Заказ 0288 Методичка (Искитим Сеть - 2)

Сечение кабелей напряжением свыше 1 кВ выбирается по экономической плотности тока
,мм2, (2.66)
где Iн – ток нормального режима, А;
jэ – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2 (согласно [1], для алюминиевых жил кабеля с бумажной изоляцией при значении Тмакс от 3000 ч до 5000 ч принимается jе = 1,6 А/мм2).
Определяются номинальный ток трансформаторов ТП [3]
, А, (2.67)
где Sном.т. – номинальная мощность трансформатора ТП, кВА;
Uном – первичное напряжение трансформатора, кВ.

Сечения кабелей [3,5]:
мм2;
Sст = 16 мм2.
Iдоп=75 А.
2) Проверка сечения проводников по максимальному режиму.
Сечение кабеля проверяется на нагрев током максимального режима
, А, (2.68)
где Кпер – коэффициент перегрузки кабелей. Принимается равным 1;
Iдоп – допустимый ток, А, значение которого определяется [3,5]
, А, (2.69)
где Кср – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, если она отличается от стандартной (таблица 1.3.3 [1]);
Кпр – коэффициент поправки на количество кабелей, которые лежат рядом в земле. Принимается Кпр = 0,9 [3];
Iдоп – допустимый длительный ток проводника стандартного сечения, А;
Крез – коэффициент резервирования, принимается равным 1,4 [3,5].
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5]
, (2.70)
где Тж.н и Тср.н – соответственно нормированная длительно допустимая температура жилы и нормированная температура среды;
Тср – фактическая температура среды.
Для кабелей марки АСБ напряжением 10 кВ поправочный коэффициент на температуру окружающей среды Кср = 1 [1].
Выбранные кабели проверяются по условию (2.68):
1(1(0,9(75=67,5 > 1,4(23,1=32,5, А.
Условия выполняются, выбранные кабели АСБ-10(3x16) могут работать в максимальном режиме нагрузки без перегрева изоляции.
Сеть напряжением 0,38/0,22 кВ, питающая РШ потребителей собственных нужд от шин низкого напряжения ТПСН-10/0,4 кВ, прокладывается в трубах в полу с последующей заливкой бетоном [3].
В работе принимается схема питания ТПСН-10/0,4 кВ с необходимым уровнем резервирования – двухлучевая схема с двухсторонним питанием с устройством автоматического включения резерва (АВР) на шинах низкого напряжения. Секционный автомат в нормальном режиме отключён, при исчезновении напряжения на одной из секций шин 0,38/0,22 кВ он включается автоматически под действием АВР и питание потребителей секции шин, на которой исчезло напряжение, осуществляется от рабочей секции.
Питающая сеть 0,38/0,22 кВ обеспечивает питанием распределительные шкафы (РШ) кабельными линиями по радиальным схемам от шин низкого напряжения ТПСН-10/0,4 кВ.
При этом питание потребителей I и II категорий осуществляется двумя кабельными линиями от разных секций шин согласно [1]. Потребители III категории получают питание одной линией.
При данном расчёте, производится также выбор и расчёт поправочных согласно требованиям [1]
Кобщ.=К1.н·К2·К3,                                      (2.71)
Кобщ.=0,9·1,0·1,0=0,9.
Проводится расчёт токов на примере кабельной линии ТПСН-РШ-1.
Значение расчетного тока в нормальном режиме определено ранее.
Питание данного потребителя производится по двум кабелям кабельной линии, то расчетный ток в нормальном режиме работы будет равен [3]:
, А. (2.72)
, А.
В послеаварийном режиме
, А, (2.73)
где Кп – поправочный коэффициент, Кп = 0,9 [1];
Sp.рш, Ip.рш – соответственно полная расчетная нагрузка и расчётный ток участка сети (распределительного шкафа), табл. 1.3..
, А.
Принимается для прокладки кабель с алюминиевыми жилами марки АВВГ. Сечение кабеля выбирается по справочным данным [1,3].
Для линии ТПСН–РШ №1 по значению Iрн = 16,8 А по табл.1.3.16 [1], для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение
(2.74)
где Iдоп – длительный допустимый ток кабеля, табл.1.3.16 [1].
Принимается значение допустимого тока кабеля Iдоп = 65 А, которому соответствует стандартное сечение Fст=10 мм2.
65 > 16,8, А.
Допустимый ток кабельной линии сравнивается со значением тока нормального режима [1]:
(2.75)
(2.76)
где Кобщ. – значение общего поправочного коэффициента, Кобщ.= 0,9.
I'доп.=0,9·65=58,5 А.
52 > 16,8, А.
Условие выполняется, проводится проверка в послеаварийном режиме согласно [1]
(2.77)
58,5 >30,2, А.
Условия (2.75) и (2.77) выполняются, следовательно, окончательно принимается сечение жилы силового кабеля Fст=10 мм2.
Аналогичные расчеты проведены для других участков линий питающей сети 0,38/0,22 кВ и результаты представлены в таблице 2.31.

