Курсовая работа (т): Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта

Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта

Курсовая работа

Реконструкция схемы электроснабжения поселка городского типа Б. Мурта, Больше Муртинского центрального района

Содержание

Введение

. Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения

.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения

.2 Определение потерь напряжения сети 0,38 кВ

.3 Расчет потерь энергии в электрических сетях 0,38 кВ

.4 Определение нагрузки трансформатора

.5 Определение допустимых потерь напряжения

.6 Выводы по существующей схеме электроснабжения

. Реконструкция схемы элекроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта

.1 Выбор сечения проводов линии

.2 Расчет распределения мощности по участкам после реконструкции

.3 Определение нагрузки трансформатора после реконструкции

.4 Определение потерь напряжения

.5 Расчет потерь энергии

.6 Вывод по реконструкции

. Электрический расчет сетей 10 кВ с учетом реконструкции

.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ после реконструкции

.2 Определение потерь напряжения на участках линии 10 кВ

.3 Расчет потерь энергии линии 10 кВ

. Расчёт токов короткого замыкания

.1 Общие сведения

.2 Расчёт трёхфазных токов короткого замыкания

.3 Определение двухфазных токов короткого замыкания

.4 Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

.5 Определение однофазных токов короткого замыкания

. Выбор электрической аппаратуры

.1 Общие сведения

.2 Расчет токов нормального режима

.3 Выбор электрической аппаратуры напряжением выше 1000В

.4 Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000В

. Расчет заземляющих устройств подстанции 10/0,4 кВ

Заключение

Библиография

сечение провод мощность трансформатор электроснабжение

Введение

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения принято относить сети напряжением 0,4 - 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно (более 50 % расчетной нагрузки) сельскохозяйственные потребители (включая производственные нужды, мелиорацию, коммунально-бытовые потребности и культурное обслуживание). Основной особенностью электроснабжения сельскохозяйственных потребителей является необходимость охвата сетями большой территории с малыми плотностями нагрузок (5 - 15 кВт/км²). Это предопределяет значительные затраты на сооружение распределительных сетей 0,4 и 10 кВ, которые составляют 70 % общих затрат на сельское электроснабжение. Основной системой напряжения для электроснабжения сельских потребителей является 110/35/10/0,4 кВ с подсистемами 110/10/0,4 кВ и 110/35/0,4 кВ. Напряжение 6 кВ для электроснабжения сельского хозяйства не рекомендуется; действующие сети этого напряжения переводятся на 10 кВ. Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.  Данная работа посвящена решению вопросов реконструкции схемы электроснабжения города Заозерный. Необходимость реконструкции связана с невыполнением, требований предъявляемым к качеству электроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.

1. Характеристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения

Населенный пункт Большая Мурта был основан в 1728 году. Поселок городского типа Б. Мурта является районным центром Больше Муртинского района. Она расположен в 100 км, от краевого центра, города Красноярск. Население составляет около 10000 человек. В процессе развития поселка стали строиться новые предприятия, улицы и образовательные учреждения, а также происходило пополнение существующих улиц новыми домами. В результате увеличения количества потребителей и увеличения протяженности линий возникла проблема перегрузки существующих трансформаторных подстанций, к тому же существующая конфигурации сетей не обеспечивала требуемого качества электроэнергии.

В поселке за последние годы произошло увеличение электропотребления за счёт увеличения электрических нагрузок бытового характера, часть домов перешло на электрообогрев, увеличилась потребляемая мощность вследствие улучшения условий быта населения.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии, существующие сечения проводов не обеспечивают требованию допустимых потерь напряжения, а также надежности электроснабжения. Исходя из выше сказанного, необходимо пересмотреть существующие схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Б. Мурта. Для более полной характеристики существующих схем электроснабжения посёлка, необходимо выполнить их электрический расчёт.

Необходимо произвести электрический расчет нагрузки для трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 10/0,4 кВ так, как существующая конфигурация линии не обеспечивает требуемого качества электроэнергии. Особенно в последнее время заметно упало качество электроэнергии у потребителей, что подтверждают соответствующие замеры напряжения в конце линий.

1.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения

Расчет производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учетом коэффициента одновременности:

, (1.1)

где - нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети;

К_о - коэффициент одновременности определяется из [2];

Если нагрузки неоднородные или нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1] по формуле:

(1.2)

где - большая из слагаемых нагрузок, кВт;

 - добавка к меньшей слагаемой нагрузке, определяется из [2], кВт.

Поскольку основная доля нагрузки приходится на жилой сектор, расчет ведем основываясь на вечернем максимуме нагрузки.

 Нагрузка одноквартирного жилого дома.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.1

Полная мощность на участках:

(1.3)

где S-полная мощность, кВА;активная мощность, кВт;

cos- коэффициент мощности в максимум нагрузки, принимаем по таблице 4.6[1].

Реактивная мощность по участкам:

,(1.4)

где Qi - реактивная мощность i - го участка линии, квар;- полная мощность i - го участка линии, кВА;- активная мощность i - го участка линии, кВт.

