Обеспечение качества электроснабжения объектов

ВВЕДЕНИЕ 3
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ АНАЛИЗА 4
1.1 Краткая характеристика объекта модернизации 4
1.2 Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения 4
1.3 Основные проблемы в электроснабжении промышленных предприятий 11
2. ВОЗМОЖНЫЕ НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ 17
2.1 Обеспечение надежности электроснабжения 17
2.2 Нарушения нормального режима электроснабжения 23
3. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 32
3.1 Статистические показатели надежности электрооборудования в системах электроснабжения 32
3.2 Влияние качества электроэнергии на надежность систем электроснабжения 34
3.3 Повышение надежности работы электрооборудования, релейной защиты и автоматики 39
3.4 Рекомендуемые меры по повышению надежности систем электроснабжения 46
3.5 Анализ параметров надежности подстанции 49
3.6 Расчет отклонений напряжения 54
3.7 Разработка критериев принятия решений при эксплуатации оборудования 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 64
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 65
ВВЕД

Это объясняется тем, что большинство устройств РЗ, в том числе и цифровые защиты, получают основную информацию от традиционных электромагнитных ТТ.При сильном искажении формы вторичного тока ТТ может произойти отказ защиты из-за ненадежного замыкания контактов некоторых реле (ЭТ-520, ИМБ, РМБ, РТ-40).Различают аппаратную надежность и надежность функционированияРЗА. Аппаратная надежность — надежность устройства, не зависящая от характеристик объекта, на котором установлено данное устройство; надежность функционирования связана с выполнением функций, которые возложены на данное устройство, и зависит от свойств защищаемого или автоматизируемого объекта. В отличие от элементов систем электроснабжения, отказы которых приводят к выводу их из работы, последствием отказа устройств РЗА может быть либо излишнее действие, либо несрабатывание, когда оно необходимо. Излишнее действие может быть как в момент отказа устройства — ложное срабатывание, так и при возмущении в системе, на которое устройство не должно реагировать — неселективное срабатывание.Надежность подстанций как элемента системы электроснабжения зависит от быстроты и безотказности действия устройств РЗА линий и трансформаторов.Для обеспечения релейной защиты на подстанции Олекма решено использовать токовые реле типа ДЗТ-11 для дифференциальной защиты трансформаторов и токовой отсечки. Максимальная токовая защита будет выполнена с использованием реле типа РТ-40. Для газовой защиты силовых трансформаторов предусмотрено газовое реле РГЧЗ-66, которое реагирует на повышение газообразование внутри трансформатора.Опыт эксплуатации систем электроснабжения показал, что значительная часть автоматических отключений линий электропередачи вызывается неустойчивыми самоустраняющимися повреждениями. Устройство АПВ позволяет в большинстве отключений восстановить нормальную схему электроснабжения. Также успешно может быть использовано АПВ, если отключение линии произошло из-за ложной или неселективной работы РЗ.Неустойчивые повреждения могут возникать также на выводах трансформаторов, шинах подстанций, шинных сборках и др.Применение устройств АПВ питающих кабельных линий 6 — 10 кВ в системах электроснабжения промышленных предприятий не всегда целесообразно, так как повреждения в этих случаях, как правило, являются устойчивыми. Действия АПВ при устойчивом КЗ на кабельных линиях могут вызвать развитие аварии и еще большие повреждения.Успешное действие АПВ имеет место на воздушных линиях электропередачи; в этих случаях электроснабжение можно восстановить за время, менее 1 с, что позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей.Другим эффективным средством повышения надежности электроснабжения является восстановление питания потребителей с помощью АВР источников взамен поврежденных или ошибочно отключенных источников питания.На предприятиях разных отраслей промышленности широко используются СД мощностью до 5000 кВт (например для привода насосов, компрессоров); на их долю иногда приходится до 75 % всей потребляемой предприятием электроэнергии. Кратковременное (0,15 — 0,2 с) снижение напряжения до 0,6 UHOM приводит к выпадению из синхронизма этих двигателей, остановке компрессоров и расстройству технологического процесса. Успешное действие АПВ и АВР в этих схемах не обеспечит бесперебойность работы. 