Электроснабжение тракторостроительного завода

Генеральный план на печать.cdw

Активная низковольтная нагрузка цеха
(сектором выделена силовая нагрузка)
Наименование потребителей
Мощность трансформаторов
Литейная цветного лиьбя
Склад готовой продукции
Ремонтно-механический цех
Литейная черного литья
Цех термической обработки
ОГУ 13.04.02. 3016. 166
Генеральный план завода
План распределительной сети
тракторостроительного завода
Питание от ncт системы
Активная высоковольтная нагрузка
Длинна кабеля в метрах(м)

КУРСОВАЯ РАБОТА.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Электроэнергетический факультет
Кафедра электроэнергетики и теплоэнергетики
по электроснабжению промышленных предприятий
Электроснабжение тракторостроительного завода
ОГУ 13.04.02. 3016. 166 ПЗ
студент группы 15ЭЭ(м)АЭСК
Пояснительная записка содержит 60 страниц в том числе 6 рисунков и 24 таблицы. Графическая часть курсового проекта состоит из двух листов формата А1 на одном из которых изображена однолинейная схема электроснабжения тракторостроительного завода а на другом – план распределительной сети.
В курсовом проекте представлен расчет электрических нагрузок выбор напряжения питающей сети а также числа типа и мощности трансформаторов на ГПП и ЦТП. Выполнена компенсация реактивной мощности после чего осуществлен окончательный выбор мощности трансформаторов на ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность. Выбраны и проверены сечения проводов и кабелей. Для проверки сечения произведен расчет токов коротких замыканий.
Содержание и объем курсовой работы
Общая характеристика предприятия
1 Особенности технологического процесса .
2 Характеристика окружающей среды производственных помещений
3 Характеристика надежности потребителей .
Анализ исходных данных
Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В .
1 Определение расчетных нагрузок по методу коэффициента спроса .
2 Определение расчетных нагрузок методом удельной мощности
3 Определение расчетных нагрузок по коэффициенту расчетной мощности
Определение расчетных осветительных нагрузок .
1 Определение осветительных нагрузок по цехам предприятия
2 Определение нагрузок наружного освещения территории завода ..
Определение расчетных нагрузок ниже 1000 В по цехам предприятия ..
Определение расчетных нагрузок предприятия выше 1000 В .
Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом .
Выбор напряжения питающих и распределительных сетей предприятия ..
Выбор источников питания и их территориального расположения .
1 Построение картограммы электрических нагрузок .
Предварительный выбор числа мощности трансформаторов цеховых подстанций их места расположения и конструктивного исполнения ..
1 Выбор числа и мощности ЦТП
2 Выбор типа цеховых ТП их компоновки и конструктивного исполнения ..
3 Выбор схемы соединения обмоток цеховых трансформаторов
4 Выбор схемы подключения трансформаторов на цеховых трансформаторных подстанциях
Выбор схемы распределительной заводской сети
Выбор числа типа предварительной мощности трансформаторов на ГПП и главной схемы её соединений ..
Компенсация реактивной мощности .
1 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройств .
2 Размещение компенсирующих устройств по территории предприятия..
Окончательный выбор мощности трансформаторов ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность
1 Уточнение мощности трансформаторов с учетом компенсирующих устройств
2 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность
3 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на систематическую перегрузку ..
4 Проверка на аварийную перегрузку ГПП
5 Проверка на аварийную перегрузку ЦТП
Определение сечений проводов и кабелей
1 Расчет питающей сети
2 Выбор кабелей распределительной сети .
2.1 Расчет кабельных линий напряжением 10(6) кВ
2.2 Расчет кабельной линий напряжением ниже 1000 В .
Расчет токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий..
Список использованных источников
Электроэнергетика - отрасль промышленности занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям является также одной из базовых отраслей тяжёлой промышленности.
Одна из главных задач энергетики предполагает обеспечить рост науч-но-технического прогресса интенсификацию общественного производства повышение его эффективности. Решением этой задачи во многом зависит от совершенствования способов электрификации всех отраслей промышленности с применением современных электрических аппаратов. Первое место по коли-честву потребляемой электроэнергии занимает промышленность на долю ко-торой приходится более 60% всей вырабатываемой энергии
В курсовой работе предстоит спроектировать тракторостроительный завод. За аналог взято предприятие города Челябинска. Челябинский тракторный завод (ЧТЗ-Уралтрак) —один из основных стратегических заводов и один из крупнейших производителей гусеничных тракторов в России. Предприятие производит бульдозеры и тяжелые тракторы. Производственная площадь занимаемая ЧТЗ составляет 15 млн.м2. Парк тракторов ежегодно пополняется на 1—3% в то время как списывается каждый год 6—8% машин. На сегодняшний день отечественное производство тракторов не покрывает возрастающий спрос который частично восполняется за счет импорта. За год ЧТЗ производит продукцию на 12364 млрд руб. Выпускает по 162 трубоукладчика 1944 тыс. бульдозеро-рыхлительных аппарата. Выпуск запасных частей — на сумму 2 млрд 853766 млн руб. Сегодня завод работает в непростых экономических условиях. Перед ним стоят серьезные задачи ведения эффективного прибыльного производства.
В курсовом проекте предстоит выбрать напряжение питающей сети выбрать схему сети а также число типы и мощности трансформаторов на ГПП и ЦТП. Для начала необходимо определить ожидаемые электрические нагрузки. Данный проект должен отвечать требованиям надежности и по возможности экономичности.
Общая характеристика предприятия
1 Особенности технологического процесса
Данный тракторостроительный завод по разработке и производству колесной и гусеничной дорожно-строительной техники двигателей внутреннего сгорания запасных частей и прочей высокотехнологичной машиностроительной продукции. Предприятие состоит из 15 цехов которые разделяются на основные (создающие продукцию) и вспомогательные (обслуживающие основные цеха).
