Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения

2.2.5 Модель отказов и восстановления для отделителей и короткозамыкателей

Для отделителей и короткозамыкателей составим модель аналогичную разъединителям и проведем подобный расчет. Исходные данные и результаты расчета сведем в таблицу 2.15, 2.16, 2.17.



Таблица 2.15 Статистический ряд внезапных отказов отделителей

X, ч	X, ч	X, ч	X, ч
31377	35695	31623	34179
33786	34416	35974	33762
32653	34130	34558	34679
34579	33325	32455	34091
32231	32471	34825	36149
Т=33848	??3E-05

Таблица 2.16 Статистический ряд времени восстановления отделителей

	восстановление
8,1	5,9	6,1	6,9
7,4	7,8	8,1	7,1
8,9	9,0	10,6	8,8
6,7	10,2	9,2	7,9
9,9	7,0	8,3	6,0
Т=7,98933	?=0,12517

Таблица 2.17 Статистический ряд внезапных отказов короткозамыкателей

X, ч	X, ч	X, ч	X, ч
32430	36893	32685	35326
34920	35570	37181	34895
33749	35275	35718	35842
35739	34443	33544	35235
33312	33560	35993	37362
Т=	34984	??	2,9E-05

Таблица 2.18 Статистический ряд времени восстановления короткозамыкателей

восстановление
8,3	6	6,2	7
7,5	8	8,3	7,2
9,1	9,2	10,9	9
6,8	10,4	9,4	8,1
10,1	7,1	8,5	6,1
Т=8,16	?=0,12255

2.2.6 Модель отказов и восстановления для шин

Рассматриваем два типа шин: питающие шины, идущие от трансформатора к вводному выключателю; секции шины. Так как шины голые то для них применим показательный закон распределения внезапных отказов [8]. Причиной внезапных отказов является воздействие токов короткого замыкания. Расчет произведем аналогично, результаты расчетов сведем в таблицы 2.19, 2.20, 2.21, 2.22.

Таблица 2.19 Статистический ряд внезапных отказов питающих шин

X, ч	X, ч	X, ч	X, ч
760215	856936	768768	867865
1001326	870594	1001022	874998
794916	905950	964405	814378
969966	956631	840253	903270
888089	806707	894381	823804
Т=878224	??1,14E-06

Таблица 2.20 Статистический ряд времени восстановления питающих шин

восстановление
2,1	2,9	2,3	3,5
3,7	3,8	3,8	3,9
3,0	4,3	3,0	3,7
4,4	3,9	4,7	2,4
3,3	3,6	3,1	4,2
Т=3,48353	?=0,28707

Таблица 2.21 Статистический ряд внезапных отказов секций шин

X, ч	X, ч	X, ч	X, ч
760215	856936	768768	867865
1001326	870594	1001022	874998
794916	905950	964405	814378
969966	956631	840253	903270
888089	806707	894381	823804
Т=878224	??1,1E-06



Таблица 2.22 Статистический ряд времени восстановления секций шин

восстановление
2,0	2,7	2,2	3,3
3,5	3,6	3,6	3,7
2,8	4,2	2,8	3,5
4,3	3,7	4,5	2,3
3,1	3,4	2,9	4,1
Т=3,33011	?=0,30029

На основании полученных показателей надежности элементов можно определить надежность всей схемы.

2.3 Расчет надежности схемы электроснабжения

2.3.1 Расчет последовательных соединений

Расчет проведем аналитическим методом. Представляем связи между элементами в виде последовательных и параллельного их соединения, описываем отключение потребителей. Поэтапное эквивалентирование расчетной схемы рис.1.3. из последовательно и параллельно соединенных элементов позволяет оценить показатели надежности схемы электроснабжения. Анализ системы последовательно соединенных, восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом двух условий: первое при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменяются; второе восстановление не ограничено, т.е. любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться.

Для электротехнического оборудования принято выделять

четыре составляющих времени восстановления

=tОБ + tOP + tЛ + tOВ,

где tOБ - время обнаружения; tOP - время организации; tЛ - время ликвидации отказа; tOВ - время опробывания и включения в работу.