3.4 Рекомендуемые меры по повышению надежности систем электроснабженияБеспредельное повышения надежности систем электроснабжения возможно при использовании различных систем резервирования.Следовательно, не всегда более дорогостоящая система электроснабжения обладает более высокой надежностью.Можно выделить следующие методы повышения надежностиэлектроснабжения[3].Рациональное резервирование:в цеховых сетях по высокому (ВН) или низкому (НН) напряжению в трансформаторных подстанциях (ТП);за счет раздельной или параллельной работы линий, трансформаторов в зависимости от условий и требований;за счет выбора числа независимых источников питания с учетом категории потребителей.На рисунке3.1 приведен фрагмент схемы электроснабжения с резервированием по ВН и НН (наличие резервной перемычки, раздельное питание секций шин). На рисунке3.2 приведена двойная магистральная схема с односторонним питанием при отсутствии сборных шин на цеховых ТП. Рисунок 3.1 –Схема электроснабжения с резервированием по ВН и ННРисунок3.2 – Двойная магистральная схема с односторонним питанием при отсутствии сборных шин на цеховых ТПНа рисунке3.3 приведены схемы радиального питания с резервированием.Рисунок3.3 – Схема радиального питания:Исследования, проведенные различными организациями, по допустимой перегрузке электрооборудования показали следующее:а)кратковременная (до 2 — 2,5 ч) перегрузочная способность выключателей ВН может быть принята равной 125 % номинальной;б)для выключателей нагрузки (ВНП) допустимы такие же перегрузки, как для силовых масляных и сухих трансформаторов;в)для проходных изоляторов, работающих в диапазоне температур от —50 до +60 °С, допустимая перегрузка составляет (0,85 — 1,73)Uном;г)перегрузка воздушных линий возможна практически всегда при сохранении нормального габарита до земли и составляет 30 - 35 %;д)допустимая перегрузка кабельных линий напряжением до 10 кВ зависит от значения и длительности максимума нагрузки линии в нормальном режиме и от способа их прокладки.3.5Анализ параметров надежности подстанцииВ главе 2 в качестве элементов модернизации подстанции рассматривались трансформаторы, кабельные линии, разъединители, вакуумные выключатели, сборные шины и измерительные трансформаторы. Средние значения показателей надежности элементов подстанции «ТП Олекма» (потока отказов и среднего времени восстановления), полученные на основании статистических данных энергосистем [14], приведены в табл. 3.1.К настоящему времени разработаны различные методы оценки надежности электрооборудования. Для практического применения этих методов необходимы статистические данные о работе отдельных видов электрооборудования. Эти данные должны содержать информацию, достаточную для анализа причин повреждений и отказов электрооборудования, а также для расчетов оценок надежности и выбора оптимального варианта системы электроснабжения.Таблица 3.1Показатели надежности оборудования «ТП Олекма»Наименование оборудование, год-1, чВыключатель ВГТ-220II-40/2500 У1Кабельная линия 220 кВТрансформатор ТРДЗ-25000/220.Разъединитель РДЗ-220/1000-УХЛ1Вакуумный выключатель ВВ/TEL-10Шинопровод, шины КРУ-630,0160,01250,030,0010,0090,03512956207Примем допущение, заменив ряд последдовательных элементов одним. Так, для nпоследовательных элементов с указанными характеристикамиi и мы получим результирующий элемент, имеющий следующие характеристикиэ и , равные [8]:Для определения параметра потока отказов, когда n элементов соединены параллельно и взаимно резервируют друг друга, рассматривают столько слагаемых, сколько элементов в схеме [13]:; Если элементы имеют одинаковые показателями надежности, то выражения преобразуются:Для стационарного состояния t коэффициент готовности будет [4]:.Коэффициент вынужденного простоя [11]: .Вероятность безотказового и отказового состояния за время Т:; Рассмотренный алгоритм действий позволяет рассчитывать наиболее показательные характеристики надежности систем электроснабжения понижающих станций. Данный метод может быть применен для систем различной структуры и различным порядком соединения элементовсистемы. Схема замещения цепи «ТП Олекма»для расчета надежности представлена на рис. 3.5. Рисунок 3.5. Схема замещения подстанции(1 – воздушная линия 220 кВ; 2 – шины 220 кВ; 3 – силовой трансформатор; 4 – токопровод ; 5 – разъединитель; 6 – вакуумный выключатель; 7 – шины КРУ-10 кВ)Определим показатели надежности системы. Заменим ряд последовательных элементов одним эквивалентным. Интенсивность отказов и время восстановления рассчитывается