Склады предназначены для хранения материалов готовых изделий и инструментов. Основная часть продукции поступает в кузнечно-прессовый и механический цеха для дальнейшей обработки. Кузнечно-прессовый цех предназначен для производства деталей и заготовок для запасных частей и прочей высокотехнологичной машиностроительной продукции. В механическом цехе производится обработка деталей узлов и корпусов двигателей изготавливаемых на проектируемом предприятии. Необходимые для этого заготовки металл и отливки поступают со склада металла заготовок и прочих материалов в отделение металлообрабатывающих станков. Термический цех предназначен для обработки чистовых деталей после механической обработки а также сварных узлов и прокатных валков. К общезаводским службам относятся лаборатории заводоуправление гараж конструкторское бюро.
Тракторостроительное производство по своей сущности заключающееся в многоэтапном технологическом процессе производства.
2 Характеристика окружающей среды производственных помещений
Проектирование электроснабжения цеха возможно лишь при выявлении особенностей производственной среды а также при четком формулировании всех требований предъявляемых к системе электроснабжения с учетом действующих правил устройств электроустановок. [1]
На промышленных предприятиях существует необходимость разделения помещений по категориям надежности во избежание перерыва электроснабжения и остановки технологического процесса а также их различие по классам пожаровзрывоопасности.
Характеристика помещений приводится в виде таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Характеристика производственных помещений по особенностям производственной среды и надежности потребителей.
Наименование помещений
Производственная среда
Категорий-ность по ПУЭ
Литейная цветного метала
Склад готовой продукции
Ремонтно-механический цех
Литейная черного литья
Литейная черного литья (6кВ)
Цех термической обработки
Цех термической обработки (6 кВ)
Компрессорная (6 кВ)
Освещение цехов и территории завода
3 Характеристика надежности потребителей
По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ электроприемники разделяются на три категории:
К I категории относятся электроприемники (ЭП) перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность жизни людей значительный ущерб народному хозяйству предприятию массовый брак продукции расстройство сложного технологического процесса и др.
Пример ЭП I категории: насосы водоснабжения и канализации газоочистка приводы вращающихся печей газораспределительные пункты вентиляторы промышленные аварийное освещение и др.
Из состава I категории выделяется особая группа ЭП бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Например в черной металлургии электродвигатели насосов охлаждения доменных печей.
Ко II категории относятся ЭП перерывы в электроснабжении которых приведут к массовому недоотпуску продукции массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта.
К III категории относятся все остальные ЭП не входящие в I и II категории. Это различные вспомогательные механизмы в основных цехах цехаха несерийного производства.
Сведения о надежности потребителей промышленного предприятия приводятся в таблице 1.1.
Челябинский тракторный завод - машиностроительное предприятие по разработке и производству колесной и гусеничной дорожно-строительной техники (бульдозеров трубоукладчиков фронтальных погрузчиков минитракторов) двигателей внутреннего сгорания запасных частей и прочей высокотехнологичной машиностроительной продукции.
Климатические условия и нагрузки данного района:
Район по ветру II нормативное ветровое давление Wo=500 Па (скорость ветра vo=29 мс)
Район по гололеду II нормативная толщина стенки гололеда bэ=15 мм [2].
Эквивалентная температура воздуха по ГОСТ для г. Челябинска представлена в таблице 2.1.
Таблица 2.1- Значения годовой и сезонных температур по г. Челябинску
Эквивалентная температура °С
Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В
1 Определение расчетных нагрузок по методу коэффициента спроса
Данный метод менее трудоемкий и соответственно менее точен. Расчетная нагрузка определяется по формулам:
где Кс – коэффициент спроса рассматриваемого цеха [3];
Рн – номинальная мощность цеха указываемая в исходных данных.
Pрс =04 420=168 кВт;
Qрс =168 075= 126 кВт;
Для остальных цехов аналогично. Результаты заносим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 - Результаты расчетов методом коэффициента спроса
Механический цех №1
Литейная цветного литья
Литейный черного литья
2 Определение расчетных нагрузок методом удельной мощности
Расчетная нагрузка определяется по формуле
гдеPудс - удельная расчетная силовая нагрузка втм2 производственной площади определяется по статическим данным [3].
F- площадь помещений м2
Реактивная и полная мощности определяются аналогично по формулам (3.2)-(3.3).
Pрс = 50 6175 =30875 кВт;
Qрс = 30875 075 =23156 кВт;
Таблица 3.2 - Результаты расчетов методом удельной мощности
3 Определение расчетных нагрузок по коэффициенту расчетной мощности
Этим методом определяется нагрузка РМЦ так как для этого цеха приведен перечень оборудования по отделениям мощности отдельных ЭП их количество расположение в плане. Расчет ведется в соответствии с РТМ-92 для одного из отделений результат вносится в таблицу 3.3.
Исходные данные для расчета (графы 1 - 4) заполняются на основании полученного индивидуального задания на РМЦ номинальные мощности электроприемников приведены к ПВ 100%. В Графа 5 - 6 приведены значения коэффициентов использования и реактивной мощности для индивидуальных ЭП [3].
В графах 7 и 8 записываются величины PСМ и QСМ.
где tgφ - тангенс для каждого электроприемника.
Произведем расчет для станков
PСМ=408 014=5712 кВт
QCM=5712173=988 кВар
Для остальных аналогично. Результаты сводим в таблицу 3.3
В итоговых строках указываются суммарные значения PСМ и QСМ.
Определяем групповой коэффициент использования KИГ для данного узла питания:
где PНОМ- суммарная номинальная мощность всех ЭП данной группы.
Графа 10 и все последующие графы заполняются только для узла в целом (итоговой строкой). При значительном числе ЭП (магистральные шинопроводы шины цеховых ТП в целом по цеху или корпусу) величина nэ определяется по выражению
где PНОМ.MAX-мощность наибольшего в ЭП в группе.
Найденное по формуле (3.8) значение nЭ округляется до ближайшего меньшего числа.
В зависимости от группового(средневзвешенного) коэффициента использования КИГ и эффективного числа ЭП nЭ определяется коэффициент расчетной нагрузки КР и заносится в графу 11. Таблицы для определения КР приведены в [5].