Таблица 2.31
Определение сечения жил кабелей питающей сети напряжением 0,38/0,22 кВ
Участок
Количе-ство
кабелей,
n Расчетный
ток участка Длительный допустимый ток
(с учётом
Кнобщ.= 0,9), I'доп. Марка
кабеля Iрн Iрп.ав - шт А А А мм2 ТПСН-РШ-1 2 16,2 30,8 58,5 АВВГ (3x10+3x6) ТПСН-РШ-2 2 10,4 18,6 58,5 АВВГ (3x10+3x6) ТПСН-РШ-3 2 42,5 76,5 81,0 АВВГ (3x16+3x10) ТПСН-РШ-4 2 57,9 104,2 121,5 АВВГ (3x35+3x16) ТПСН-РШ-5 2 19,0 34,2 58,5 АВВГ (3x10+3x6) ТПСН-РШ-6 2 158,9 285,9 310,5 АВВГ (3x185+3x50) ТПСН-РШ-7 1 58,3 - 81,0 АВВГ (3x16+3x10) ТПСН-РШ-8 1 335,3 - 360,0 2АВВГ (3x70+3x25) ТПСН-ЩРО 2 2,5 4,5 58,5 АВВГ (3x10+3x6) ТПСН-ЩАО 2 0,2 0,3 58,5 АВВГ (3x10+3x6)
Потери электроэнергии в электрической сети являются очень важным показателем любой системы электроснабжения, поэтому далее производится их расчёт в системе СН.
Значение потерь электроэнергии согласно [1,5]:
, кВт(ч; (2.78)
, кВАр(ч, (2.79)
где Iрн – значение расчетного тока нормального режима, А;
r0, x0 – значение удельных активного и реактивного сопротивлений кабельной линии, мОм/м [1];
L – длина кабельной линии, км;
n – число кабелей в линии, шт;
τ – значение времени наибольших потерь, ч.
Значение времени наибольших потерь согласно [5]:
                        (2.80)
здесь Тмах – значение годового число часов использования максимума нагрузки [5].
Рассчитываются потери активной и реактивной электроэнергии за год на примере линии ТПСН-РШ №1:
согласно (2.80)
τ = (0,124+2800·10-4)2·8760=1225,3, ч;
согласно (2.78)
, кВт(ч;
согласно (2.79)
, кВАр(ч.
Аналогичные расчеты проводятся для других линий питающей сети напряжением 0,38/0,22 кВ.
Результаты расчётов сведены в таблицу 2.32.


Таблица 2.32
Результаты расчета потерь электроэнергии
в питающих кабельных линиях 0,38/0,22 кВ
Линия Длина участ-ка Кол-во
кабелей Удельные
сопротив-ления Ток в норм. режиме Время наиб.
потерь Потери 
эл. энергии в
норм. режиме
работы - L n r0 x0 Iрн τ ΔWaн ΔWpн - км шт мОм/м А час кВт·ч кВАр·ч ТПСН-
РШ-1 0,01 2 2,94 0,073 16,2 1225,3 28,4 0,7 ТПСН-
РШ-2 0,03 2 2,94 0,073 10,4 1225,3 70,1 1,7 ТПСН-
РШ-3 0,02 2 1,84 0,068 42,5 1225,3 488,7 18,1 ТПСН-
РШ-4 0,04 2 0,84 0,064 57,9 1225,3 828,1 63,1 ТПСН-
РШ-5 0,02 2 2,94 0,073 19,0 1225,3 156,1 3,9 ТПСН-
РШ-6 0,02 2 0,16 0,059 158,9 1225,3 594,0 219,0 ТПСН-
РШ-7 0,10 1 1,84 0,068 58,3 1116,0 2093,8 77,4 ТПСН-
РШ-8 0,10 1 2x
0,42 2x
0,061 335,3 958,2 27147,1 3942,8 ТПСН-
ЩРО 0,01 2 2,94 0,073 2,5 1648,4 1,82 0,45 ТПСН-
ЩАО 0,01 2 2,94 0,073 0,2 1648,4 0,01 0,01 Всего 31408,1
4327,2