Определим расчетные нагрузки по участкам линии, начиная с конца линии:

Пример расчета на участках линии С1 ТП 57-3-5:

Р_2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р_11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р_11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р_13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_15-14=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_16-15=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_16-17=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_18-16=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_20-18=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_20-19=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_25-20=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р_22-21=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_23-22=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_23-44=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_24-23=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_25-24=0,47·7·7=23,03 кВт; S=23,03/0.92=25,032 кВА; Q=9,81 квар;

Р_27-25=0,37·7·15=38,85 кВт; S=38,85/0.92=42,228 кВА; Q=16,55 квар;

Р_27-26=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_40-27=0,34·7·22=52,36 кВт; S=52,36/0.92=56,913 кВА; Q=22,305квар;

Р_30-28=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_30-29=7 кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_31-30=0,6·7·4=16,8 кВт; S=16,8/0.92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_33-31=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_33-32=7= кВт; S=7/0.92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_34-33=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735квар;

Р_35-34=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524квар;

Р_36-35=0,41·7·11=31,57 кВт; S=31,57/0.92=34,315 кВА; Q=13,448квар;

Р_40-36=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313квар;

Р_38-37=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_39-38=0,56·7·5=19,6 кВт; S=19,6/0.92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_40-39=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_41-40=0,29·7·40=81,2 кВт; S=81,2/0.92=88,26 кВА; Q=34,591квар;

Р_42-41=0,29·7·41=83,23 кВт; S=83,23/0.92=90,467 кВА; Q=35,455квар;

Р_43-42=0,28·7·45=88,2 кВт; S=88,2/0.92=95,869 кВА; Q=37,573квар;

Р_13-43=0,28·7·46=90,16 кВт; S=90,16/0.92=98 кВА; Q=38,408квар;

Р_ТП-13=0,27·7·65=122,85 кВт; S=122,85/0.92=133,532 кВА Q=52,333квар;

Для остальных линий расчет ведем аналогично. Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 -Результаты расчета полной, активной и реактивной мощностей на участках линий ТП 57-3-5 существующей схемы электроснабжения.

1.2 Определение потерь напряжения сети 0,38 кВ

Потери напряжения в линии:

 (1.5)

где P - активная мощности, передаваемые по линии, кВт;- реактивная мощности, передаваемые по линии, квар;л ,Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом;н - номинальное напряжение, В.

Активное и индуктивное сопротивление линии определяются по формулам:

 (1.6)

 (1.7)

где rо, xо - удельные активное и индуктивное сопротивление 1км длины линии, в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между проводами фаз, Ом/км, определяются из [19];

- длина линии, км.

Пример расчета потерь напряжения по участкам линии С1

Данная линия выполнена проводом А-35, у которого r₀= 0,83 Ом/км, а x₀=0,308 Ом/км.

Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 1,2.

По абсолютному значению потерь напряжения, из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения. Поэтому потери напряжения, определенные по формуле (1.5), выражают в процентах от номинального напряжения.

ΔU%=100% , (1.8)

где - суммарные потери напряжения по участкам линии, В;

U_н=0,38 - номинальное напряжение сети, В.

Пример расчёта потерь напряжения в линии С1 ТП 57-3-5

=21,13+6,841+14,501+6,315+3,697+7,649+4,392+3,346+2,549+1,983+1,699++0,885=74,987 В.

Таблица 1.2 - Результаты расчетов потерь напряжения на участках линий ТП 57-3-5 действующей схемы электроснабжения

1.3 Расчет потерь энергии в электрических сетях 0,38 кВ

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь. Наиболее распространенным является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу использования максимума нагрузок.

Потери энергии в трехфазной линии определяются по формуле

,(1.9)

где ΔW - потери энергии в трехфазной линии, кВт ч;_мах -максимальный ток, А;_о -удельное сопротивление провода, Ом/км;

-длина линии, км;

t - время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же

потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь t можно определить для сельских электрических сетей из уравнения:

,  (1.10)

где Т_мах - число часов использования максимума нагрузки в год.

Для расчетов можно принять Т_мах = 3500 часов.

=1831 ч.

Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:

, (1.11)

где S - полная мощность каждого из потребителей, кВА;_н - номинальное напряжение, кВ.

Определяем токи на участках Линии №1 по формуле (1.11)

Токи остальных участков линии рассчитываются аналогично, результаты расчетов снесены в таблицу 1,3.

Пример расчета потерь энергии в линии №1 трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 по формуле (1.9).