Расчетная активная мощность PP подключенных к узлу ЭП напряжение до 1 кВ (графа 12) определяется по выражению:
PP=085 26103=22188 кВт
Расчетная реактивная мощность QР (графа 13) определяется следующим образом:
для питающих сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от nЭ
при nэ ≤10 Qр =11(KИ PНОМ)·tgφ;
при nЭ >10 Qр =(KИ PНОМ)·tgφ
Расчетную реактивную мощность QР будем определять по формуле (3.11) так как число nЭ >10.
Полная расчетная мощность SР (графа 14) определяется по выражению:
Значение токовой расчетной нагрузки (графа 15) по которой выбирается сечение линии по допустимому нагреву определяется по выражению:
Полученные данные сводим в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 Результаты расчета РМЦ
Эффективное число ЭП nЭ
Коэффициент расчетной нагрузки Кр
По заданию технолога
По справочным данным
Номинальная установленная мощность
Коэффициент использования КИ
Коэффициент реактивной мощности
Термическое оборудование
Сварочное оборудование
Подъемно-транспортное оборудование
Таблица 3.4 – Расчетные силовые нагрузки 038 по цехам завода
Наименование потребителей
Определяемые параметры
Определение расчетных осветительных нагрузок
1 Определение осветительных нагрузок по цехам предприятия
Для определения полной нагрузки по цехам завода нужно знать нагрузку от освещения. Эта нагрузка для любого (i-ого) цеха определяется с помощью метода удельной мощности освещения на единицу площади освещаемой поверхности по формуле:
Fi - площадь i-ого цеха( определяется по генплану завода).
Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от конструкции светильников типа ламп высоты помещения величины минимальной освещенности площади помещения а также от коэффициентов отражения от потолка стен рабочих поверхностей индекса помещения (определяется по справочным данным [5]). Площадь РМЦ определяется по фактическим размерам цеха.
Произведём расчет для Механического цеха №1
Площадь цеха по генеральному плану завода F2=4350 м2
Выбираем тип лампы: ДРЛ и cosφ=06;
В соответствии с разрядом зрительных работ принимается минимальная освещенность: Еmin=300 лк [6].
Высота помещения: h=10 м;
В соответствии с [6 таблица 6.13] и Еmin=300 лк находится .
Реактивная и полная нагрузки вычисляются по формулам (3.2) и (3.3)
Расчет приводится для одного из цехов остальные результаты вносятся в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Расчетные осветительные нагрузки
Площадь помещения F м2
Удел. мощн-ость Pудоi втм2
Расчётная мощность освещения
Освещение территории завода
2 Определение нагрузок наружного освещения территории завода
Определение осветительной нагрузки территории завода также определяется по удельным показателям исходя из нормированной освещенности Emin = 2 лк Pудо = 016 ÷ 025 втм2.[3] Результат расчета вносится в таблицу 4.1.
Определение расчетных нагрузок ниже 1000 В по цехам предприятия
Расчетная нагрузка любого цеха складывается из силовой и осветительной нагрузок по формулам:
Расчетные силовые и осветительные нагрузки цехов берутся соответственно из таблицы 3.4 и 4.1. Расчет приводится для одного из цехов.
Произведём расчет для механического цеха №1
Для остальных цехов расчет аналогичен. Расчеты сводятся в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Суммарная цеховая нагрузка ниже 1000 В
Продолжение таблицы 5.1
Определение расчетных нагрузок предприятия выше 1000 В
Приемники напряжением выше 1000 В учитываются отдельно.
Расчет ведется по формуле:
где КЗ – коэффициент загрузки ЭП берется по справочной литературе
Реактивная и полная мощности вычисляются по формулам (3.2) и (3.3).
Произведем расчет для цеха №12-Литейная черного литья
Аналогично и для других. Результаты расчета вносятся в таблицу 6.1
Таблица 6.1 – Расчетные нагрузки ЭП выше 1000 В
ЭП напряжением 10 кВ
Для литейного цеха черного литья выбираем две индукционные сталеплавильные печи 2хИСТ-60 мощностью 500 кВА.
Для цеха термической обработки выбираем печи ИСТ-10 мощностью 800 кВА и 1000 кВА.
Для компрессорной электродвигатели серией: СДН2–1600–16-56-10 СДН2–1250–16-59-8
Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом
Определение суммарной мощности по предприятию в целом осуществляется с учетом потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах а также с учетом коэффициента разновременности максимумов электрических нагрузок по формуле:
где PРЗ–суммарная нагрузка предприятия на шинах (6) 10кВ ГПП(ПГВ) или РП;
KРМ – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок [7];
Pлт – потери активной мощности в линиях и трансформаторах;
Pр(6)10кВ–суммарная нагрузка вв ЭП(таблица 6.1)
Аналогично определяется суммарная реактивная мощность предприятия
Поскольку схема электроснабжения ещё не выбрана не определены количества и мощности трансформаторов на подстанциях а также и местоположение потери мощности в линиях и трансформаторах определяются по приближенным формулам:
Расчет для трансформаторов.
Потери активной мощности
PТ 002 8009=16018 кВт.
Потери реактивной мощности
QТ 018009=8009 кВар.
PЛ 003 6067=18201 кВт.
QЛ 003 5148=15444 кВар.
Определение суммарной мощности по предприятию в целом
Выбор напряжения питающих и распределительных сетей предприятия
Основным напряжением питающих сетей является 110 кВ. В отдельных случаях возможно для питания промышленного предприятия использовать напряжение 35 кВ. Для выбора рационального напряжения питающей сети предприятия необходимо опираться на такие данные как расчетная нагрузка удаленность от источника питания перспектива развития наличие сторонних потребителей и так далее.
где L-длинна линии км;
P-передаваемая активная мощность МВт.
Округляем до стандартного значения U=110 кВ.
Выбор источников питания и их территориального расположения
1 Построение картограммы электрических нагрузок
Цеховые подстанции ТП или КТП а также главные понизительные и распределительные подстанции (ГПП и РП) в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок цеха предприятия.