Поскольку каждая составляющая представляет собой случайную величину со своим законом распределения, интенсивность восстановления являются величиной не постоянной. Однако на основании теоремы теории восстановления с достаточной точностью можно воспользоваться показательным законом распределения. Интенсивность восстановления определяется по данным статистического ряда Z1...Zn, где Zi - время восстановления после отказа. Интенсивность восстановления

(2.20)

Интенсивность восстановления всех элементов схемы была рассчитана в предыдущем разделе.

Для системы из n последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказав цепи, может быть найдена по выражению

(2.21)

Среднее время безотказной работы последовательной цепи

ТСР = 1/. (2.22)

Среднее время восстановления

СР (2.23)

Вероятность безотказной работы системы из n последовательно соединенных элементов на интервале времени от 0 до t0

P=e -t (2.24)

Коэффициент готовности

(2.25)

При расчете учитываем, что сами шины и вводные выключатели на 6 и 10 кВ одинаковые, и будем рассматривать надежность электроснабжения по одному из низших напряжений, упростим исходную схему рис.2.1. до расчетной рис.2.2.

Рассчитаем последовательные звенья схемы, представленной на рис.3. Так как схема состоит из двух одинаковых в отношении надежности параллельных ветвей, то проведем расчет только для одной ветви. Упростим схему для этого каждую последовательную цепочку элементов заменим на эквивалентный в отношении надежности элемент Э1 иЭ2 см рис.2.3. Тогда заменим последовательно соединенные элементы: Л1.1, Л1.2, Р1, О1, КЗ1, Т1.1, Т1.2, Ш1, В1.1, В1.2, Ш3 на эквивалентный элемент Э1 см рис.2.3. Характеристики надежности данного элемента определим по выражениям (2.21)-(2.25).

Интенсивность отказов

?=l/ТЛ1.1+l/ТЛ1.2+1/ТР1+1/ТО1+1/ТКЗ1+1/ТТ1.1+1/ТТ1.2+1/ТШ1+

1/ТВ1.1+1/ТВ1.2+1/ТШ3=5.8/1699440 +5.8/2899560+1/61320+

+1/33848+1/34984 +1/40974 +1/56209 +1/878224 +

+1/11212 +1/13320 +1/878224=0.000289 , ч-1.



Рис. 2.1. Схема электроснабжения в отношении надежности



Рис. 2.2. Упрощенная схема электроснабжения в отношении надежности



Рис.2.3. Эквивалентная схема

Рис. 2.4. Преобразованная эквивалентная схема

Среднее время безотказной работы последовательной цепи

ТСР = 1/=1/0.000289=3460, ч.

Среднее время восстановления



Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления

.

Коэффициент готовности

.

Секционный выключатель, представленный в отношении надежности как два последовательно включенных элемента заменим на один эквивалентный Э2 см. рис.2.3., и произведем его расчет.

Интенсивность отказов

?=1/ТВ3.1+1/ТВ3.2=1/10516 +1/12350=0.000176 , ч-1.

Среднее время безотказной работы последовательной цепи

ТСР = 1/=1/0.000176=5679, ч.

Среднее время восстановления

Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления



.

Коэффициент готовности

.

Далее определим параметры последовательного соединения элементов Э1 и Э2 по выражениям (2.21)-(2.25)

Интенсивность отказов

=1/ТЭ1+1/ТЭ2=1/3460 +1/5679=0.000465 , ч-1.

Среднее время безотказной работы последовательной цепи

ТСР = 1/=1/0.000465=2150, ч.

Среднее время восстановления

.

Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления

.



Коэффициент готовности

Схема преобразуется к виду, представленному на рис.2.4.

2.4 Учет резервирования

Анализ систем параллельно соединенных восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом четырех условий [9]:

резервный элемент работает в нагруженном режиме;

восстановление отказавших элементов не ограниченно;

во время восстановления в элементах не могут возникать вторичные отказы;

совпадение моментов наступления двух различных событий считаем практически невозможным.

Интенсивность отказов каждого из элементов i найдена в предыдущем расчете. Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления

Определим вероятности каждого из четырех состояний для стационарного режима. Система может находиться в четырех состояниях, три из которых являются работоспособными, четвертое - отказ:

оба элемента работают;

отказал первый элемент;

отказал второй элемент;

отказали оба элемента.