∆W_2-1=3·17,34²·0,83·0,085·1831·10^-3= 116,525кВт ч,

∆W_3-2=3·22,195²·0,83·0,04·1831·10^-3=89,842 кВт ч,

∆W_3-4=3·22,195²·0,83·0,35·1831·10^-3=78,612 кВт ч,

∆W_5-3=3·35,374²·0,83·0,045·1831·10^-3=256,729 кВт ч,

∆W_6-5=3·41,616²·0,83·0,04·1831·10^-3=315,852 кВт ч,

∆W_7-6=3·48,552²·0,83·0,04·1831·10^-3=429,91 кВт ч,

∆W_8-7=3·55,489²·0,83·0,04·1831·10^-3=561,516 кВт ч,

∆W_9-8=3·58,61²·0,83·0,05·1831·10^-3=783,079 кВт ч,

∆W_11-9=3·61,5²·0,83·0,018·1831·10^-3=310,385 кВт ч,

∆W_11-10=3·17,34²·0,83·0,065·1831·10^-3=89,107 кВт ч,

∆W_12-11=3·70,749²·0,83·0,035·1831·10^-3=798,712 кВт ч,

∆W_13-12=3·76,875²·0,83·0,04·1831·10^-3=1077,762 кВт ч,

∆W_15-14=3·11,56²·0,83·0,03·1831·10^-3=18,278 кВт ч,

∆W_16-15=3·17,34²·0,83·0,025·1831·10^-3=34,272 кВт ч,

∆W_16-17=3·11,56²·0,83·0,001·1831·10^-3=0,609 кВт ч,

∆W_18-16=3·27,744²·0,83·0,025·1831·10^-3=87,736 кВт ч,

∆W_20-18=3·32,368²·0,83·0,02·1831·10^-3=95,535 кВт ч,

∆W_20-19=3·11,56²·0,83·0,025·1831·10^-3=15,232 кВт ч,

∆W_25-20=3·41,616²·0,83·0,1·1831·10^-3=789,631 кВт ч,

∆W_22-21=3·11,56²·0,83·0,027·1831·10^-3=16,45 кВт ч,

∆W_23-22=3·27,744²·0,83·0,05·1831·10^-3=175,473 кВт ч,

∆W_23-45=3·11,56²·0,83·0,03·1831·10^-3=18,278 кВт ч,

∆W_24-23=3·35,374²·0,83·0,05·1831·10^-3=285,254 кВт ч,

∆W_25-24=3·38,033²·0,83·0,015·1831·10^-3=98,924 кВт ч,

∆W_27-25=3·64,159²·0,83·0,02·1831·10^-3=375,349 кВт ч,

∆W_27-26=3·27,744²·0,83·0,05·1831·10^-3=175,473 кВт ч,

∆W_40-27=3·86,47²·0,83·0,018·1831·10^-3=613,614 кВт ч,

∆W_30-28=3·17,34²·0,83·0,045·1831·10^-3=61,689 кВт ч,

∆W_30-29=3·11,56²·0,83·0,05·1831·10^-3=30,464 кВт ч,

∆W_31-30=3·27,744²·0,83·0,04·1831·10^-3=140,379 кВт ч,

∆W_33-31=3·32,368²·0,83·0,04·1831·10^-3=191,071 кВт ч,

∆W_33-32=3·11,56²·0,83·0,012·1831·10^-3=7,311 кВт ч,

∆W_34-33=3·41,616²·0,83·0,04·1831·10^-3=315,852 кВт ч,

∆W_35-34=3·48,552²·0,83·0,045·1831·10^-3=483,649 кВт ч,

∆W_36-35=3·52,136²·0,83·0,055·1831·10^-3=681,609 кВт ч,

∆W_40-36=3·55,489²·0,83·0,09·1831·10^-3=1263,411 кВт ч,

∆W_38-37=3·17,34²·0,83·0,04·1831·10^-3=54,835 кВт ч,

∆W_39-38=3·32,368²·0,83·0,06·1831·10^-3=286,607 кВт ч,

∆W_40-39=3·35,374²·0,83·0,05·1831·10^-3=285,254 кВт ч,

∆W_41-40=3·134,098²·0,83·0,018·1831·10^-3=1475,734 кВт ч,

∆W_42-41=3·134,451²·0,83·0,03·1831·10^-3=2584,072 кВт ч,

∆W_43-42=3·145,658²·0,83·0,065·1831·10^-3=6287,444 кВт ч,

∆W_13-43=3·148,895²·0,83·0,03·1831·10^-3=3032,303 кВт ч,

∆W_ТП-13=3·202,881²·0,83·0,068·1831·10^-3=12760,94 кВт ч,

Для остальных линий расчет ведем аналогично. Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 1.3.

Потери энергии дневного максимума в линиях трансформаторной подстанции:

∆W_ТП57-3-5=37650,8+18959,69+270,123=56880,613 кВт ч.

Таблица 1.3 - Результаты расчетов тока потерь и энергии на участках линий ТП 57-3-5 действующей схемы электроснабжения

Таблица 1.4 - Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям

1.4 Определение нагрузки трансформатора

Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).

Нагрузка на трансформатор

Р_{ТП 57-3-5}= Р_Л1+ DР_Л2+ DР_Л3

Р_тп=122,85+∆69,44+∆12,75=122,85+47,3+7,6=177,75 кВт;

Для выявления положительных или отрицательных сторон рассматриваемой схемы электроснабжения необходимо определить допустимые потери напряжения на её участках.

1.5 Определение допустимых потерь напряжения

Расчет выполняем в табличной форме. Полученные значения заносим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Определение допустимых потерь напряжения

1.6 Выводы по существующей схеме электроснабжения

Выполнив расчеты существующей схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, было выявлено, что трансформаторная подстанция ТП 57-3-5 не оказывает требуемого качества электроэнергии. Для наиболее удаленных потребителей потери напряжения по линиям, в процентном отношении от номинального, составили: для линии С1 - 19,587%; для линии С2 - 17,037%; для линии С3 - 1,33%.

Изучив схему электроснабжения села и проведя расчеты мощностей по участкам сети, были определены значения потерь напряжения на этих участках. Потери напряжения в сельских электрических сетях не должны превышать 5%, исходя из этого следует, что данная схема электроснабжения трансформаторной подстанции ТП 57-3-5 центральной части п.г.т. Большая Мурта не эффективна и требует проведения реконструкции.

2. Реконструкция схемы элекроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта

В реконструкции схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, необходимо заменить существующий трансформатор на более мощный 250 кВА и несколько изменить конфигурацию сетей, с использованием более рационального провода СИП. Выбор проводов СИП обусловлен их явным преимуществом над голыми проводами:

провода защищены от схлестывания;

на таких проводах практически не образуется гололед;

исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

существенно уменьшены габариты линии и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации;

простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

пожаробезопасность таких линий, основанна на исключении КЗ при схлестывании;

сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35 % дороже "голых"). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %).