Для определения местоположений ТП ГПП РП на генеральный план предприятия наносят картограмма нагрузок которая представляет собой размещенные на генеральном плане окружности площади которых в выбранном масштабе раввины расчетным нагрузкам цехов а именно:
m – масштаб для определения площади круга (выбирается изсходя из наглядности)
Составление картограммы начинают с выбора масштаба наибольшей нагрузки который затем проверяют на одной их средних характерных нагрузок. Если оказывается что принятый масштаб не обеспечивает наглядности размещения нагрузок то принимают новый удовлетворяющий этим условиям.
Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора α определяется из сооношения активных силовых Pрс и осветительных нагрузок Pор цехов (Pрц= Pрс+ Pор).
Для цеха термической обработки
Для остальных цехов расчет аналогичен. Результаты расчета вносятся в таблицу 9.1
Таблица9.1 - Расчет радиусов для картограммы
Координаты i-го цеха
Расчетнкя нагрузка цехов ниже 1000 В
За центр электрических нагрузок (ЦЭН) цеха корпуса принимают центр тяжести фигуры (цеха корпуса) в плане и нахождения ЦЭН сводится к определению центра тяжести масс. Используя аналогию между массами и электрическими нагрузками Pi (bили ЭП в цехе) координаты ЦЭН X и Y определяются из соотношений:
Xi и Yi-его координаты.
Картограмма построена для определения места расположения ГПП. Так как ГПП невозможно разместить в точке ЦЭН из-за недостатка свободной площади поэтому ГПП располагается вне предприятия со стороны питающей линии.
Предварительный выбор числа мощности трансформаторов цеховых подстанций их места расположения и конструктивного исполнения
1 Выбор числа и мощности ЦТП
Распределение потребителей электоэнергии напряжением до и выше 1000 В между цеховыми трансформаторными подстанциями (ТП) и распределительными пунктами (РП) выполнено в таблице 10.1 на основании картограммы электрических нагрузок по принципу разукрупнения ТП и РП.
Таблица 10.1 – Распределение электрических нагрузок по пунктам питания
Наименования пункта приема
Местонахождения пункта приема
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения (таблица 1.1) и распределения между ТП потребителей электроэнергии 1000 В (таблица 10.1). Количество трансформаторов на ЦТП принимается в зависимости от категорийности: (два трансформатора для потребителей I и II категорий; один трансформатор для потребителей III категории.) [3].
Мощность цеховых трансформаторов следует определять по среднесменной потребляемой мощности за наиболее загруженную смену:
где SHOM.T – номинальная мощность трансформатора;
SСМ – средняя мощность за наиболее загруженную смену;
КЗ – коэффициент загрузки трансформатора
N – число трансформаторов.
Согласно [2] величина КЗ может быть принята:
КЗ =065-07 при преобладании нагрузок I и II категорий;
КЗ =07-08 при преобладании нагрузок II категории;
КЗ =09-095 при преобладании нагрузок II категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов а также при нагрузках III категории при однотрансформаторных подстанциях.
Приведём расчет для ТП-1.
К данной ТП присоединены нагрузки цеха № 1 и № 2 Sрц1= 2276 кВА для первого цеха и Sрц2= 8034 кВА для второго цеха. Данные потребитель относятся к III и II категории по надёжности электроснабжения на основе этого принимается: количество трансформаторов n=2 коэффициент загрузки трансформаторов Кз=08 потому что преобладает нагрузка II категории.
Расчетная мощность трансформатора
Принимаем ближайшие стандартную мощность трансформатора SНТ=630 кВА.
Для остальных ТП расчёт аналогичен результаты сведены в таблицу 10.2.
Таблица 10.2 – Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
Количество трансформаторов n
мощность трансформатора Sт расч
Номинальная мощность трансформатора Sнт
Цех 5 и наружное освещение
2 Выбор типа цеховых ТП их компоновки и конструктивного исполения
При проектировании применяются комплектные трансформаторные подстанции промышленного типа (КТП) обеспечивающие большую надежность и сокращение сроков строительства.
КТП промышленного типа выпускаются как для внутренней установки так и для наружной установки. КТП состоят из РУВН силового трансформатора и РУНН соединительных элементов высокого и низкого напряжений шинопроводов (при двухрядном расположение КТП) и других элементов. [9]
Таблица 10.3 – Основные технические данные КТП
Номинальная мощность трансформатора кВА
Тип силового трансформатора
Тип шкафа на стороне 10 кВ
Тип шкафа на стороне 04 кВ:
В данном проекте применяются пристроенные цеховые трансформаторные подстанции.
У пристроенных цеховых подстанций одна из стен совпадает со стеной цеха но сама подстанция располагается вне цеха (Рисунок 10.1):
а) однотрансформаторные с внутренней установкой трансформатора;
б) двухтрансформаторная с внутренней установкой трансформатора;
Рисунок 10.1 – Компоновка пристроенных трансформаторных подстанций.
На КТП устанавливаются специальные силовые трансформаторы типа ТМГ.
3 Выбор схемы соединения обмоток цеховых трансформаторов
По условиям надежности действия защиты от однофазных к.з. в сетях напряжением до 1000 В и возможности подключения несимметричных нагрузок применяется трансформаторы со схемой соединения обмоток «треугольник-звезда» с нулевым выводом рассчитанным на ток 075 Iномт.
4 Выбор схемы подключения трансформаторов на цеховых трансформаторных подстанциях
Для магистральной схеме питания подстанции применяется установка отключающего аппарата перед цеховым трансформатором (применение разъединителя и плавкого предохранителя) рисунок 10.2.
Рисунок 10.2 – Схемы питания цеховых подстанций от магистральных линий. а) – применение разъединителя и плавкого предохранителя в цепи; б) – применение выключателя нагрузки
В данном проекте магистральные схемы выполняются с применением выключателя нагрузки и плавкого предохранителя со стороны трансформатора мощность которого составляет до 1000 кВА включительно.
Выбор схемы распределительной заводской сети
Распределение электроэнергии от ГПП до ЦТП 10 кВ выполняются по магистральным схемам. Магистральным схемам отдали предпочтение как более экономичным. (рисунок – 11.1).