Вероятность первого состояния

Вероятность второго состояния

Вероятность третьего состояния

Вероятность четвертого состояния

Коэффициент готовности системы

КS = p1 +p2 +p3 .

Коэффициент простоя системы

RS = p4.

Определив коэффициент простоя, коэффициент готовности найдем как

КS = 1 - p4.

Вероятность четвертого состояния

Коэффициент готовности

КS = 1 - p4 = 1-0,000032=0,999968

Интенсивность отказа системы из двух взаиморезервирующих элементов

S = Э3 RЭ3 + Э12 RЭ12 = 0,000289(1-0,996)

+0,000465(1-0,9924)=0,00000469.

Среднее время безотказной работы системы

ТСРS = 1/S = 1/0,00000469=213219 ч.

Для большей части элементов электрических систем отношения /=10-3...10-4, поэтому в пределах t 4...5tB справедливо соотношение

S = Э3 +Э12= 0,07+0,06 = 0,13.

Поскольку ограничение на восстановление не вводилось, то



ч.

Таким образом, результаты вычислений показывают, что существующая схема подстанция "Южная" обладает достаточной надежностью.

3. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

3.1 Общие положения

В данной части проекта рассматривается экономическое обоснование технических решений и организационных вопросов. Решения должны носить комплексный характер, отражающий связь организационно-технических вопросов с результатами, полученными на основании технико-экономических расчетов. Надежная работа систем электроснабжения невозможна без организации грамотной, рациональной эксплуатации, и четко поставленного, своевременного обслуживания оборудования.

К вопросам организации и управления процессом эксплуатации проектируемого объекта относятся следующие разделы: грамотная организация технического обслуживания и ремонта электрических сетей; организация к планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции; организация технического обслуживания и ремонта электрических аппаратов напряжением до 1000 В; контроль за качеством ремонта и технического обслуживания электрического оборудования и систем электроснабжения; организация и планирование работы электрослужбы предприятия. Большую важность для будущего имеет правильная организация контроля нал состоянием электрического оборудования - накопление статистических данных. На каждую единицу оборудования, должно быть, заведена карта, в которой фиксируются время, продолжительность простоя и причина отказа, записываются результаты испытаний, проводимых по графику и после ремонтов.

3.2 Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции

Рассмотрим организацию и планирование технического обслуживания аппаратуры высокого напряжения подстанции. Этот вопрос включает в себя несколько разделов.

3.2.1 Расчет затрат труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта

Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами - мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных. В Липецких электрических сетях, к которым относится подстанция "Южная" в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта, в которой указаны состав бригады, основные затраты на ремонт, меры безопасности, последовательность операций, контрольные параметры. Для примера в табл1,2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ-10, которые установлены в ЗРУ подстанции, по затратам труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий приведены в табл.3.1,3.2.

Таблица 3.1 Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ-10

Состав бригады	Трудозатраты
Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) - 1 чел Эл. слесарь 3 р. (член бригады) - 1 чел	На один выключатель с приводом 24 челчас.

Таблица 3.2 Затраты основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя

Материалы и запасные части	Кол-во
Смазка литол	0,1 кг
Машинное масло	0,2 кг
Трансформаторное масло	15 л
Шлифшкурка	0,25 см2
Ветошь	1 кг
Салфетки	2 шт.
Краска красная, желтая, зеленая, серая	1 кг
Кисть	2 шт.
Растворитель	0,25 л
Наконечник контактного стержня	3 шт.
Розеточный контакт в сборе	1 шт.
Ламель контактного контакта	1 шт.
Дугогасительная камера	1 шт.
Подвижной стержень	1 шт.
Стекло маслоуказателя	1 шт.
Нижнее кольцо дугогасительной камеры	3 шт.
Прокладка маслоказателя	3 шт.
Пружина розеточного контакта	5 шт.

3.2.2 График проведения технических обслуживаний и ремонтов

Оборудование подстанций работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала. Подстанции не имеющие постоянного дежурного персонала подвергаются осмотру не реже чем раз в месяц. На подстанции "Южная" постоянно находится дежурный персонал, который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графика. Внеочередные осмотры оборудования подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит. Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ. Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции "Южная" приведены табл. 3.3.