по:По полученным показателям надежности для эквивалентного элемента системы определим вероятность безотказной работы для всей системы. Система состоит из одного эквивалентного элемента с показателями надежности , . В соответствии с моделью отказов определим основные показатели безотказной работы схемы электроснабжения ТП «Олекма». Коэффициент готовности оборудования :Коэффициент вынужденного простоя :Вероятность безотказной работы в течении года :Среднее время безотказной работы Анализируя вопрос о времени безотказной работы системы электроснабжения в течение длительного времени необходимо использовать аппарат статистической теории надежности. Время безотказной работы на объекте можно оценить по следующей формуле:Данная функция имеет экспоненциальный характер убывания, что обусловленоизменением с течением времени характера функционирования оборудования при учете реальных условиях эксплуатации. Выполняя подобные вычисления будем для сравнения оценки надежности системы ЭС проводить модернизацию схемы подстанции и производить расчет повторно с последующим анализом произведенных изменений. Рисунок 3.6 – Зависимость безотказной работы от времениВыводы: 1) в результате расчета надежности понизительной подстанции «ТП Олекма»получены основные показатели безотказной работы. На их основании можно сделать вывод, что надежность данной подстанции достаточно высока и перерывы в электроснабжении потребителей маловероятны.2) изучение полученных статистических данных о причинах выхода из строя электрооборудования ТП позволило выявить характерные причины отказов систем электроснабжения. Так, анализ данных, показывает, что наиболее надежными элементами систем электроснабжения являются разъединители, что объясняется характером их работы, а также конструктивными особенностями.Наименее надежными являются масляные выключатели и силовые трансформаторы.3.6Расчет отклонений напряженияСогласно [11] отклонения напряжения допускаются в пределах:на зажимах приборов электрического освещения от - 2,5% до +5 % от номинального напряжения;на зажимах электродвигателей от -5 до +5 %;на зажимах остальных электроприемников ±5 %.Для того чтобы компенсировать отклонение (потери) напряжения, все цеховые трансформаторы снабжаются специальными устройствами ПБВ (переключение без возбуждения) для изменения коэффициента трансформации. Все цеховые трансформаторы имеют 5 ступеней переключения по 2,5% каждая, что позволяет регулировать напряжение в пределах ±5%. Трансформаторы ТРДН-25000/220 напряжением 230/10,5кВ имеют устройство РПН (регулирование под нагрузкой) ±16 % (9 ступеней по 1,78 %).Для расчета уровней напряжения составим расчетную схему (см. Рисунок 3.3 )Рисунок 3.7 – Расчетная схема для определения уровней напряжения на шинах 0,4 кВЗадачей является определение пределов регулирования на трансформаторах для поддержания уровней напряжения на шинах 0,4кВ ТП в периоды максимума и минимума нагрузок в допустимых пределах. Для этого необходимо определить отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ ТП, от которых питаются электроприемники завода.Напряжение питания на шинах 220кВ ТП (в точке 1) в период максимальных и минимальных нагрузок представлены в таблице 3.2.Таблица 3.2Уровни напряжения на границе раздела сетей предприятия и энергосистемы кВ% U'1 (максимум нагрузки)215,6– 4U''1 (минимум нагрузки)236,6+ 6 В режиме минимальных нагрузок принимаем расчётную нагрузку равной 25 от максимальной.Уровни напряжения на зажимах электроприемников U'2, U''2 %, (в точке 2) в режиме максимальных и минимальных нагрузок определяются по выражениям:((гдеU'1 = – 4% – уровень напряжения на шинах 220кВ ГПП в период максимальных нагрузок, %;U''1 =+6% – уровень напряжения на шинах 220кВ ГПП в период минимальных нагрузок, %; – потери напряжения в обмотке ВН трансформатора ГПП в режиме максимальных нагрузок, %; – потери напряжения в обмотке НН трансформатора ГПП в режиме максимальных нагрузок, %;Uдоб.гпп – добавка напряжения в трансформаторах ГПП, % при нулевом положении РПН Uдоб.гпп определяется по выражению:U'кл – потери напряжения в кабельной линии 10кВ от ГПП до ТП в режиме максимальных нагрузок, %;U'тп – потери напряжения в трансформаторах ТП в режиме максимальных нагрузок, %;Uдоб.тп – добавка напряжения в трансформаторах ТП, %при нулевом положении ПБВ Uдоб.тп определяется по выражению:Для упрощения не учитываем потери мощности в элементах схемы электроснабжения.