2.1 Выбор сечения проводов линии

Так как потери напряжения в линиях являются сильно большими, выбираем самый большой, из ныне существующих, по сечению провод СИП 120.

2.2 Расчет распределения мощности по участкам после реконструкции

Электрические нагрузки сети рассчитываем аналогично по формулам (1.1),(1.3),(1.4)

Р_2-1=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_3-2=0,64·7·3=13,44 кВт; S=13,44/0,92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_3-4=0,64·7·3=13,44 кВт; S=14,44/0.92=14,608 кВА; Q=5,725 квар;

Р_5-3=0,51·7·6=21,42 кВт; S=21,42/0.92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_6-5=0,45·7·8=25,2 кВт; S=25,2/0.92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_7-6=0,42·7·10=29,4 кВт; S=29,4/0.92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_8-7=0,4·7·12=33,6 кВт; S=33,6/0.92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_9-8=0,39·7·13=35,49 кВт; S=35,49/0.92=38,576 кВА; Q=15,118 квар;

Р_11-9=0,38·7·14=37,24 кВт; S=37,24/0.92=40,478 кВА; Q=15,864 квар;

Р_11-10=0,75·7·2=10,5 кВт; S=10,5/0.92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_12-11=0,36·7·17=42,84 кВт; S=42,84/0.92=46,565 кВА; Q=18,249 квар;

Р_13-12=0,35·7·19=46,55 кВт; S=46,55/0.92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_16-14=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92= 11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_16-15=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_17-16=0,6·7·4=16,8 кВт S=16,8/0,92=18,26 кВА; Q=7,156 квар;

Р_19-17=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_19-18=7 кВт S=7/0,92=7,608 кВА; Q=2,981 квар;

Р_20-19=0,45·7·8=25,2 кВт S=25,2/0,92=27,391 кВА; Q=10,735 квар;

Р_21-20=0,42·7·10=29,4 кВт S=29,4/0,92=31,956 кВА; Q=12,524 квар;

Р_22-21=0,41·7·11=31,57 кВт S=31,57/0,92=34,315 кВА; Q=13,448 квар;

Р_26-22=0,4·7·12=33,6 кВт S=33,6/0,92=36,521 кВА; Q=14,313 квар;

Р_24-23=0,75·7·2=10,5 кВт S=10,5/0,92=11,413 кВА; Q=4,472 квар;

Р_25-24=0,56·7·5=19,6 кВт S=19,6/0,92=21,304 кВА; Q=8,349 квар;

Р_26-25=0,51·7·6=21,24 кВт S=21,24/0,92=23,282 кВА; Q=9,124 квар;

Р_27-26=0,36·7·18=45,36 кВт S=45,36/0,92=49,304 кВА; Q=19,323 квар;

Р_28-27=0,35·7·19=46,55 кВт S=46,55/0,92=50,597 кВА; Q=19,83 квар;

Р_29-28=0,34·7·23=54,74 кВт S=54,74/0,92=59,5 кВА; Q=23,319 квар;

Р_13-29=0,34·7·24=57,12 кВт S=57,12/0,92=62,086 кВА; Q=24,333 квар;

Р_ТП-13=0,29·7·43=87,29 кВт S=87,29/0,92= 94,88 кВА; Q=37,185 квар;

Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 2,1

Таблица 2,1-Результаты расчетов полной, активной и реактивной мощностей на участках линий ТП 57-3-5 после реконструкции.

2.3 Определение нагрузки трансформатора после реконструкции

Нагрузки трансформатора определяем по формуле (1.2).

Нагрузка на трансформатор

Р_{ТП 57-3-5}= Р_Л1+ DР_Л2+ DР_Л3

Р_тп=87,29+∆69,44+∆57,12=87,29+47,3+38,9=173,49 кВт;

С учетом уличного освещения_тп=188,57+83·0,1+2·0,25=197,37 кВт;

Выбираем трансформаторы по таблице 19.2 [3] исходя из максимальной нагрузки.

Таблица 2.2 -Технические данные трансформатора

2.4 Определение потерь напряжения

Потери напряжения на участках линий рассчитываем аналогично по формулам (1.6),(1.7),(1.8).

Аналогично рассчитываются другие линии 0,38 кВ, результаты расчетов сводим в таблицу 2,3.

Линии выполнены из проводов СИП 120

Таблица 2,3 - Расчетные потери напряжения

Таблица 2,4 -Суммарные потери напряжения и потери напряжения в процентах до самых удаленных потребителей, по линиям.

2.5 Расчет потерь энергии

Потерю энергии определяем по формулам (1.9); (1.10). Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 2,5

Потери энергии в % определяют по формуле:

DW (%) = , (2.6)

где DWс- потеря энергии в сети трансформаторной подстанции.

DWс = DWл1+DWл2+DWл3, (2.7)

где DWтп- потеря энергии в трансформаторе.

, (2.8)

W_год = P_{max тр} · Tмах , (2.9)

где P_{max тр} - максимальная активная нагрузка на трансформаторе.

Расчет ветви ТП 57-3-5

 кВт ч,

 кВт ч,

DW тп57-3-5 _год = = 607215 кВт ч,

DW тп57-3-5% = %.