Таблица 3.3 График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования

Наименование оборудования	Сроки текущих ремонтов	Сроки капитальных ремонтов	Примечание
Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН	Ежегодно		Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями
Системы охлаждения Д, ДЦ и Ц трансформаторов.	Ежегодно	При ремонтах трансформаторов
Масляные выключатели:	У-ВМПП-10, ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э, 1 р 3-4 г.;	1 раз в 6-8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период. Число отключений К.З.любой из фаз выключателями 10-35-110-220 кВ, после которых они выводятся в ремонт: Масляные выключатели ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э 15раз
Отделители и короткозамыкатели	2 раза в год	1 раз в 2-3 года	Текущие ремонты ежегодно весной и осенью
Разъединители и заземляющие ножи	ЛР 1 раз в 3-4 года	1 раз в 6 лет	Шинные разъединители по мере необходимости
Остальные аппараты РУ		По мере необходимости, по результатам проф. испытаний

3.2.3 Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте

При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ, составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации. Рассмотрим порядок производства работ при проведении капитального ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ-10, ВМП-10, установленных на подстанция табл.3.4.

Таблица 3.4 Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП-10.

№ п/п	Операция
1	Оформление распоряжения на работу. Допуск бригады на выключатель
2	Подготовка инструмента, материалов, запасных частей к работе.
3	Осмотр выключателя и выявление дефектов
4	Слив масла из полюсов с одновременной проверкой работы маслоуказателей
5	Разборка полюсов, ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер, розеточных контактов, подвижных стержней, механизмов полюсов, ламелей розеточных контактов, наконечников контактных стержней, нижних колец дугогасительных камер.
6	Сборка полюсов выключателя.
7	Регулировка полюсов выключателя. Снятие механических параметров.
8	Замер переходного сопротивления выключателя.
9	Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки.
10	Залив трансформаторного масла.
11	Осмотр и при необходимости ремонт выключателя.
12	Регулировка привода и замер его механических параметров.
13	Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки, и вкатывающего механизма тележки.
14	Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки тележки.
15	Зачистка и смазка втычных контактов выкатной тележки.
16	Регулировка выключателя с приводом, снятие скоростных характеристик.
17	Проведение высоковольтных испытаний выключателя.
18	Проверка работы выключателя от устройств РЗА.
19	Покраска ошиновки выключателя.
20	Уборка рабочего места.
21	Оформление окончания работы.

Подстанция "Южная" входит в состав и обслуживается предприятием Липецкие электрические сети. Липецкие электрические сети входят в состав акционерного общества энергетики и электрификации «Липецкэнерго». В зоне обслуживания пять административных районов Липецкой области: Липецкий, Грязинский, Добровский, Добринский, Усманьский, а также города Липецк и Грязи. На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций - служба подстанций. В настоящее время в службе подстанций 76 подстанций напряжение 35-110-220 кВ. Численность работников службы подстанций к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 180 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию. В таблице 3.5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы - повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии а также надбавку за разъездной характер работы.

Таблица 3.5 Штатное расписание службы подстанций

Должность	Кол-во	Система оплаты труда	Оклад	Премия	Итого
Начальник службы	1	Повременая-премиальная	2933 р	75 %	5133
Зам. нач. службы	1	Повременая-премиальная	2327 р	75 %	4072
Начальник группы подстанций	11	Повременая-премиальная	2428 р	75 %	4249
Инженер службы	1	Повременая-премиальная	1786 р	75 %	3126
Мастер службы	3	Повременая-премиальная	1889 р	75 %	3306
Эл.монтер подстанции	117	Повременая-премиальная	1580 р	40 %	2212
Эл.слесарь по ремонту РУ 5 разряда	15	Повременая-премиальная	1615 р	85 %	2988
Эл.слесарь по ремонту РУ 4 разряда	10	Повременая-премиальная	1403 р	85 %	2596
Эл.слесарь по ремонту РУ 3 разряда	7	Повременая-премиальная	1258 р	85 %	2327
Водитель службы	9	Повременая-премиальная	1353 р	72 %	2327
Уборщица служебных помещений	5	Повременая-премиальная	697 р	45 %	1011

3.2.4. Сетевое планирование

В управлении и организации ремонтных работ большое значение имеет правильное их планирование. В этом существенно может помочь сетевое планирование, которое является простым и наглядным инструментом позволяющим учитывать все резервы и оптимизировать работы.

