

Метод определения технического состояния опорно-стержневой изоляции под рабочим напряжением (электрическим).

Техническое состояние опорно-стержневого фарфорового изолятора определяется по его амплитудно-частотной характеристике (АЧХ). Фактически определяется состояние механической жесткости изолятора.

Основным критерием сохранения работоспособности опорно-стержневого изолятора является неизменность во времени его амплитудно-частотной характеристики.

Частными случаями и критериями оценки технического состояния изоляторов при первом измерении являются:

а) изолятор в удовлетворительном состоянии:

-наличие одного максимума на АЧХ в диапазоне частот 3000-8000Гц;

б) изолятор в неудовлетворительном состоянии (однозначная отбраковка):

-наличие двух соизмеримых по интенсивности максимумов на АЧХ в диапазонах частот: 1000-2000Гц – первый и 3000-8000Гц – второй;

-наличие одного максимума на АЧХ в диапазоне частот 1000-2000Гц;

-наличие двух соизмеримых по интенсивности максимумов на АЧХ в диапазонах частот: 3000-8000Гц – первый и 8000-12000Гц – второй;

-наличие трех и более соизмеримых по интенсивности максимумов на АЧХ в диапазоне частот 1000-10000Гц.

Все оставшиеся случаи характеризуются как требующие периодических (не реже двух раз в год) обследований (второй – желательно после окончательного перехода среднесуточной температуры через нуль).

В целях предупреждения повреждений опорно-стержневых изоляторов 110-220 кВ и предотвращения несчастных случаев при производстве оперативных переключений предлагается:

1. При оперативных переключениях:

1.1 Включать в бланки переключений обязательный осмотр разъединителей 35-220 кВ перед проведением переключений. При осмотре следует обращать внимание на :

-наличие сколов и трещин на фарфоре; состояние армировочных швов (по возможности);

-состояние привода, контактной системы и рамы (наличие перекосов) Осмотр разъединителей может осуществляться при помощи бинокля.

1.2. Запретить производство операций разъединителями, изоляторы которых имеют дефекты в виде трещин (в теле фарфора или армировочном шве), царапин и рисок на фарфоре глубиной более 0,5 мм, а также сколы глубиной более 1 мм и обшей плошадью более 200 мм²;

1.3. Запретить производство переключений разъединителями с применением неинвентарных (удлиненных) рукояток ручных приводов;

1.4. Производить все операции с разъединителями при введенных в работу быстродействующих релейных защитах и устройствах резервирования отказа выключателя (УРОВ) в полном соответствии с требованиями п. 5.9.6. ПТЭ (15-е издание) и выведенном АПВ.

1.5. Ограничить количество переключений (по возможности) при температуре окружающего воздуха минус 25° С и ниже, а также в периоды, когда в течение суток имеют место значительные колебания температуры с переходом нулевого значения.

2. При техническом обслуживании и ремонтах:

2.1. Соблюдать требования предприятия-изготовителя по объему и срокам проведения технического обслуживания и ремонтов разъединителей в соответствии с указаниями "Руководства по эксплуатации".

2.2. Организовать проведение акустико-эмиссионного контроля изоляторов разъединителей 35 - 220 кВ по методике, согласованной с РАО "ЕЭС России", и с использованием аппаратуры и устройств (прибор ПАК-ЗМ, стяжка УКИ-1) разработки АО "ВНИИЭ". Методика контроля входит в комплект поставки. Акустико-эмиссионному контролю должны подвергаться:

- изоляторы любых типов по истечении гарантийного срока на разъединители 110-220 кВ;

- изоляторы любых типов при проведении средних ремонтов разъединителей 110-220 кВ;

- изоляторы любых типов при обнаружении на них сколов фарфора, дефектов армировочных швов или контактной системы разъединителей, которые могли привести к снижению механической прочности изоляторов и (или) к существенному увеличению нагрузок на них;

- изоляторы, отобранные из резерва для замены после окончания гарантийного срока.