Таблица 2,4-Потери энергии

2.6 Вывод по реконструкции

Проанализировав расчёты, варианта реконструкции схемы электроснабжения центральной части п.г.т. Большая Мурта, можно сказать, что использование для электроснабжения более мощной трансформаторной подстанции, некоторое изменение конфигурации линий и применение провода СИП отвечает требуемым результатам. При таком варианте реконструкции потери напряжения в линиях не превышают значений допустимых потерь напряжения, составленных для данной сети, следовательно, этот вариант реконструкции может быть предложен к реализации.

3. Электрический расчет сетей 10 кВ с учетом реконструкции

Производим расчет сетей 10 кВ ставший необходимым в связи с реконструкцией сетей 0,38 кВ, увеличением мощности трансформаторной подстанции. Необходимо проверить на потерю напряжения и найти потери мощности в сети 10 кВ.

3.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ после реконструкции

Активную мощность трансформатора находим по формуле:

P =S* cos* К_З,   (3.1)

где S - полная мощность, кВА; - активная мощность, кВт;

cos= 0,8 коэффициент мощности в максимум нагрузки;

К_З - коэффициент загрузки трансформатора, (принимаем К_З=1).

Активная мощность трансформаторов линии 10 кВ

Р₁=400·0,87=348 кВт;

Р₂=400·0,87=348 кВт;

Р₃=1000·0,87=870 кВт;

Р₄=400·0,75=300 кВт;

Р₅=400·0,75=300 кВт;

Р₆=250·0,87=217,5 кВт;

Р₇=400·0,87=348 кВт;

Р₈=250·0,87=217,5 кВт;

Р₉=315·0,87=274 кВт;

Р₁₀=250·0,8=200 кВт;

Р₁₁=400·0,8=320 кВт;

Р₁₂=100·0,87=87 кВт;

Р₁₃=250·0,87=217,5 кВт;

Р₁₄=250·0,87=217,5 кВт;

Р₁₅=400·0,87=348 кВт;

Расчёт распределения мощности по участкам сети 10 кВ проводим пользуясь таблицей 4.5 по формуле (1.2).

Пример расчёта распределения активной и полной мощности по участкам линии ТП 35/10.

Р_18-20=348 кВт; S_18-20=348/0,87=400кВА;

Р_18-19=217,5 кВт; S_18-19=217,5/0,87=250кВА;

Р_17-18=348+∆217,5=518 кВт; S_17-18=518/0,87=595,4 кВА;

Р_2-17=518+∆217,5=688 кВт; S_2-17=688/0,87=790,804 кВА;

Р_13-16=217,5 кВт; S_13-16=217,5/0,87=250 кВА;

Р_13-15=320 кВт; S_13-15=320/0,87=367,816 кВА;

Р_13-14=274+∆200=429 кВт; S_13-14=429/0,87=493,103 кВА;

Р_9-13=429+∆320+∆217,5=850 кВт; S_9-13=850/0,87=977,011 кВА;

Р_11-12=348 кВт; S_11-12=348/0,87=400 кВА;

Р_10-11=348+∆217,5=518 кВт; S_10-11=518/0,87=595,402 кВА;

Р_9-10=518+∆217,5=688 кВт; S_9-10=688/0,87=790,804 кВА;

Р_7-9=850+∆688=1411 кВт; S_7-9=1411/0,87=1621,839 кВА;

Р_7-8=300+∆300=535 кВт; S_7-8=535/0,87=614,94 кВА;

Р_5-7=1411+∆535=1837 кВт; S_5-7=1837/0,87=2111,49 кВА;

Р_5-6=870 кВт; S_5-6=870/0,87=1000 кВА;

Р_3-5=1837+∆870=2550 кВт; S_3-5=2550/0,87=2931,03 кВА;

Р_3-4=348 кВт; S_3-4=348/0,87=400 кВА;

Р_2-3=2550+∆348=2825 кВт; S_2-3=2825/0,87=3247,12 кВА;

Р_1-2=2825+∆688=3386 кВт; S_1-2=3386/0,87=3891,95 кВА;

Р_ТП-1=3386+∆348=3661 кВт; S_ТП-1=3661/0,87=4208,046 кВА;

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.1.

Пример расчёта значений реактивных мощностей на участках линии, расчет ведем по формуле (1.4).

Q_18-20==197,22 квар;_18-19==123,26 квар;_17-18==293,56 квар;_2-17==389,907квар;_13-16==123,26 квар;_13-15==181,35 квар;_13-14==243,12 квар;_9-13==481,71 квар;_11-12==197,22 квар;_10-11==293,56 квар;_9-10==389,907 квар;_7-9==799,65 квар;_7-8==303,19 квар;_5-7==1041,07 квар;_5-6==499,05 квар;_3-5==1445,15 квар;_3-4==197,22 квар;_2-3==1601,001 квар;_1-2==1918,93 квар;_ТП-1==2074,78 квар;

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.1.

3.2 Определение потерь напряжения на участках линии 10 кВ

Потери напряжения на участках линий находим по формулам (1.5); (1.6); (1.7).  Данная линия выполнена проводом АС-70, у которого r₀= 0,42 Ом/км, а x₀=0,283 Ом/км.