а) радиальная; б) одиночная магистраль с односторонним питанием;
в) двухлучевая магистраль с резервированием по НН
Рисунок 11.1 – Схемы питания трансформаторных подстанций и электроприемников напряжением 10 кВ.
Питание индивидуальных электроприемников 10 кВ (двигателей преобразовательных подстанций и установок и т.д.) и ТП 1004 кВ выполняется радиальными кабельными линиями от секций 10 кВ подстанций промышленного предприятия ГПП.
Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВ выполнены радиальными кабельными линиями.
Выбор числа типа предварительной мощности трансформаторов на ГПП и главной схемы её соединений
Для преобразования и распределения электроэнергии получаемой обычно от энергосистем в системах электроснабжения промышленных предприятий используют главные понизительные подстанции (ГПП или ПГВ). На всех подстанциях для изменения напряжения переменного тока служат силовые трансформаторы выпускаемые в широком диапазоне номинальных мощностей и напряжений в различных конструктивных исполнениях. Выбор трансформаторов заключается в определении их требуемого числа типа номинальных напряжений и мощности а также группы и схемы соединения их обмоток.
Устанавливаются два трансформатора на подстанции питающие электроприемники I или II категории и не имеющие на вторичном напряжении связи с другими подстанциями. Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга они запитываются от независимых источников по не зависящим друг от друга линиям. Ввиду того что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным они выбираются одинаковой мощности.
По конструктивному исполнению применяются масляные трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) с группой соединения обмоток YΔ-11: ТДН. Нормальный режим работы двух трансформаторных подстанций раздельный это предусматривается в целях уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.
Номинальная мощность трансформаторов выбирается по расчетной нагрузке по формуле:
где Sp – расчетная нагрузка предприятия МВА найденная в разделе 7;
N – количество трансформаторов ГПП;
Kз – коэффициент загрузки трансформаторов определяемый в зависимости от категории потребителей.
Полученная мощность трансформатора округляется до стандартной = 10000 кВА (таблица 12.1).
Таблица 12.1 – Паспортные данные трансформатора
Компенсация реактивной мощности
1 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройств
Во избежание чрезмерных потерь активной мощности от передачи реактивной мощности энергосистемой а также на основании соответствующих технико-экономических расчетов и с учетом имеющейся реактивной мощности «своих» источников энергосистемы предписывают потребителям определенные оптимальные (экономические) Qэ значения их реактивной мощности.
Мощность компенсирующих устройств (КУ) определяют из уравнения баланса реактивной мощности
где Qэ – реактивная мощность выдаваемая энергосистемой кВар
QР – расчетная мощность потребителей промышленного предприятия (с учетом коэффициента разновременности KРМ=085÷95);
QСД – мощность выдаваемая синхронными двигателями предприятия работающими с опережающим cosφ (при условии что их мощность со знаком «минус» не учтена при расчете нагрузок)
QКУ –мощность компенсирующих устройств.
Мощность выдаваемая энергосистемой определяется в соответствии с «Порядком расчет значений соотношения потребления активной и реактивной мощности» утвержденным приказом Минэнерго от 22 февраля 2007 года № 49 по формуле:
Значение коэффициента реактивной мощности tgφ определяют в зависимости от нормального напряжения сети к которой подключен потребитель: при подключении к сети напряжением 110 кВ (154 кВ) tg=05.
Qэ= 106025 05=530125
QКУ = QР – Qэ – QСД
Qку =6518 54 – 5301 25=1217 29
Так как синхронные двигатели не вырабатывают необходимое количество реактивной мощности произведем выбор КУ в П.13.2.
2 Размещение компенсирующих устройств по территории предприятия
При передаче РМ из сетей 6-10 кВ к ЭП напряжением ниже 100 В следует учитывать максимальную реактивную мощность трансформаторов которую они способны через себя «пропустить»:
где N – число трансформаторов;
K3 – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора;
SНОМ.Т – номинальная мощность трансформатора МВА;
PСМ – активная мощность трансформаторов за наиболее загруженную смену.
Расчетная мощность БК НН исходя из пропускной способности трансформатора:
Если выполняется то необходимо устанавливать компенсирующие устройства.
QНК =5161 – 77789= -26179
Устанавливать БК не требуется. Результаты расчетов для остальных ТП аналогичен сводим в таблицу 13.1.
Таблица 13.1 – Результаты расчета максимальной реактивной мощности трансформаторов и суммарной расчетной мощности БК НН.
>0 устанавливаются КУ
Продолжение таблицы 13.1
Из расчета максимальной реактивной мощности трансформаторов следует что трансформаторы ТП-2 ТП-3 ТП-7 ТП-8 ТП-10 обладают недостаточной пропускной способностью поэтому для обеспечения нагрузки цехов реактивной мощностью на низкой стороне устанавливаем конденсаторные установки низкого напряжения с автоматическим регулированием мощности УКМ58-04 (напольные стандартной комплектации для эксплуатации внутри помещения – У3)
Таблица 13.2 - Размещение КУ
Наименование потребителя
Реактивная мощность квар
Окончательный выбор мощности трансформаторов ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность
1 Уточнение мощности трансформаторов с учетом компенсирующих устройств
Это уточнение производится с учетом способа компенсации реактивной мощности:
При компенсации реактивной мощнсоти БК на ВН и НН разгружаются как трансформаторы ГПП так и цеховые трансформаторы.
Мощность заводских потребителей уточняется по формуле
Мощность цеховых трансформаторов
Результаты уточнения мощности для цеховых ТП-2 ТП-3 ТП-7 ТП-8 ТП-10 приведены в таблице №14.1.
Таблица № 14.1– Уточненные мощности для ТП
2 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность
После уточнения мощности проходящей через трансформатор необходимо найти реальный (фактический) коэффициент загрузки трансформаторов KЗФ.
где SрТП – расчетная мощность i-й трансформаторной подстанции кВА.
Расчетные мощности трансформаторов ТП-3 ТП-7 ТП-8 и ТП-10 с учетом компенсации и фактические коэффициенты загрузки приведены в таблице 14.2.