Потери напряжения в обмотках ВН трансформаторов ГПП в режиме максимальныхнагрузок определяется по выражению:где – расчетные активные и реактивные мощности; - активные и реактивные сопротивления обмотки ВН трансформатора, приведенные к номинальному напряжению ВН трансформатора. – число КБ 10 кВ на один трансформатор; - номинальное напряжение сетиРезультаты расчета приведем в таблице Таблица 3.3Таблица 3.3Результаты расчетапотерь напряжения в обмотках ВН трансформаторов ГППНаименованиеPр, кВтQр, кВар U'т.ВН, %1 и 3 секции (Т1)1624787550,962 и 4 секции (Т2)1602284690,92 Потери напряжения в обмотках НН трансформаторов в режиме максимальныхнагрузок определяется по выражению:(где – расчетные активные и реактивные мощности нагрузки; - активные и реактивные сопротивления обмотки НН трансформатора, приведенные к номинальному напряжению ВН трансформатора. Определяются по [12]. - номинальное напряжение сетиРезультаты расчета приведем в таблице Таблица 3.4Таблица 3.4Результаты расчета U'т.НН.НаименованиеPр, кВтQр, кВарU'т.НН, %1 секция785439590,422 секция830144630,503 секция839347960,544 секция772140060,43Как можно видеть из представленных выше расчетов, отклонения напряжения трансформаторов на подстанции «ТП Олекма» не превышают установленных норм[11]. Этот факт говорит о высокой надежности данной энергосистемы за счет достаточного запаса мощности.3.7 Разработка критериев принятия решений при эксплуатации оборудованияКак правило, оценка технического состояния оборудования начинается с теста на исправное состояние, при котором оборудование полностью отвечает всем техническим требованиям. Суть теста: сравнение значений контролируемых параметров с их нормируемыми значениями. Для электрооборудования находящегося в эксплуатации большинство допустимых (ДЗ) и (или) предельно допустимых (ПДЗ) значений содержится в РД 34.45-51.300-97 [9]. Считается, что если контролируемый параметр находится вне границ регламентируемого диапазона ДЗ (определено неисправное, но работоспособное состояние объекта), то оборудование относится к группе с развивающимся дефектом. Далее оно либо наблюдается с учащенной периодичностью, либо проводится диагностика с привлечением дополнительного набора контролируемых параметров для идентификации вида дефекта, скорости его развития, степени опасности. Если же контролируемый параметр вышел за границы диапазона ПДЗ, то считается, что оборудование находится в стадии опасного развития дефекта, при котором прогнозируется его скорый переход в неработоспособное состояние. В этом случае оно выводится из работы для дальнейшего обследования или ремонта.Эффективность диагностики тестового этапа зависит от точности критериев оценки, как самих контролируемых параметров, так и динамики их изменения.Существуют следующие пути получения ДЗ, ПДЗ параметров и их динамики, используемых как критерии диагностики:от экспертов, исходя из представления о физике происходящих в оборудовании процессов и с учетом богатого практического опыта экспертов;из результатов математического или натурного моделирования;статистическими методами.Реализация каждого из этих способов связана с определёнными трудностями. Для такого сложного объекта, каким является силовое электротехническое оборудование, до сих пор не разработаны полноценные математические модели, учитывающие всё многообразие и особенности процессов, протекающих в нём. Приемлемые решения имеются только для отдельных узлов и элементов такого оборудования.Искусственное создание или ускорение развития дефектов на моделях хотя и позволяет получить ценную информацию, но не всегда даёт результаты, совпадающие с опытом эксплуатации оборудования в реальных условиях. Другой вариант получения такой информации представляет собой методику длительных ресурсных (ускоренных) испытаний оборудования (нового или с некоторой наработкой в эксплуатации) до отказа. Например, в НИИПТ испытывались по специальной программе измерительные трансформаторы и высоковольтные вводы, однако это весьма трудоемкие и дорогостоящие испытания и в настоящий экономический момент они вряд ли осуществимы [10] .Накопление статистических (экспериментальных) данных в эксплуатации связано с большими затратами времени и средств, так как в реальном оборудовании дефекты возникают относительно редко и зачастую развиваются медленно. Поэтому сбор достаточного для статистически значимого количества случаев наработки на отказ в условиях реальной эксплуатации занимает очень много времени при этом не всегда можно проследить все причинно-следственные связи появления и развития дефектов.