∆U₁₈₌₂₀= В;

∆U_18-19= В;

∆U_17-18= В;

∆U_2-17= В;

∆U_13-16= В;

∆U_13-15= В;

∆U_13-14= В;

∆U_9-13= В;

∆U_11-12= В;

∆U_10-11= В;

∆U_9-10= В;

∆U_7-9= В;

∆U_7-8= В;

∆U_5-7= В;

∆U_5-6= В;

∆U_3-5= В;

∆U_3-4= В;

∆U_2-3= В;

∆U_1-2= В;

∆U_ТП-1= В;

Пример расчёта потерь напряжения в линии

=12,623+10,522+35,937+265,299+148,734=473,117 В,

ΔUв%==4,73 %.

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.2.

3.3 Расчет потерь энергии линии 10 кВ

Для расчета потерь напряжения необходимо найти ток нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме, они определяются по формуле (1.11) аналогично. 

Потерю энергии определяем по формулам (1.9), (1.10).

Полученные при расчетах значения сводим в таблицу 3.2.

Сумма потерь энергии в линии

ΔW_ТП35/10=1168,91+480,63+954,17+4328,31+24,031+208,079+280,48+734,069+ 123,043+681,55+240,46+2022,8+727,02+10285,81+1153,53+23123,18+246,086+ 20271,04+157255,8+95322,76=319631,8 кВт ч.

Таблица 3.1- Результаты расчета полной, активной и реактивной мощностей на участках линий 10 кВ

Таблица 3.2 - Результаты расчетов тока, потерь напряжения и энергии на участках линий 10 кВ

4. Расчёт токов короткого замыкания

4.1 Общие сведения

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (проводов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. При определении токов КЗ используют, как правило, один из двух методов [4]:

Метод практических единиц - в этом случае параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т.д.);

Метод относительных единиц - в этом случае параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, принятой в качестве основной (базисной).

4.2 Расчёт трёхфазных токов короткого замыкания

Для определения токов КЗ используем метод относительных единиц.

Сначала, необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановок, влияющие на силу токов КЗ, должны войти со своими сопротивлениями.

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Для этого все параметры схемы приводим к базисной системе величин: Sδ, Uδ, Iδ, Zδ.

Принимаем: Sδ =100 МВА.

) Определим номинальную мощность отключения

 , (4.1)

где U_Н = 10,5 кВ;

I_Н.ОТК = 20 кА - ток номинального отключения автомата.

 МВА.

2) Определим сопротивление энергосистемы

 (4.2)

Поскольку значение сопротивления энергосистемы незначительно, то в дальнейших расчетах им можно пренебречь.

Рисунок 4.1: Расчетная схема

Рисунок 4.2: Схема замешения

Определим сопротивление в линиях электропередачи 10 кВ

, (4.3)

, (4.4)

, (4.5)

где Sδ = 100 МВА;

U_СР.Н = 10,5 кВ;

r₀ - удельное активное сопротивление проводов, Ом / км;

x₀ - удельное индуктивное сопротивление проводов, Ом / км;

l - длина провода, км (см. рис. 4.1).

Определим полное базисное сопротивление на участке в линии отходящей от головной подстанции:

4) Определим сопротивления в линиях электропередачи 0,38 кВ.

В этом случае, напряжение среднее номинальное равно 0,4 кВ.

Определение сопротивления в линиях электропередачи трансформаторной подстанции.

Линия 1:

Линия 2:

Линия3:

5) Базисные сопротивления трансформаторов определяются по формулам:

 , (4.6)

 ,   (4.7)

,   (4.8)

где ∆Р_КЗ, U_КЗ, S_Н - паспортные данные трансформатора.

При расчете тока КЗ, необходимо преобразовать схему замещения так, чтобы точка КЗ находилась за одним эквивалентным сопротивлением. Преобразование схемы производится в направлении от источника питания к точке КЗ.

Определим результирующие сопротивления до соответствующих точек КЗ.

Полученные значения сводим в таблицу 4.1.

Определим токи трёхфазного короткого замыкания

 (4.9)

 (4.10)

где Sδ = 100 МВА;

U_СР.Н - среднее номинальное напряжение в точке КЗ, кВ;

z_экв.k-i - эквивалентное сопротивление для точки к-i;

I ⁽³⁾_k-i -трёхфазный ток КЗ в точке к-i,кА:

-базисный ток.

Базисные токи:

Токи трехфазного короткого замыкания

Полученные значения сводим в таблицу 4.1.

4.3 Определение двухфазных токов короткого замыкания

Электрические сети всех напряжений необходимо проверять на чувствительность срабатывания защиты при минимальных токах короткого замыкания. Такими токами в зависимости от режима нейтрали сети могут быть токи двухфазного короткого замыкания, которые определяются по формуле:

Определение токов двухфазного короткого замыкания:

4.4 Определение ударных (однофазных) токов короткого замыкания

, (4.11)

где  -ударный коэффициент;

, (4.12)

где  - время затухания экспоненциальной кривой апериодической слагающей тока к.з:

 (4.13)

4.5 Определение однофазных токов короткого замыкания

Определим сопротивление петли (фазный провод - нулевой провод).

Считаем, что сопротивление воздушной линии 10 кВ равно нулю.

Z_п.л.= (4.14)

где l - длина провода (см. рис. 4.1), км;

r_0Ф - удельное активное сопротивление фазного провода, Ом / км;

r_0Н - удельное активное сопротивление нулевого провода, Ом / км;

x_0П - удельное индуктивное сопротивление фазного провода, Ом / км;

x_0Н - удельное индуктивное сопротивление нулевого провода, Ом /км.