2.3. Запретить производство механических испытаний опорно-стержневых изоляторов без одновременного проведения акустико-эмиссионного контроля их состояния.

2.4. Заменять изоляторы, забракованные по результатам акустико-эмиссионного контроля и изоляторы, имеющие дефекты, указанные в п. 1.2.

2.5. Выполнять при среднем ремонте разъединителей 110-220 кВ тщательный осмотр изоляторов и армировочных швов. При осмотре дополнительно к требованиям по п. 1.1. следует обращать внимание на:

- наличие трещин в армировочных швах;

- состояние цемента в армировочных швах;

- состояние влагостойкого покрытия армировочных швов.

2.6. Производить непосредственно после обнаружения заделку трещин в армировочных швах влагостойкой шпатлевкой с последующим нанесением гидрофобного покрытия (например, гермегик гидроизоляционный "Гермокрон-гидро".

2.7. Производить ремонт изоляторов, имеющих сколы с размерами, менее указанных в п. 1.2. настоящего циркуляра. При ремонте производится приклеивание отколотой части к изолятору или покрытие дефектной поверхности влагостойким лаком для наружных работ. Склеивание фарфоровых частей должно выполняться с помощью клея (карбинольного) БФ-4, Б-88 или клея на основе эпоксидной смолы.

При ремонте изоляторов, имеющих царапины и риски на поверхности глубиной менее 0,5 мм, используется полимерное покрытие. В качестве покрытия используется кремнийорганическая композиция типа КЛ101, которая обладает высокой гидрофобностью и адгезией к поверхности фарфора. В комплект поставки входят инструкция по нанесению покрытия, кремнийорганическая композиция с подслоем и отвердителем, технологическое оборудование для нанесения покрытия.

2.8. Выполнять после среднего ремонта разъединителей:

проверку качества монтажа изоляторов (отклонение от вертикали, равенство высот изоляторов, крепеж);

проверку правильности регулировок (на соответствие заводским нормам) контактов главной цепи в части их соосности и значений контактных нажатий, которые проверяются либо по вытягивающему усилию, либо непосредственным контролем контактного нажатия ламелей с помощью прибора ПКСН-1.

проверку соответствия выполнения подводящих шлейфов к разъединителям проектной документации.

2.9. Проводить после среднего ремонта разъединителей их опробование путем 3-5 кратного ручного включения-отключения главных и заземляющих ножей для оценки усилий на рукоятки приводов в соответствии с требованиями "Руководства по эксплуатации".

2.10. Выполнить для обеспечения безопасности персонала, проводящего оперирование разъединителями, не менее одного мероприятия из нижеперечисленных:

- установить над ручными приводами разъедини гелей 110-220 к.В стационарные козырьки из листового металла. Установка сетчатых козырьков не допускается;

- заменить ручные привода полуножей главной цепи разъединителей на электродвигательные с дистанционным управлением. Данное мероприятие целесообразно проводить на разъединителях со сроком службы не более 15 лет;

- на разъединителях напряжением 110 кВ с ручными приводами заменить фарфоровые опорно-стержневые изоляторы на полимерные типа ИОСПК-10.

Полимерные опорные изоляторы, в которых в качестве грузонесущего элемента используется стеклопластиковая труба в защитной оболочке из кремнийорганической резины, обладают рядом неоспоримых преимуществ по сравнению с фарфоровыми изоляторами.

Эти преимущества:

стойкость к загрязнениям;

более высокие разрядные характеристики в условиях загрязнения и увлажнения;

отсутствие растрескиваний и сколов;

высокая механическая прочность.

Благодаря указанным преимуществам применение полимерных изоляторов позволяет значительно повысить надежность работы электрооборудования, в частности разъединителей, а главное обеспечить безопасность персонала.

К настоящему времени разработаны и серийно выпускаются полимерные опорные изоляторы на классы напряжения 10, 35 и 110 кВ.