Из вышесказанного понятно, что нормативные значения диагностических параметров, приведенные в РД 34.45-51.300-97, чаще всего, являются результатом некоего компромисса на основании экспертных оценок и содержат определённый запас "на уровень незнания".При определении ДЗ концентраций газов в масле по интегральной функции распределения для силовых трансформаторов используется уровень 0.9[5,11]; для измерительных трансформаторов и высоковольтных вводов - уровень 0.95 [11].Для высоковольтных вводов и измерительных трансформаторов взят более высокий уровень, так как если взять уровень 0.9, то ДЗ концентраций газов будут близки к уровню их обнаружения хроматографом, где высоко влияние погрешности измерения и, следовательно, выше вероятность ложных постановок оборудования на учащенный контроль и неоправданного увеличения эксплуатационных расходов.Известны следующие подходы к выбору уровня ПДЗ и ДЗ.В инженерных расчетах для аналогичных целей часто используется правило "трех сигм", по которому ДЗ определялось бы при уровне интегральной функции Fх=0,9972. Для рассматриваемой выборки результатов АРГ это правило не применимо. Во-первых, оно используется только для нормального закона распределения, а распределения концентраций газов, как было сказано выше, отличаются от нормального. Во-вторых, при нахождении ДЗ по уровню Fх= 0,9972.При "браковке" (дефектации) - оборудование выводится из работы персоналом на основании ухудшения контролируемых параметров (выхода их за установленные пределы) для дальнейшего обследования или ремонта. При этом эксплуатационный персонал должен определить характер и опасность дефекта, вызвавшего ухудшение параметров. Дефекты можно подразделить на быстро-, средне- и медленно развивающиеся. Последние связаны с процессами старения и деградацией материалов оборудования. Кроме того, дефекты могут быть в разных стадиях развития: неопасной и критической, что определяется, в том числе и местом расположения дефекта, а также его характером. В неопасной стадии ухудшение характеристик еще не переросло в дефект, то есть оборудование работоспособно. В критической стадии очень вероятен отказ оборудования из-за ухудшения характеристик (параметров), определяющих его работоспособность. У быстро развивающихся дефектов, (часы), практически отсутствует неопасная стадия. У медленно развивающихся дефектов связанных с естественными процессами старения, неопасная стадия может длиться десятки лет. Обычно медленно развивающиеся повреждения, находящиеся в неопасной стадии, не попадают в число забракованного оборудования. Число забракованного оборудования состоит из оборудования с опасными дефектами которые требуют быстрого принятия решений и проведения соответствующих мероприятий и оборудования с развивающимися дефектами, не вошедшими в опасную стадию развития. К первой группе оборудования относится оборудование с быстро развивающимися дефектами, а таюке с дефектами со средней и медленной скоростью развития в критической стадии. Ко вторым? относится оборудование с неопасными дефектами, а также с дефектами со средней и медленной скоростью развития, находящимися в неопасной стадии развития (например, старение изоляционных материалов).Для снижения ошибок вывода из работы исправного оборудования, а также ошибок, когда без должного внимания остается поврежденное оборудование, необходимо дифференцировать ДЗ контролируемых параметров по конструктивным особенностям и срокам службы. Для решения вопроса о необходимости разделения ДЗ по какому-либо фактору требуется оценить его влияние на рассматриваемые параметры. Исследование факторов влияющих на ДЗ и ПДЗ параметров, а также силы их влияния лучше проводить для каждого массива данных отдельно, а затем, сопоставляя полученные результаты между собой, проверять правильность полученных выводов на массивах других предприятий. Характерные периоды повреждаемости и значения их потоков повреждаемости лучше считать, объединив всю имеющуюся в наличии информацию, так как отказы (повреждения) происходят редко, и массив информации может быть нерепрезентативным.После того, как предыдущими исследованиями определены условия для разделения массивов данных, они делятся на выборки согласно найденным факторам влияния и периодам повреждаемости. При таком делении в выборках ослабевает неоднородность, вызванная факторами влияния. Далее выборки из массивов данных разных предприятий, но с одинаковыми уровнями факторов влияния перед объединением проверяются между собой на однородность.