Таблица 14.2 – Уточненные расчетные мощности трансформаторов после компенсации
Далее осуществляется проверка трансформаторов ЦТП на аварийную и систематическую перегрузки согласно ГОСТ 14209-85 по упрощенной методике.
3 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на систематическую перегрузку
При двухтрансформаторной подстанции систематическая перегрузка отсутствует и проверка не нужна. Например для ТП-2 Кнт* > 1 трансформаторы ТП-2 не испытывают систематическую перегрузку.
Проверка на систематическую перегрузку остальных трансформаторов ТП аналогична. Так как коэффициенты покрытия трансформаторами нагрузки подстанции остальных ТП больше единицы они систематических перегрузок не испытывают.
4 Проверка на аварийную перегрузку ГПП
Осуществляется проверка трансформаторов на аварийную перегрузку (при отключении одного из двух трансформаторов).
Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции в аварийном режиме:
На суточный график наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой Кнт. ав =08 (рисунок 14.1).
Рисунок 14.1 – Суточный график нагрузки тракторостроительного завода
Определяется коэффициент начальной загрузки
Si – мощность i-ой ступени МВА.
Предварительный коэффициент аварийной перегрузки
Определяем коэффициент максимума
Условие выполняется.
Принимаем расчетный коэффициент К2= К’2.
При К1=052 tав=15ч =92°С по таблицам ГОСТ 14209-85 аварийных перегрузок определяется допустимый коэффициент перегрузки К2ав=14.
Проверка на аварийную перегрузку осуществляется согласно формуле:
где Sнт – номинальная мощность трансформатора МВА;
К2ав –коэффициент аварийной перегрузки.
Проверяем трансформатор на аварийную перегрузку
МВА · 14 ≥ 12446 МВА
5 Проверка на аварийную перегрузку ЦТП
Проведем проверку для ТП-1
Так как Кнт.ав* 1 то трансформатор ТП-1 испытывает аварийную перегрузку.
Расчетный коэффициент аварийной перегрузки К2ав определяется по формуле
Расчетную суточную продолжительность аварийной перегрузки следует принимать при односменной работе 4 часа при двухсменной 8 часов при трехсменной 12-14 часов так как графики работы по отдельным цехам неизвестны.
Расчетную суточную продолжительность аварийной перегрузки принимаем 8 часов при двухсменной работе.
Для трансформаторов установленных в закрытых камерах – эквивалентная годовая температура равна 10 С.
Система охлаждения трансформатора - естественное масляное охлаждение (М).
Допустимая аварийная перегрузка определяется по таблице 2 приложения 3 ГОСТ 14209-85.
Таким образом для ТП-1 при tпав = 8 ч = 10ºС и системы охлаждения трансформатора М по таблице 2 приложения 3 аварийных перегрузок находим величину допустимого коэффициента аварийной перегрузки К2доп ав= 14. [12]
Условие выполняется. Поэтому принимается к установке на ТП-1 два трансформатора мощностью 400 кВА каждый.
Результаты расчета представлены в таблице 14.3.
Таблица 16 - Нагрузки трансформаторов после компенсации
Уточненная нагрузка подстанции
Количество трансформаторов
Мощность трансформатора до компенсации
Мощность трансформатора после компенсации
Коэффициент загрузки фактический Кзф
Коэффициент перегрузки
Определение сечений проводов и кабелей
1 Расчет питающей сети
Расчет питающей сети производится по:
) по напряжению. Напряжение питающей сети определено в 8-ом разделе. Чаще всего питающая сеть выполняется воздушной линией (за исключением подстанций глубокого ввода)
) по конструктивному исполнению. Воздушные линии выполняются многопроволочными сталеалюминевыми проводами марки АС.
) по экономической плотности тока: Сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока по формуле
где IРАБ-рабочий ток питающей линии А
jЭК-экономическая плотность тока определяемая материалом проводника конструкцией сети числом часов использования максимальной нагркзет ТМ и т.д. Амм2
Рабочий ток определяется по формуле
где S’Р – расчетная мощность подстанции МВА с учетом компенсирующих устройств;
UВН – напряжение питающей сети кВ
Экономическая плотность тока принимается по таблице 1.3.36 2 равной jэк =11 Амм2 (для Тmax=5000 ч и проводов марки АС).
Сечение питающей линии FЭ
Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения с учетом минимальных сечений по короне (70 мм2 при U=110 кВ) и по ветровым нагрузкам и нагрузкам по гололеду в соответствии с ПУЭ ( для двухцепных линий при напряжение 35 кВ и выше сечение сталеалюминевых проводов должно быть не менее 120 мм2): для Uвн = 110 кВ выбирается Fст=120 мм2
) Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме когда одна из цепей отключена:
где Iдл.доп. –длительно допустимый ток для выбранного сечения А (из справочной литературы);
IАВ – аварийный ток А.
Длительно допустимый ток для провода марки АС-120 составляет Iдл доп =390 А по таблице 1.3.29 ПУЭ [2].
Аварийный ток определяется по формуле:
Условие проверки выполняется следовательно выбранный провод удовлетворяет проверке по нагреву в аварийном режиме.
) Многопроволочные провода и трубчатые шины напряжением 35 кВ и выше выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме дополнительно должны быть проверены на коронированние поскольку при вводе на подстанцию расстояние между проводами значительно меньше чем на линии.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля Еокр кВм:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 082);
ro – радиус провода.
Для АС-120 радиус провода равен ro=076 см. [2]
Напряженность электрического поля Е около поверхности нерасцепленного провода определяется по выражению:
где U-линейное напряжение кВ
Дср –среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. При горизонтальном расположение фаз Дср =126 · Д (Д-расстояние между соседними фазами см)
При горизонтальном расположение проводов напряженность на среднем проводена 7% больше величины определяемой по (15.6). Провода не буду коронировать если выполняется условие:
EMAX=107196=20972 кВСМ.
EОКР = 09 334 = 306 кВСМ.
Условие выполняется следовательно выбранный провод удовлетворяет проверке по условию возникновения короны.
) на термическое и электродинамическое действие токов короткого замыкания провода ВЛ не проверяются так как Ino (3) 20 кА и iу(n) 50 кА (таблица 26).