Изоляторы на напряжение 110 кВ изготавливаются в основном на базе стеклопластиковых труб. Труба, в отличие от стержневого стеклопластика, позволяет обеспечить лучшие показатели изолятора по упругой деформации на изгиб, что имеет определяющее значение для работы изоляторов в составе разъединителя.

Для изготовления защитной оболочки изоляторов используются в основном кремнийорганическая резина марки К-69 отечественного производства или ее зарубежный аналог силиконовый каучук марки "Поверсил-310". Современные технологии позволяют наносить цельнолитую защитную оболочку. При этом обеспечивается химическая сшивка резины с трубой, за счет чего повышается качество герметизации оболочки и границы раздела ее с трубой.

Полимерные опорные изоляторы могут применяться как в качестве шинных опор, так и в качестве опорно-поворотных колонок в составе разъединителя. По своим габаритным и установочным размерам выпускаемые конструкции полимерных изоляторов унифицированы с фарфоровыми изоляторами типа ИОС или С, поэтому могут применяться вместо последних.

Для шинных разъединителей 110 кВ предпочтительней выполнение второго или третьего мероприятия.

2.11. Создать на каждой электростанции и на каждом предприятии электрических сетей неснижаемый запас опорно-стержневых изоляторов 110 кВ в соответствии с требованиями табл. 4 и 5 "Типовых нормативов резервной коммутационной аппаратуры 110-500 кВ для подстанций и РУ электростанций", утвержденных Минэнерго СССР 02 декабря 1980 года.

2.12. Организовать хранение резервных опорно-стержневых изоляторов таким образом, чтобы была исключена возможность их механических повреждений, заноса снегом, затопления талыми и дождевыми водами, а также была обеспечена возможность периодического осмотра. Изоляторы хранить на настилах, по возможности в вертикальном рабочем положении, в закрытых помещениях или на открытом воздухе под навесом, защищающем их от воздействия атмосферных осадков. У находившихся на хранении изоляторов раз в 1-2 года проверять целостность армировочных швов и их влагостойкого покрытия. При обнаружении дефектов произвести заделку швов и восстановить влагостойкое покрытие, как это указано в п.2.6.

3. При техническом перевооружении и реконструкции:

Применять на вновь строящихся объектах, а также при реконструкции и техническом перевооружении действующих объектов на ОРУ 110-220 кВ разъединители:

- преимущественно горизонтально-поворотного типа с одним разрывом на полюс;

- с опорными стержневыми изоляторами (фарфоровыми или полимерными), изготовленными по техническим условиям, согласованным с РАО "ЕЭС России";

- с герметичными подшипниками качения в опоре изоляционных колонн;

- преимущественно с электродвигательными приводами полуножей главной цепи.

Применение ручных приводов полуножей главной цепи допускается во всех случаях, когда разъединители напряжением 110 кВ укомплектованы полимерными изоляторами типа ИОСПК-110.

Прибор контроля усилия нажатия ПКСН-1

Прибор ПКСН-1 предназначен для контроля усилия нормального нажатия в отдельной паре контактов ламельного типа разъединителей 10 - 750 кВ и ячеек КРУ 6-10 кВ.

Прибор лишен недостатка традиционного способа контроля контактов, основанного на измерении вытягивающего усилия с применением специальных шаблонов. Этот способ трудоемок, т.к. требует участия не менее двух человек, и имеет низкую точность в связи с тем, что применяемые шаблоны, как правило, не калиброваны по материалу, толщине и состоянию поверхности, а вытягивающее усилие определяется в момент трогания шаблона по стрелочному пружинному динамометру.

Прибор ПКСН-1 состоит из контрольного щупа, блока измерения и соединительных кабелей. Контрольный щуп выполнен на основе тензорезисторного датчика. Блок измерения служит для обработки сигнала, поступающего с контрольного щупа, и цифровой индикации значения силы нормального контактного нажатия. Измерения с помощью прибора может выполнять один человек.