Рассматривать деление ДЗ и ПДЗ по типу оборудования было бы целесообразно в стандартах корпораций, где прослеживается преобладание определенных типов в парке оборудования. Поэтому, несмотря на то, что имеет место влияние типов трансформаторов на отдельные газы, при дальнейших расчетах разделять выборки по типу трансформаторов не представляется возможным.Для определения значений интегральной функции распределения, которые соответствуют ДЗ и ПДЗ концентраций газов, а также, для выявления характерных периодов повреждаемости на всем протяжении эксплуатации трансформаторов 110-500 кВ необходимо изучить их повреждаемость. По информации базы данных отказов трансформаторов НИЦ ЗТЗ «Сервис» приработочный период у трансформаторов 220-750кВ заканчивается к 5 годам и имеет поток повреждаемости в 1.7-2 раза выше, чем при дальнейшей эксплуатации. Если, исходя из вышесказанного, взять поток повреждаемости при нормальной эксплуатации 1,5%, то для приработочного периода расчетным путем получим повреждаемость 2,55-3%.ЗАКЛЮЧЕНИЕНа сегодняшний день одной из основополагающих задач энергетики является повышение качества и надежности электроснабжения как промышленных, так и общественных потребителей. На первое место выходят задачи внедрения наиболее прогрессивных и рациональных решений, позволяющих оптимизировать затраты на электроснабжения и снизить последствия аварийных ситуаций в системах энергоснабжения.Решение данных задач возможно только при грамотном анализе режимов работы энергосистемы, обоснованном выборе основных элементов систем электроснабжения, расчете параметров линий электропередач, а также распределительных сетей.При выборе электрооборудования рассматривались различные типы оборудования и выбраны те, которые удовлетворяют как в номинальном, так и в аварийном режимах, а также обеспечивают наибольшую надежность электроснабжения. Модернизация оборудования была произведена по следующим направлениям:Установка вакуумных выключателейВВ/TEL-10взамен масляныхВМГ-10 на стороне 10 кВ;Установка элегазовых выключателейВГТ-220II-40/2500 У1 взамен масляных ВМТ-220Б на стороне 220 кВ;Замена разрядников РВС и РВО, на более современные, ограничители перенапряжения нелинейные ОПН;Установка устройств компенсации емкостного тока.Замена силовых трансформаторов новыми, соответствующей мощностиНовое оборудование имеет высокую надежность, по сравнению с замененным, что подтверждается расчетом надёжности энергосистемы. Таким образом, замена оборудования подстанции предприятия «ТП Олекма» более совершенным и надежным, позволила повысить надежность энергоснабжения в целом.СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫПравила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 - 2004 г.г.Баумштейн И.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. М.: Энергоиздат, 1981 г.Конюхова Е. А., Киреева Э. А. Надежность электроснабжения промышленных предприятий. — М.: НТФ “Энергопрогресс”, 2001. — 92 с.; илБудзко И.А., Лещинская В.И. Электроснабжение с/х.- М.: Колос, 2000 г. Будзуко И.Д. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. – М.: Колос, 1985 г.Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок потребителей, М., 2001.Правила пользования электрической и тепловой энергией, изд. 3, М., 1982.СНиП-11-01-95, Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений Андреев В.Л. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991 г.Справочник по проектированию электрических систем./ Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.- М.: Энергия, 1971.- 248 с.; Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980. - 599 с.; Справочник по проектированию электроснабжения/ Под редакцией Ю.Г. Барыбина, JI.E. Фёдорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. --- М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576 с.;Heклeпaeв Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.;ВодяниковМетодика технико-экономического расчета средств электрификации и автоматизации. – М.; МИИСЛ, 1987, Зайнишев А.В., Николаев Н.Я. Методические указания к разделу«Безопасность труда».- Челябинск.: ЧГАУ,-1994 гКачанов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Колос, 1980 г.О составе затрат и единых норм. -М.: Финансы и статистика,Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоиздат, 1987 г.Федоров А.А., Старков Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1987 г.Шабад М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных систем. – Ленинград: Энергоатомиздат, 1985 г.,