В данном проекте все линии выполнены проводом СИП у которого нулевой провод является несущим, его удельное активное сопротивление и удельное индуктивное сопротивление отличаются от сопротивлений фазного провода [2].

,

,

.

Сопротивление трансформатора: ТМ - 250 -  Ом.

Ток однофазного КЗ определяем по приближенной формуле:

 ,    (4.15)

где  - однофазный ток КЗ в точке k-i , А;

U_Ф = 220 В;

- сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом;

z_П - сопротивление петли, Ом;

j - номер линии.

Ток однофазного КЗ в линиях ТП 57-3-5

 А,

 А,

 А,

5. Выбор электрической аппаратуры

5.1 Общие сведения

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы, как в нормальном режиме, так и в режиме короткого замыкания (КЗ). Согласно ПУЭ электрические аппараты необходимо выбирать по каталогам, исходя из условий нормального режима. Выбранные аппараты следует проверить по режиму максимальных токов КЗ для точки, где предполагается установка того или иного аппарата. [3]

5.2 Расчет токов нормального режима

I_раб.м.=S_мах/3^0,5U_{н ,} (5.1)

где I_раб.м -максимальный ток нормального режима, А;_мах -максимальная потребляемая мощность, кВА; _н- номинальное напряжение линии, кВ.

Токи нормального режима линий ТП 57-3-5

I_{раб.м.т2}=250/3^0,5 · 10,5=13,746 А,_{раб.м.л1}=94,88/3^0,5 · 0,4=137,109 А,_{раб.м.л2}=75,478/3^0,5 · 0,4=109,072 А,_{раб.м.л3}=62,086/3^0,5 · 0,4=89,719 А,

5.3 Выбор электрической аппаратуры напряжением выше 1000В

Со стороны высокого напряжения трансформатора 10 / 0,38 кВ устанавливаются разъединители.

Разъединители выбираются также как высоковольтные выключатели, но не проверяются на отключающую способность.

 ,  ( 5.2)

где U_УСТ - напряжение сети, кВ;_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ.

 ,    (5.3)

где I_{РАБ.МАКС} - максимальный рабочий ток, А;

I_НОМ - номинальное ток разъединителя (по каталогу), А.

Разъединители проверяют на электродинамическую устойчивость к токам КЗ. По действующему значению тока

 ,     (5.4)

где  - трехфазное значение тока КЗ в точке k-i , кА;

I_ПР.С - действующее значение сквозного тока разъединителя, кА.

По амплитудному значению тока

,   (5.5)

где i_У - ударный ток КЗ, кА; i_ПР.С - амплитудное значение сквозного тока разъединителя, кА.

Выбор разъединителей сведем в таблицу 5.1. В электрических сетях высоковольтные предохранители применяются для защиты силовых трансформаторов. Предохранители выбирают в следующем порядке:

 ,   (5.6)

, (5.7)

,  (5.8)

где I_{ОТК.НОМ} - номинальный ток отключения предохранителя, кА;

I_к - периодическая составляющая тока короткого замыкания.

 ,   (5.9)

где I_В.НОМ - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А.

Выбор предохранителей сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1- Выбор разъединителей и предохранителей

5.4 Выбор электрической аппаратуры напряжением ниже 1000В

Автоматические выключатели выбирают по следующим условиям:

    (5.10)

 (5.11)

    (5.12)

где I_Н.Т.Р - номинальный ток срабатывания теплового расцепителя, А;

, (5.13)

где I_ЭМ.Р -ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А;

 ,  (5.14)

где I_{МАХ.ОТК} - максимальный ток отключения автомата, кА;

 - трехфазный ток КЗ, кА. При выборе автоматических выключателей необходимо произвести проверку на чувствительность их срабатывания. [2]

К_ч= I⁽¹⁾_к.з./I_т.р.н.³ 3, (5.15)

где К_ч -коэффициент чувствительности защиты; I_т.р.н -номинальный ток теплового расцепителя, А. При К_ч< 3 устанавливается дополнительная защита.

Выбор автоматических выключателей сведем в таблицу 6.2, 6.3.

Таблица 5.2 - Выбор автоматических выключателей линий ТП-57-3-5

6. Расчет заземляющих устройств подстанции 10/0,4 кВ

Рассчитать заземляющее устройство трансформаторной подстанции 10/0,38 кВ с одним трансформатором 160 кВ·А. Сеть 10 кВ работает с изолированной нейтралью, к подстанции подходит воздушная линия длиной 10,5 км. На стороне низкого напряжения нейтраль трансформатора глухозаземлена. От ТП отходят три ВЛ 380/220 В, имеющие повторные заземления: на С1 и С2 по одному повторному заземлению, на С3 два повторных заземления. Удельное сопротивление грунта, измеренное в дождливую погоду составляет ρ_изм = 140 Ом·м.

Ток замыкания на землю на стороне 10 кВ:

 (6.1)

Намечаем выполнить заземляющее устройство в виде прямоугольного четырёхугольника, заложенного в грунт. Контур состоит из вертикальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм, соединённых между собой стальной полосой 40 х 4 мм. Глубина заложения стержней контура 0,8 м.

Расчётное сопротивление грунта для стержневых заземлителей:

 (6.2)

где - сезонный коэффициент.

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:

 (6.3)

где - длина вертикального заземлителя, м,

 - диаметр круглой стали, м,

 - расстояние от поверхности до середины вертикального заземлителя, м.