Таблица 29 -Основные технические характеристики прибора ПКСН-1

Комплект сменных частей и диапазон регулировок позволяет производить контроль нормального нажатия контактов большинства находящихся в эксплуатации типов разъединителей наружной и внутренней установки серий РГ, РД(3), РНД(З), ЗРО, РВ(3) и др.

Для удобства пользования прибором ПКСН-1 в руководстве по его эксплуатации приведены нормативные значения нормальных контактных нажатий ламельных контактов наиболее распространенных типов разъединителей и ячеек КРУ.

Анализ повреждений электрооборудования представлен но листе КФБН 1004.06.366.07 Э2 графической части дипломного проекта.

14. Освещение подстанции

Наружное освещение подстанции осуществляется прожекторами ПЗС - 45 с лампами мощностью 1000 Вт напряжением 220 В, питаемых от трансформаторов собственных нужд.

Прожектора устанавливаются на прожекторных мачтах по углам подстанции. Расположение прожекторных мачт показано на листе графической части проекта. Угол наклона прожекторов к плоскости подстанции . Высота установки прожекторов h=22 м (исходя из высоты типовых мачт 21 м [12]).

Расчет освещения подстанции производим методом изолюкс. Построим изолюксу одного прожектора.

Освещенность точки площадки подстанции:

(93)

Где е – норма освещенности поверхности, равная 1 лк [12];

вспомогательная величина (определяется по таблице 61 [12]). Для расстояния Х=22 м от прожектора лк.

По изолюксам на условной плоскости (рисунок 44 [12]) определяем координату =0,5 на условной плоскости с освещенностью Е=968 лк.

Координата y на площадке подстанции:

(94)м. Дальнейший расчет координат для построения изолюксы освещенности производится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 30.

Таблица 30 – Построение изолюксы освещенности прожектора

Изолюкса прожектора представлена на рисунке 10. Изолюкса изображена для одного квадранта, так как она симметрична относительно оси y.После рассмотрения различных вариантов расположения прожекторов на прожекторных мачтах и рассмотрения полученных зон освещенности принимаем к установке на проектируемой подстанции 5 прожекторов. На мачтах №2, №3 и №4 - по одному прожектору. На мачте №1 - два прожектора.

Рисунок 10 – Изолюкса прожектора.

При таком расположении прожекторов территория подстанции полностью освещается.

15. Молниезащита подстанции

Опасные грозовые перенапряжения в распредустройствах подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией, так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ в результате поражения проводов ВЛ молнией или удара молнии в вершину опоры или трос.

Защита от набегающих волн осуществляется с помощью ограничителей перенапряжения (таблица 10).

Защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими молниеотводами имеющими обособленные заземлители.

На проектируемой подстанции предусматриваем 4 молниеотвода, устанавливаемых на прожекторных мачтах.

Расстояния между молниеотводами:

-            между 1 и 2, 3 и 4:  м;

-            между 1 и 4, 2 и 3:  м.

Наивысшая точка защищаемой подстанции  м

По [13] пространство между молниеотводами полностью перекрывается зоной защиты, если:

(95)

Где диаметр описанной окружности, проходящей через центры молниеотводов, м;

коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода H (при);

активная высота молниеотвода – превышение его над высотой защищаемого объекта , м.

(96)

Из выражений (95) и (96) следует, что

(97)

м;

м.

Принимаем высоту молниеотвода, с учетом высоты прожекторных мачт, H=28 м.

Радиус зоны защиты на высоте защищаемого объекта:

(98)

м;

м.

Ширину зоны защиты на высоте защищаемого объекта определять не обязательно, потому что, как видно из построений зоны защиты на листе графической части проекта, территория подстанции полностью перекрывается зонами защиты четырех одиночных молниеотводов.