2.11 Организация учета электроэнергии

Организация учета электроэнергии необходима для осуществления контроля [23]:
1) технико-экономических показателей всей энергосистемы и отдельных потребителей электроэнергии;
2) фактических денежных расчетов потребителей с энергоснабжающей организацией;
3) контроля расхода электроэнергии внутри организации потребителя;
4) контроля несанкционированных подключений потребителей;
5) контроля значения потерь электроэнергии в энергосистеме и разработки в последующем мероприятий по минимизации потерь электроэнергии;
6) выравнивания нагрузок фаз потребителей, исключения перегруженных и недогруженных узлов сети.
7) полезного отпуска потребителям энергосистемы.
Для данных целей счетчики электроэнергии устанавливаются в начале и конце каждой линии, отходящей к потребителям.
Счетчики технического учета, как правило, находятся на балансе потребителя, на котором они установлены.
Данные счетчики подлежат процессу калибровки в сроки, которые предусмотрены утверждёнными нормативно-техническими документами.
Для учета потребителя необходимо знать рабочую мощность, которая разрешена данному потребителю для присоединения к энергосистеме по всем линиям линий, а также схему электроснабжения и режимы работы электрооборудования потребителя.
Основными параметрами для выбора систем учета, является нагрузка электроустановок потребителей, значение номинального напряжения потребителя, а также схема электроснабжения потребителя [23].
В случае наличия у потребителя нескольких линий, необходимо суммировать их расход электроэнергии и максимум нагрузки по данным линиям.
Для этого применяется сумматор, который достаточно широко применяется в эксплуатации.
Кроме всего прочего, измерительные трансформаторы, которые используются, должны быть не ниже установленного класса точности 0,5 согласно [23].
Сегодня в большинстве энергоснабжающих организаций основным способом сбора показаний счетчиков с указанной группой потребителей является прием сообщений потребителей по телефону либо в письменном виде [24].
При этом злостные неплательщики отключаются от энергопотребления в установленном порядке.
В работе применяется электронный счётчик ЕвроАльфа, который входит в систему АСКУЭ (описана далее).
Электронный счётчик ЕвроАльфа – это микропроцессорный электронный прибор, имеющий следующие основные преимущества по сравнению с устаревшими счётчиками индукционного типа, а также некоторыми аналогичными современными счётчиками, а именно:
- надежная работа;
- высокая точность;
- малая чувствительность к изменениям температуры окружающей среды;
- передача информации по цифровым и импульсным каналам, а также учет тарифных зон, что даёт возможность его совместного применения с АСКУЭ.
Структурная схема счётчика ЕвроАльфа в составе АСКУЭ приведена на графическом листе №5.
ГЛАВА 3 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОНОМИКА ПРОЕКТА