2 Выбор кабелей распределительной сети
Схема распределительной сети предприятия приведена в разделе 11 данной пояснительной записки. По этой схеме определяются мощности на каждом участке и расчетные токи на каждом из них.
2.1 Расчет кабельных линий напряжением 10(6) кВ
по напряжению установки:
по экономической плотности тока по формуле (15.1)
Выбранные кабели проверяют по допустимому току:
где IMAX-максимально возможный ток протекающий по кабелю;
IДЛ.ДОП-длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом положенных кабелей К1 и на температуру окружающей среды K2
I’ДЛ.ДОП ≤K1 K2 IДЛ.ДОП
Ток Iдл.доп и поправочные коэффициенты К1 и К2 определяются по ПУЭ [2].
При выборе кабелей учитывается допустимая перегрузка которая зависит от вида прокладки длительности максимума и предварительной нагрузки кабелей по термической стойкости по условию (15.23).
где Bк –тепловой импульс из таблицы 16.4
С-постоянная определяемая из справочной литературы
Для кабеля на участке от ГПП до ТП-4
Мощность магистрального участка от ГПП до ТП-3
Рабочий ток определяется
Для кабелей с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена (кабель марки АПвП) и Tmax=5000 ч принимается jэк = 17 Aмм2
Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного: принимаем Fст=50 мм2 .
Принимается кабель марки АПвП 3x50-10. Для данного кабеля допустимый ток равен Iдл.доп= 170 А при прокладке в канале.
Проверяем выбранный кабель по длительно допустимому току в аварийном режиме. Аварийным режимом является отключение одного из кабелей.
IАВ=2 IРАБ=23033=6066
Учитывается что при прокладке кабелей в канале длительно допустимый ток берется из условия прокладки кабеля в воздухе коэффициент учитывающий число рядом проложенных кабелей k1=09.
Выбирается k2 = 106 с учетом среднегодовой температуры района t=92°C.
Проверяем условие (15.9)
Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по длительно допустимому току.
Проверяем кабель по термической стойкости по формуле 15.15
Выбор и проверка остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 15.1.
Таблица 15.1 - Выбор и проверка кабельных линий 10 кВ
2.2 Расчет кабельной линий напряжением ниже 1000 В
Сечение кабельных линий заводской сети напряжением ниже 1000 В выбираются по нагреву длительным расчетным током
IРАСЧ ≤K1 K2 IДЛ.ДОП
где K1 и К2 – поправочные коэффициенты на количество лежащих рядом кабелей и температуру окружающей среды
Расчет для кабеля от ТП 5 до цеха №7
Выбирается k2 = 1 зависящий от условий прокладки t=15°C.
Принимается кабель АПвБ 4х120-04 с длительно допустимым током Iдл.доп =288
I’ДЛ.ДОП =09 1 288 = 2592
Проверка кабеля по потерям напряжения
Потери напряжения кабеля
где r0 х0 – – погонное активное и реактивное сопротивления линии Омкм;
l – длина кабеля (определяется по геплану) км.
cosφ – отношение активной мощности цеха к полной;
Uн – номинальное напряжение сети В.
Для цеха №7 произведем расчет
Условие выполняется.
Для остальных аналогично. Результаты представлены в таблице 15.2.
Таблица 15.2 – Выбор кабельных линий 04 кВ
Расчет токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий
Для определения токов КЗ составили расчетную схему предприятия в однолинейном исполнении рисунок 16.1 в которую вводятся генераторы (система) синхронные ЭД влиющие на токи КЗ а так же элементы системы электроснабжения (линии трансформаторы) соединяющие источники электроэнергии с местом КЗ.
Расчет токов КЗ в настоящей курсовой работе должен проводиться как на стороне выше 1000 В так и на низкой стороне.
Составляется расчетная схема. Расчетная схема представлена на рисунке 16.1. На основание расчетной схемы составляется схема замещения. На ней обозначаются только те элементы сопротивления которых влияют на величину тока короткого замыкания. К таким элементам относятся: питающая система трансформаторы кабельные линии автоматические выключатели трансформаторы тока (04 кВ) шины (04 кВ) и шинопроводы. Схема замещения представлена на рисунке 16.2.
Рисунок 16.1 - Расчетная схема
Рисунок 16.2 – Схема замещения
Мощность системы: Sн =700 МВА сопротивление системы: х*н =08.
Определяется сопротивление системы приведенное к основной ступени напряжения (ступень с точкой КЗ).
где х*н – реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ отнесенное к мощности системы;
Uн – номинальное напряжение системы;
Sн – мощность системы.
Протяженность питающей линии L=125 км. Для линии АС-120 удельные сопротивления х0=0427 Омкм и r0 =0249 Омкм. Находятся сопротивления приведенные ко всем ступеням напряжения на которых рассматривается КЗ.
L - длина воздушной линии км.
Сопротивление ВЛ приведенное к ступени напряжения 10 кВ
Сопротивление ВЛ приведенное к ступени напряжения 0.4 кВ
Сопротивление трансформаторов:
где Uкз% - напряжение КЗ трансформатора;
ΔРкз – потери короткого замыкания в трансформаторе кВт.
Паспортные данные трансформатора ТДН-10000: Sнт = 10 МВА; Uк = 105%; ΔРкз = 56 кВт из пункта [12].
Сопротивление трансформатора ГПП приведенное к 10 кВ:
Сопротивление трансформатора ГПП приведенное к 04 кВ:
Сопротивление кабельной линии КЛ9 (ГПП – ТП-9) при удельных сопротивлениях r0 =0822 Омкм и х0 =0126 Омкм (при сечении кабеля 50 мм2) и длине линии L=0414 км Ом
Сопротивление кабельной линии КЛ9 приведенное 04 кВ
Сопротивление кабельных линий КЛ10 и КЛ11 длиной LКЛ10= 87 м и LКЛ11= =148 м обе сечением 50 мм2 рассчитывается аналогично результат расчета приведения к ступени 04 кВ приведены в таблице 27.