В соответствии с требованиями [13] выбираю для молниеотводов стальной трехстержневой заземлитель собранный из стержней диаметром d =15 мм, длина которых l =2,5 м. Расстояние между стержнями с=5 м. Стержни соединены между собой стальной полосой с размерами 40 х 4 мм (по таблице 2 [13]). Заземлитель заглублен в землю на глубину t=0,7 м. Токоотвод выполняется из круглой стальной проволоки диаметром 6 мм (по таблице 3 [13]).

Рассчитаем сопротивление импульсного заземлителя.

Сопротивление одного стержня заземлителя:

(99)

Ом

Сопротивление всех вертикальных заземлителей:

(100)

где

число вертикальных заземлителей;

коэффициент использования (по таблице 5 [14]).

Ом.

Сопротивление соединительных полос:

(101)

где

ширина полосы, м.

Ом.

Общее сопротивление заземлителя:

(102)

Ом.

Импульсное сопротивление заземлителя:

(103)

где

импульсный коэффициент ( [1]).

Ом.

Допустимое импульсное сопротивление заземлителя молниеотвода  Ом по [2]. Так как 5,12 Ом < 10 Ом, то заземлитель удовлетворяет требованиям ПУЭ и может применяться на проектируемой подстанции.

16. Заземление подстанции

Согласно ПУЭ [2] заземляющие устройства электроустановок 110 кВ выполняются с учетом сопротивления заземляющего устройства Ом или допустимого напряжения прикосновения.

Расчет по допустимому сопротивлению Ом приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющего устройства для подстанции небольшой площадью, не имеющей естественных заземлителей. Опыт эксплуатации РУ – 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины .

Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечивать в любое время года ограничение напряжения прикосновения  до нормированного значения в пределах всей территории подстанции, а напряжение на заземляющем устройстве  должно быть не выше 10 кВ. Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом.

Произведем расчет заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения.

Расчетная длительность воздействия напряжения прикосновения:

(104)

Где полное время отключения выключателя (для выключателя МКП – 110 это время составляет 0,08 с).

с.

Наибольшее допустимое напряжение прикосновения дляс

=1,5∙83,5∙0,75+0,75∙1000=844 В

Коэффициент прикосновения:

(105)

где

длина вертикального заземлителя, м (принимаем м [1]);

длина горизонтального заземлителя, м (принимаем м по плану заземляющего устройства на листе графической части проекта);

расстояние между вертикальными заземлителями, м (принимаем м по плану заземляющего устройства на листе графической части проекта);

S – площадь заземляющего устройства, м² (принимаем м² по плану заземляющего устройства на листе графической части проекта);

М – расчетный параметр, зависящий от ;

удельное сопротивление слоев земли, Ом·м;

коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека  и сопротивлению растеканию тока от ступней .

(106)

Ом;

;

М=0,536 для  (по тексту 7.5 [1]).

Потенциал на заземлителе:

(107)

В,

что меньше допустимого, так как 2958,6 В < 10000 В.

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

(108)

где

ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ, А.

(109)

Где сопротивление нулевой последовательности трансформаторов, Ом.

кА.

Ом.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель со стороной м.

Число ячеек по стороне квадрата:

(110)

Принимаем m = 6.

Длина полос в расчетной модели:

(111)

м.

Длина сторон ячейки:

(112)

м.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

(113)

Общая длина вертикальных заземлителей:

(114)

м.

Относительная глубина:

(115)

где

глубина заложения горизонтальных проводников, м (t = 0,7 м).

Так как , то общее сопротивление сложного заземлителя, преобразованного в расчетную модель:

(116)

где

эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом×м (Ом×м по таблице 7.6 [1]).

Что меньше допустимого Ом.

Напряжение прикосновения:

(117)

В.

Что меньше допустимого значения 844 В.

Наименьшее допустимое сечение проводника по условиям термической стойкости определяется по следующим формулам.

Для горизонтальных заземлителей:

(118)

мм².

Для вертикальных заземлителей:

(119)

мм².