3.1 Техника безопасности при работе в электрических цепях

Все виды работ в электроустановках должен производить специально обученный рабочий персонал, который имеет допуск к работе в цепях соответствующих устройств [14-16].
Мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, можно условно разделить на две группы [14,17].
Организационные мероприятия включают в себя [14,17]:
правильный подбор персонала, который обслуживает электроустановки. При этом строго запрещается использовать труд молодых людей моложе 18 лет, а также необученных людей и лиц, не прошедших медицинское освидетельствование;
обучение правилам безопасности при проведении работ в действующих типах электроустановок (монтажные, ремонтные работы, а также работы по обслуживании электроустановок;
назначение лиц, ответственных за электрохозяйство предприятия, служб, подразделений и т.д.;
контроль над правильностью устройства электропроводок и установкой электрооборудования в соответствии с требованиями [1];
проведение периодических осмотров, испытаний и измерений электрооборудования с утверждённой нормами периодичностью, в случае несоответствия данным предъявляемым требованиям – своевременного ремонта (текущего и капитального) оборудования;
контроль над надежностью защитных приспособлений от поражения электрическим током.
К техническим мероприятиям относят [14,17]:
применение различных устройств защиты электроустановок и сетей от перегрузок и токов коротких замыканий в них;
защиту людей и животных от прикосновения к токоведущим частям оборудования с помощью его ограждения и размещения в отдельных зданиях;
применение защитного отключения, заземления и зануления;
применение электрооборудования с малым значением напряжения (менее 42 В);
выравнивание потенциалов электрооборудования;
изоляция электроустановок и электродвигателей от корпусов рабочих машин;
применение изолирующих поверхностей (диэлектрических настилов, ковриков, изолирующих подставок и т.д.).
Для высококвалифицированных рабочих организуется курсы повышения квалификации [1,14-16].
Должен быть освещен весь комплекс работ инструктируемых лиц.
Также все работы в цепях релейной защиты и автоматики должны производиться с применением испытанного и поверенного инструмента с изолированными рукоятками с дополнительным применением резиновых ковриков, подставок.
Абсолютно все металлические корпуса, а также кожухи приборов и переносной аппаратуры, которая применяется для проверки устройств РЗиА, обязаны быть заземлены.
При этом заземление непосредственно выполняется специальными проводами и подсоединяется с помощью заземляющего проводника к заземляющему устройству электроустановки.
Вторичные обмотки трансформаторов тока (ТТ) обязаны иметь постоянное заземление и быть постоянно замкнуты на реле либо на измерительные приборы.
При необходимости разрыва токовой цепи реле или измерительных приборов, цепь вторичной обмотки ТТ предварительно закорачивается на зажимах, которые специально предназначены для этого.
В тех цепях, где они отсутствуют, размыкать вторичную цепь ТТ категорически запрещается, так как на разомкнутой вторичной обмотке ТТ может быть высокое напряжение.
Заземление вторичных обмоток измерительных трансформаторов является защитой персонала при работе цепях РЗиА при возможном пробое высшего напряжения на обмотку низшего напряжения [17,20].
Провода цепей переменного напряжения и оперативного тока, которые находятся под напряжением, непосредственно перед работой отделяются снятием перемычки или отсоединяются и изолируются путём надевания на концы изолирующих трубок [17].
Испытание оборудования производится только после того, как из зоны работы удалены все лица, которые не участвуют в работе (по наряду или распоряжению).
Напряжение для питания схемы управления при этом подается оперативным дежурным (либо с его разрешения релейным персоналом) только на время опробования, затем электрические аппараты отключаются до непосредственного включения оборудования [20].
При работе во вторичных цепях устройств РЗА, следует учитывать тот факт, что на имеющиеся в схемах РЗиА конденсаторах длительное время сохраняется заряд и они должны быть разряжены непосредственно через большое сопротивление.
Разделяющие ТТ также применяются при работе с переносным инструментом и оборудованием, применяемыми для проверки и регулирования электрооборудования.
Неукоснительное соблюдение и выполнение перечисленных выше мероприятий приводит к обеспечению безопасности работ и жизнедеятельности.
3.2 Расчёт экономических показателей системы электроснабжения района

Большинство информации получено при выполнении технико – экономического сравнения вариантов сети, а именно:
активная мощность всех потребителей РЭС – 177,3 МВт;
мощность трансформаторов ПС РЭС – 333,4 МВА;
мощность КУ – 52,62 МВАр;
величина капитальных вложений в РЭС (с учётом ранее исключённых одинаковых элементов, табл. 2.6, 2.7): 70463 тыс. руб.;
годовые эксплуатационные расходы по сети И (с учётом ранее исключённых одинаковых элементов, табл. 2.6, 2.7): 8812,6 тыс. руб.;
приведенные затраты электрической сети (с учётом ранее исключённых одинаковых элементов, табл. 2.6, 2.7): 17268,1 тыс. руб.;
- значение потерь мощности в ВЛЭП и трансформаторах ПС РЭС – 4,82 МВт;
значение потерь электроэнергии в ВЛЭП и трансформаторах ПС РЭС – 16870 МВт·ч;
значение годовой потребляемой электроэнергии всеми потребителями РЭС
(3.1)