Сопротивление кабельной линии КЛ10
Сопротивление кабельной линии КЛ10 приведенное 04 кВ
Сопротивление кабельной линии КЛ11
Сопротивление кабельной линии КЛ11 приведенное 04 кВ
Определим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле
где UH – напряжение сети в которой произошло КЗ В;
rK1Σ xK1Σ – суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивление прямой последовательности цепи КЗ соответственно мОм.
Расчет токов КЗ в электроустановках свыше 1 кВ
Для точки К1: rK1Σ=rВЛ=31125 Ом
XK1Σ=XC+ XВЛ =53375+1383=191675 Ом
Ударный ток КЗ определяется по формуле
Постоянная времени цепи короткого замыкания учитывающая влияние апериодической составляющей
Время срабатывания выключателя отходящей линии на стороне 110 кВ
где tВ – собственное время отключения выключателя (по каталогу tВ=005 с);
tРЗ – время срабатывания релейной защиты (принимается tрз =002с);
Та – постоянная времени цепи короткого замыкания учитывающая влияние апериодической составляющей;
n – ступень селективности.
Тогда время срабатывания выключателя отходящих линий на ГПП с учетом количества ступеней селективности (nΔt) с.
Тепловой импульс кА2с
Мощность КЗ определяется по формуле
Расчет остальных точек короткого замыкания аналогичен. Результаты расчетов сводятся в таблицу 16.1
Расчетов токов КЗ в электроустановках до 1кВ
На стороне 04 кВ ток автоматический выключателя равен
Сопротивления катушек и контактов автоматических выключателей представлена в таблице 16.1
Таблица 16.1 – Сопротивление автоматов на 04 кВ
Номинальный ток вылючателя А
Сопротивление катушки и контакта мОм
Сопротивления автоматических выключателей приняты по приложению 6 таблицы 21.[10]
Сопротивление трансформаторов ЦТП выбирается по таблице 6.7 [4]. Сопротивление трансформатора ТП-11мощностью 400 кВА:
Для ТП-11 активное и индуктивное сопротивление шин шин при числе полос на фазу равному 1 и Iдоп = 880 А - для размера шин 50×5 и при расстоянии между фазами 300 мм определяется: x0 = 02 мОмм r0 = 0142 мОмм l=5м.
Активное сопротивление
Индуктивное сопротивление
Таблица 16.3 - Результаты расчета токов 3-х фазного КЗ
Так как на предприятии имеются синхронные двигатели то они влияют токами подпитки на токи КЗ. Подпитка от синхронных двигателей учитывается в точках 3 4.
Количество СД на секцию шин равно 1: мощность СД 1600 кВт cosφ=09; = 09.
Номинальный ток электродвигателя определяется по формуле:
где Рн – номинальная мощность двигателя кВт;
Uн – номинальное напряжение двигателя В;
сos φ - коэффициент мощности двигателя;
– коэффициент полезного действия двигателя
Рассматривается точка К3 к которой подключен СД.
Определяем начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя:
Для синхронного двигателя принимаются среднее значение сверхпереходной ЭДС E''=11 и сверхпереходного индуктивного сопротивления по продольной оси x''d=02.
Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя в цехе №14 на 1600 кВА.
Определяется начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К3:
где - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ от питающей системы (значения берутся из таблицы 25) кА.
Полное мгновенное значение тока КЗ в месте короткого замыкания от питающей системы и электродвигателей составит:
Куд – ударный коэффициент (Куд=1463) для данной точки К3
Тепловой импульс и мощность КЗ рассчитываются по формулам (16.11) и (16.12):
Расчет для точки К2 аналогичен результаты расчетов сводятся в таблицу 16.2.
Таблица 16.4 - Результаты расчета токов 3-х фазного КЗ (c учетом подпитки)
В курсовом работе спроектирована распределительная сеть и выбран источник питания для тракторостроительного завода.
Были определены ожидаемые электрические нагрузки. Выбраны число тип и мощность трансформаторов. Выполнена компенсация реактивной мощности после чего осуществлен окончательный выбор мощности трансформаторов на ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность. Выбраны и проверены сечения проводов и кабелей. Для проверки сечения произведен расчет токов коротких замыканий.
Данная курсовая работа отвечает требованиям надежности и по возможности экономичности.
СТО 02069024. 101-2015 Работы студенческие. Общие требования и пра-вила оформления. – Введ.2015-10-01
Правила устройства электроустановок. – М.: КНОРУС 2009 -488 с.
Абрамова Е. Я. Курсовое проектирование по электроснабжению промы-шленных предприятий: учеб. Пособие Е. Я. Абрамова; Оренбургский гос. Ун-т. – Оренбург: ОГУ 2012. – 106 с.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электро-снабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие Том. политех. ун-т. – Томск 2006. – 248 с.
Электроснабжение промышленных предприятий: метод. Пособие и курс. Проекту по курсу ЭПП Б.И. Кудрин В.И. Чиндяскин Е. Я. Абрамова. – Оренбург : ОГУ 2000. – 124 с.
Кнорринг Г. М. Справочная книга для проектирования электрического освещения Г. М. Кнорринг И. М. Фадин В. Н. Сидоров; 2-е изд. перераб. и доп. — СПб.: Энергоатомиздат Санкт-Петербургское отд-ние; 1992. —448 с.
Электротехнический справочник: В 4-х т. Под ред. В.Г. Герасимова А.Ф. Дьякова Н.Ф. Ильинского. – 8-е изд. испр. И доп. Т.3.-М: Изд-во МЭИ2002-964с.
Нормы технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Тяжпромэлектропроект 1994. – 67 с.
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. Пособие. –М.: ФОРУМ: ИНФА–М 2006. – 480 с.
ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках напряжением до 1 кВ. – Введ. 1995-01-01. – М.: Изд-во стандартов 1993. –56 с.
ГОСТ Р 52735-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. – Введ.207-12-07. – М.: Стандартинформа 2007.- 39 с.
ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. Введ.. 1987-01-07. М.: Изд-во стандартов 1985. – 47 с.

Однолинейная электрическая схема на печать.cdw