По условиям механической прочности выбираем в качестве вертикальных заземляющих проводников круглые стальные прутки диаметром 10 мм², сечение которых составляет мм²; в качестве горизонтальных заземлителей выбираем стальные полосы сечением мм².

Молниезащита, заземление и освещение подстанции представлена на листе КФБН 1004.06.366 ЭГ графической части дипломного проекта.

17. Безопасность проектируемой подстанции 110/10 кВ

Анализ возможных вредных и опасных факторов при монтаже и эксплуатации проектируемого объекта

Проектируемая подстанция 110/10кВ и ВЛ 110кВ. являются устройством без технологического производства, поэтому вредные выбросы в атмосферу отсутствуют.

Для предотвращения загрязнения окружающей территории при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения распространения пожара - проектом предусматривается сооружения маслоприемника рассчитанного на 100% задержания масла из одного трансформатора.

Противопожарные мероприятия и пожарная защита запроектированы в соответствии с "Указаниями по проектированию противопожарных мероприятий, систем пожара-тушения и обнаружения пожара на энергетических объектах", утвержденных министерством энергетики и электрификации России и согласованных с начальником главного управления пожарной охраны МВД России.

Безопасность организация работ при эксплуатации и ремонте, строительстве и наладки проектируемой подстанции определены ПУЭ [2].

Степень огнестойкости ОРУ подстанции принята I. Проектируемая подстанция относится к II группе по единичной мощности (до 40МВА), в связи с этим пожарный водопровод и водоем на подстанции не предусматривается. Подстанция снабжена первичными средствами пожара тушения, имеет телефонную связь с местной пожарной службой.

При электромонтаже и ремонте оборудования проектируемой подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током, опасными в отношении возможности травмирования являются работы связанные с подъемом на высоту и креплением тяжелых деталей электрооборудования РУ (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей трансформаторов тока, опорных изоляторов, и др.). При установки различной аппаратов, закрепленных на строительных конструкциях с помощью цементных растворов, нельзя удалять поддерживающие приспособления до полного затвердения раствора. Поднятые на высоту различные элементы оборудования и аппараты должны, непременно, закрепляется на своих местах.

При перемещении и подъеме отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, их необходимо установить в положение "включено", так как при таком положении ножей исключается возможность травмирования рабочих ножевыми контактами рубящего типа.

Во время подъема и перемещения распределительных щитов камер и блоков распределительных устройств необходимо с помощью оттяжек предотвратить их возможное опрокидывание.

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическим приводом должны быть приняты меры против не предусмотренного включения или отключения приводов другим. В этом случае возможны ушибы выполняющего работу электромонтажника. Для предотвращения такого включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным приводом снимаются.

Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от данного выключателя.

После того как смонтирована ошиновка трансформатора и его обмотки присоединены к шинам распределительного устройства, их внешние вывода необходимо замкнуть накоротко и заземлить на случай подачи напряжения на трансформатор, который не принят в эксплуатацию. То же относится и к измерительным трансформаторам.

Чтобы исключить возможность прикосновения или опасного приближения к не изолированным токоведущим частям, должна быть обеспечена недоступность с помощью ограждения, блокировок, или расположение токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте.

Корпуса трансформаторов, светильников, аппаратов и других, металлических не токоведущих частей могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус. Если корпус при этом не имеет заземления прикосновение к нему опасно также как к фазе. Безопасность обеспечивается путем заземления корпуса заземлителем.

Молниезащита подстанции запроектирована в соответствии с [13] и [2].

Охранные мероприятия на подстанции

Территория ПС должна ограждаться. Ограждение территории подстанции напряжением 35-750кВ должно выполняться высотой не менее 2,4 м.

Ограда должна быть сплошной (предпочтительно из ж/б конструкций)

Ограждение территории ПС должно иметь сплошные металлические ворота и калитки, конструкция которых не должна позволять свободно преодолевать их. Ворота и калитки должны закрываться на внутренний замок.