К заземляющему устройству присоединена нейтраль обмотки трансформатора, поэтому сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом.

Сопротивление повторного заземления R_пз не должно превышать 30 Ом при ρ_расч = 100 Ом∙м и ниже. При ρ_расч > 100 Ом∙м ПУЭ разрешает увеличивать сопротивление повторного заземления до:

Для повторного заземления принимаем один стержень длиной 5 м и диаметром 16 мм, сопротивление которого 47,33 < 62,7 Ом.

Общее сопротивление всех повторных заземлений:

где - число повторных заземлений.

Расчётное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учётом повторных заземлений:

Теоретическое число стержней:

 (6.4)

Принимаем 6 стержней и располагаем их в грунте на расстоянии 2,5 м друг от друга по контуру подстанции.

Длина полосы связи:

 (6.5)

Сопротивление полосы связи:

где -ширина полосы, м,

 - глубина заложения заземлителя, м.

при n = 6, a/l = 2,5/5 = 0,5, η_В= 0,65 и η_Г = 0,4 (по таблицам 12.4 и 12.5[2]).

Тогда действительное число стержней по формуле:

 (6.6)

Принимаем к монтажу 8 стержней и с учетом повторных заземлений:

 (6.7)

Заключение

Задачей данной работы являлась реконструкция схемы электроснабжения пос. Б. Мурта, центрального района. Необходимость реконструкции вызвана тем, что в связи с ростом электрических нагрузок жилого сектора, существующая конфигурация сети не обеспечивает требуемого качества и надёжности электроснабжения. В работе была проведена реконструкция существующей схемы электроснабжения. Она предусматривает: замену старого трансформатора КТП 57-3-5 мощностью 100 кВА, на более мощный КТП 57-3-5 мощностью 250 кВА; некоторое изменение конфигурации сетей электроснабжения села; применение более технологичных проводов СИП. Был произведен расчет мощности по участкам линий сети, выбран трансформатор 10/0,4 кВ, выбрано сечение проводов линий, рассчитаны потери мощности и напряжения в сетях поселка, произведен расчёт токов короткого замыкания и выбор защитного оборудования. Более подробно была рассмотрена методика выбора автоматических выключателей.

Библиография

1.Правила устройства электроустановок 7е изд.

.Костюченко Л.П., Чебодаев А.В. Проектирование систем сельского электроснабжения. Учебное пособие. 2-е изд., испр. И доп. Красноярский государственный аграрный университет. Красноярск, 2005. - 184 с.

.Будзко И.А., Лещинская Т.Б. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Аграпромиздат, 2000. - 496 с.

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

.Пястолов А.А, Вахрямеев А.Л. Эксплуатация и ремонт электрооборудования. - М.: Колос, 1993 - 335с.

.Михальчук А.Н. Спутник сельского электрика. - М.: Росагропроихдат, 1998. - 254с.

.Качанов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - М.:, 1990. - 351с.

.Алиев И.И. Электротехнический справочник.-4-е изд., испр.-М.: ИП РадиоСофт, 2001. - 384с.

.Кисаримов Р.А. Справочник электрика.-М.: ИП РадиоСофт, 2000.-320с.

.Энергосберегающая технология электроснабжения народного хозяйства: В 5кн. : Практическое пособие / Под редакцией В.А. Веникова. Кн.1. Снижение технологического расхода энергии в электрических сетях / Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес. -М.: Высшая школа, 1989 - 127с.

.Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). Сельэнергопроект, 1981-1992.

.Справочная книга электрика / Под ред. В. И. Григорьева.-М.: Колос.2004

.Прайс-лист ЗАО "МПО ЭЛЕКТРОМОНТАЖ" на 13.03.2007г, раздел: Провод и кабель [Электронный ресурс]. - Электрон. текстовые, дан. http://www.electro-mpo.ru.

.Егорушкин И. О. Учет теплового спада тока короткого замыкания при проектировании сельских электрических сетей / И.О.Егорушкин, Л.П. Костюченко// Аграрная наука на рубеже веков: мат-лы регионал. Науч.-практ. Конф. Ч.2 А4 (секция 8-16)/ Краснояр. Гос. аграр. 2007. - 372 с.

.Электротехнический справочник: В 4-х т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). - 8-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.

.Автоматические выключатели. Номенклатурный каталог /ОАО Дивногорский завод низковольтных автоматов ДЗНВА, 1-2005. - 153 с.

.Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00, РИПЭЛ плюс 2001г, 160с.

.Никольский О.К., Цугленок Н.В. и др. Хрестоматия инженера электрика. - Красноярск :, государственный аграрный университет - 2002

.Правила эксплуатации электроустановок потребителей и Пра¬вила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - Красноярск Главэнергонадзор, 1998 - 656 с.

.Охрана окружающей среды: Учебник для вузов / Автор - составитель А.С. Степановских. - М.: ЮНИТИ - ДАНА, 2000.-559с.

.Бастрон А.В., Бастрон Т.Н., Христинич Е.В. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 311400 «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства» / Краснояр. гос. аграр. ун-т. - Красноярск, 2001. - 52 с.

.Матюшев В.В., Бастрон Т.Н., Шатурина Л.П. Положение по оформлению текстовой и графической части учебных и научных работ (общие требования) / Краснояр. гос. аграр. ун-т. - Красноярск, 2006. - 76 с.