удельные капитальные вложения
(3.2)

себестоимость передачи электроэнергии
(3.3)

стоимость передачи электроэнергии
(3.4)





















3.3 Энергосберегающие мероприятия в системе электроснабжения района

Существует много путей экономии электроэнергии, основные [5]:
1) применение рациональной системы электроснабжения (СЭС) и оптимизация режимов работы;
2) применение мер по экономии электроэнергии за счет рациональной эксплуатации существующей СЭС и электрооборудования;
3) применение современного экономичного энергетического и технологического оборудования;
4) совершенствование технологических процессов и рациональное использование рабочего оборудования;
5) организационно-технические мероприятия, которые состоят из введения прогрессивных норм потребления электроэнергии и премиальной системы за экономию электроэнергии.
Экономия электроэнергии на трансформаторных подстанциях осуществляется за счет проведения различных мероприятий, которые условно разделяются на конструктивные, технологические и электротехнические.
Конструктивными называют меры, применяемые в стадии разработки изделий, а также при их восстановлении и совершенствовании. К ним относятся: уменьшение материалоемкости изделий, применение точного литья, замену металла синтетическими материалами и др.
Технологические мероприятия имеют целью уменьшения потребления электроэнергии путем рациональной организации производственного процесса. К ним относятся: использование вторичных энергоресурсов и отходов производства, уменьшение потерь энергии путем усиления теплоизоляции, уплотнения технологических циклов, использование и автоматизация новейших разработок в технологическом цикле.
Инновационные разработки оборудования значительно повышают энергетические показатели и надежность, дают значительный экономический эффект при использовании. Применение инновационных разработок оборудования позволяет значительно уменьшить затраты на монтаж, обслуживание и ремонт.
Очень целесообразно с экономической точки зрения заменить лампы накаливания, которые используются для освещения помещения ТП, на энергосберегающие, дающие значительную экономию электроэнергии. Преимущества энергосберегающих ламп: экономичность; удобство монтажа, эксплуатации и ремонта; долговечность; улучшенные световые характеристики.
Чтобы правильно вести электрохозяйство, нужно систематически следить за коэффициентом мощности и своевременно его повышать. На практике широко применяют средневзвешенный коэффициент мощности. Он служит для оценки работы энергохозяйства за большой период - месяц, квартал, год. Его определяют по показаниям счетчиков электроэнергии: активной (кВт∙ч) и реактивной (кВАр∙ч) за выбранный промежуток времени.
Основные причины низкого коэффициента мощности:
- малая загрузка силовых трансформаторов;
- несовершенство технологического процесса, при котором установленные мощности используются недостаточно;
- низкая автоматизация;
- некачественный ремонт.
Низкий коэффициент мощности приводит к лишним затратам электроэнергии, цветного и черного металла.
Для сохранения нормального напряжения у потребителей при максимальной нагрузке необходимо соблюдать соответствующее отношение реактивных мощностей. Эти меры делятся на те, которые не требуют компенсирующих устройств, и те, которые требуют их для выработки реактивной мощности. Снижение потребления реактивной мощности электроприемниками и повышения коэффициента мощности без компенсирующих устройств достигается путём [5]:
повышения загрузки электрических машин и устройств;
сокращения холостого хода оборудования;
временного включения или замены трансформаторов, загруженных менее, чем на 30%;
5) замена недогруженного электрооборудования со средним коэффициентом загрузки менее 45% на электрооборудование меньшей мощности, если это позволяют конструктивные условия.
Добиться нормативного значения коэффициента мощности приведенными мерами не всегда удаётся.
Для его повышения используют такие компенсирующие устройства: статические конденсаторы; синхронные компенсаторы.
Преимущества конденсаторов перед синхронными компенсаторами следующие:
а) незначительные потери активной мощности;
б) отсутствие вращающихся частей, что упрощает их обслуживание;
в) для их установки не нужны ни специальные помещения, ни фундаменты;
г) выход из строя одного из конденсаторов не влияет на работу всего устройства в целом.
В качестве синхронного компенсатора может использоваться двигатель. Для компенсации реактивной мощности индуктивного характера он должен работать в режиме перевозбуждения. К преимуществам синхронных компенсаторов над конденсаторами следует отнести:
возможность плавного и автоматического регулирования генераторной реактивной мощности;
большая термическая и динамическая устойчивость обмоток при коротких замыканиях;
3) возможность ремонта в случае повреждений.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения работы выполнено проектирование системы электроснабжения Искитимского района Новосибирской области. Спроектированная система электроснабжения района состоит из четырёх трансформаторных подстанций 110/10 кВ, обеспечивающих питанием потребителей района на напряжении 10 кВ.
На основе технико – экономического сравнения вариантов конфигурации сети обоснован выбор радиального варианта сети системы электроснабжения района.
В результате проектирования системы электроснабжения Искитимского района Новосибирской области для решения поставленной задачи проведены необходимые расчёты, в частности: разработка вариантов конфигурации и выбор номинального напряжения сети; выбор компенсирующих устройств, числа и мощности трансформаторов, конструктивного исполнения сети и сечения проводников; составление схем электрических соединений подстанций; технико - экономическое сравнение вариантов конфигурации сети; расчёт режимов сети; выбор ответвлений трансформаторов; расчёт и проектирование системы собственных нужд подстанций на примере ПС-3; рассмотрены вопросы техники безопасности и экономические расчёты проекта, а также разработка энергосберегающих мероприятий в системе электроснабжения района.
Система электроснабжения района отвечает требованиям основных нормативных документов по критериям экономичности, надёжности, электробезопасности и качеству электроэнергии.





СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Правила устройства электроустановок. – 7-е изд., перераб. и доп.–М.: Главгосэнергонадзор России, 2013. – 692 с.
Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. – 485 с.
Идельчик В. И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 175 с.
Электрические системы. Электрические сети / Под ред. В. А. Веникова и В. А. Строева. М.: Высш. шк., 1998. – 454 с.
Электрические системы и сети: Учебник/Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычёв - Мн.: УП «Технопринт», 2004.
Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А.А., Федин В.Т. - Изд. 2-е, - Ростов Н/Д: Феникс, 2008. – 343 с.
Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Г.Н. Александров, В.В. Ершевич, С. В. Крылов и др.: под ред. Г.Н. Александрова и Л.Л. Петерсона. - Л.: Энергоатомиздат. Ленинград. отделение, 1983. - 368 с.
Кулешов А.И., Прахин Б.Я. Расчёт и анализ установившихся режимов электроэнергетических систем на персональных компьютерах: Учеб. пособие / Иван. гос. энерг. ун-т – Иваново, 2001. – 171 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. – 4е издание, переаб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А.А., Федин В.Т. - Изд. 2-е, - Ростов Н/Д: Феникс, 2008.
Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1. - Электроснабжение / Под общ. ред. А.А. Федорова - М: Энергоатомиздат, 1986. - 568 с.: ил.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т.З. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии. - под общ. ред. И.Н. Орлова. - 7-е изд., испр. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1988. – 880 стр.
Водянников В.Т. Экономическая оценка проектных решений в энергетике АПК. – М.: Колос, 2008 – 263с.
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2017. - 174 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2016. - 392 с.
Долин П. А. Справочник по технике безопасности. – 5-е изд., перераб. и. доп. – М.: Энергоиздат, 1982. – 800 с., ил.
Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М., 2013.
Федеральный закон РФ «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от 17 июля 1999г. №181.
Курдюмов В.И., Зотов Б.И. Проектирование и расчет средств обеспечения безопасности. – М.: Колос, 2005 г.
Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // РД РАО «ЕЭС России». – Распоряжение Правительства РФ № 1715-р. от 13 ноября 2009 г.
И. В. Жежеленко, Ю. Л. Саенко. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 261 с.

















2


23


3



1

4

ИП

3

2

4

ИП

3

2

1

4

ИП

3

2

1

4

ИП

3

2

1

4

ИП

3

2

1

4

ИП

3

2

1

r x




b/2


r x


Qc/2


Qc/2

1


2'

S2=P2+jQ2

U1

U'2

(Sхх(=(Рхх(+j(Qхх(

Zт(=r т(+jx т(