Входные наружные двери всех помещений ПС следует выполнять металлическими и оборудованными внутренними замками.

Остекление зданий на территории ПС следует сокращать до минимума. Оконные проемы не должны предусматриваться в следующих зданиях и сооружениях:

–     на фасадной стороне ОПУ в случае совмещения фасадной линии ОПУ с оградой ПС;

–     в кабельных этажах и шахтах;

–     в складских помещениях.

В случае необходимости в естественном освещении окна первого этажа оборудуются решетками. Окна второго и более высоких этажей рекомендуется выполнять из армированного стекла или стеклоблоков.

В случае выполнения остекления окон второго этажа из обычного стекла они должны иметь решетки.

Охранное освещение по периметру ПС предусматривается на всех ПС имеющих постоянный дежурный персонал. Включение охранного освещения осуществляется вручную или автоматически. Охранное освещение должно обеспечивать освещенность поверхности земли вдоль внутренней стороны ограждения не менее 0,5 лк.

Охранная сигнализация помещений ПС должна осуществлять контроль:

–     закрытого состояния входных наружных дверей, а также оконных фрамуг и форточек помещений ПС;

–     целостности оконных стекол;

–     целостности дверных и оконных проемов;

–     закрытого состояния въездных ворот и калиток.

На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь.

В целях исключения слива масла посторонними лицами из силовых трансформаторов целесообразно на сливном вентиле установить заглушку, закрепленную болтами и контролируемую охранной сигнализацией.

Конструкция ввода и вывода кабелей, водопроводов и канализации на территории ПС должна исключать проникновение на ПС посторонних лиц.

18. Заключение

В результате работы спроектирована понизительная подстанция для электроснабжения потребителей Кировского района города Саратова.

В ходе проекта был произведён выбор силовых трансформаторов, технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов,высоковольтных аппаратов, токоведущих частей и другого оборудования подстанции; расчет освещения, заземления и молниезащиты подстанции.

В результате проведенных расчетов принята типовая комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления типа КТПБ 110/10 – 5 – М – 2 х 10000 – 59 У1.

Выводы, сделанные при разработке темы для углубленной разработки (спецвопрос), могут быть использованы в проектной и эксплутационной практике.

19.Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. ПУЭ - 4. - М.: Энергия, 2003.-603с.

2. Правила устройства электроустановок. ПУЭ - 6. - М.: Энергоатомиздат, 2003. - 648 с.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 2003. - 224 с.

4. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

5. Районная понизительная подстанция 35 - 220 кВ: Методика дипломного проектирования/ Под ред. Мишина Л. А. - Саратов, 1975. - 23 с.

6. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов/ Под ред. Блока В. М. - М.: Высшая школа, 1990. - 308 с.

7. ГОСТ 14209 - 85 (СТ СЭВ 3916 - 82). Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. - М.: Издательство стандартов, 1985. - 30 с.

8. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. - М.: Энергия, 1970. - 517 с.

9. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов 110 - 500 кВ. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96 с.

10. Беркович М. А. Автоматика энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 208 с.

11. Модернизированные КТПБ 110/10(6), 110/35/10(6), 110/20 и 35/10(6) различного назначения. Техническое описание и инструкция по монтажу и эксплуатации ОГК.412.070. - Куйбышев, 1982. - 92 с.

12. Кнорринг Г. М. Справочник для проектирования электрического освещения. - Л., 1960. - 342 с.

13. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122 - 87/ Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 56 с.

14. Защитное заземление: Методические указания/ Под ред. Паниной О. А. - Саратов, 1995. - 16 с.

15. Справочник по проектированию подстанций 35 - 1150 кВ/ Под ред. Самойлова Я. С. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 302 с.

16. Синягин Н. Н. Система планово-предупредительных ремонтов оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергия, 1978. - 408 с.

17.Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. СН 357 - 77. М.: Госстрой СССР, 1977.

18. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174 - 75. - М.: Госстрой СССР, 1976.

Приложение