В данном разделе приведен экономический расчет ремонта трансформатора с использованием метода сетевого планирования и управления. Важнейшим этапом при использовании метода сетевого планирования и управления является построение сетевого графика, когда необходимо учесть последовательность событий а так же все логические связи между ними. В данном случае построен сетевой график рис. 3.1. ремонта трансформатор без учета ограничений на трудовые ресурсы. Использована сетевая модель в терминах работ и событий. Здесь использованы данные по силовому трансформатору типа ТМ-100/10, который используется на подстанции «Южная» как трансформатор собственных нужд. Ремонт таких не больших трансформаторов в Липецкие электрические сети проводят своими силами на базе ремонтного цеха.

Исходными данными являются типовые нормы времени [10] на ремонт силового трансформатора мощностью 100 кВА, данные приведены в табл.3.6.

Каждому номеру операции соответствует своя работа. Обозначение операций и соответствующих работ приведено в табл.3.6.

Использование сетевых графиков при планировании ремонта электрооборудования подстанции уменьшить затраты времени и трудовых ресурсов.

Рис.3.1. Сетевой график ремонта силового трансформатора

- действительная работа;

- n-е событие;

ожидание.

Таблица 3.6 Типовые нормы времени на ремонт силового трансформатора типа ТМ-100/10

Номер Операции	Наименование операции	Профессия	Разряд работы	Норма времени, чел-ч
1	Слив масла из трансформатора (самотёком)	Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов	2	2,23
2	Разборка трансформатора	Электромонтёр по ремонту электрооборудования	3	6,67
3	Промывка и очистка деталей трансформатора	Мойщик	1	5,51
4	Ремонт указателя уровня масла	Электромонтёр по ремонту электрооборудования	3	0,24
5	Ремонт переключателя напряжения		3	0,6
6	Ремонт изоляторов		3	1,12
7	Намотка катушки	Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов	3	10,8
8	Пропитка катушки лаком и сушка до и после пропитки		2	0,32
9	Сборка трансформатора	Электромонтёр по ремонту электрооборудования	3	21,5
10	Заполнение трансформатора маслом		2	1,56
11	Окраска трансформатора	Маляр	2	0,43

Каждому номеру операции соответствует своя работа.

Таблица 3.7 Обозначение работ

№ операции	Обозначение работы	№ операции	Обозначение работы
1	1-2	8	8-9
2	2-3	9	9-10
3	3-4	10	10-11
4	4-5	11	11-12
5	4-6	12	5-9
6	4-7	13	6-9
7	4-8	14	7-9



Формулы расчёта временных параметров сетевых моделей представлены ниже.

Ранний срок начала работы - суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих к данной работе от исходного события:

.

Ранний срок окончания работы - сумма раннего срока начала и продолжительности работы

,

где i-j-продолжительность работы - оценка времени выполнения работы, полученная расчётным путём.

Поздний срок начала работы - разность позднего срока окончания и продолжительности работы

.

Поздний срок окончания работы - разность между продолжительностью критического пути и суммарной продолжительностью работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих от данного события (конца работы) к завершающему событию

.

Полный резерв времени работы - величина резерва времени максимального из путей, проходящих через данную работу

.

Свободный резерв времени работы - максимальное время, на которое можно увеличить продолжительность работы, не изменяя при этом ранних сроков начала последующих работ при условии, что непосредственно предшествующее событие поступило в свой ранний срок

.

Таблица 3.8 Расчёт продолжительности путей сетевого графика

№	Номера событий, через которые проходит путь	Продолжительность, ч
1	1+2+3+7+8+9+10+11	(L1)=2,23+6,67+5,51+10,8+0,32++21,5+1,56+ +0,43=49,02
2	1+2+3+4+12+9+10+11	(L2)= 2,23+6,67+5,51+0,24+21,5+1,56+ +0,43=38,14
3	1+2+3+5+13+9+10+11	(L3)= 2,23+6,67+5,51+0,6+21,5+1,56+0,43=38,5
4	1+2+3+6+14+9+10+11	(L4)= 2,23+6,67+5,51+1,12+21,5+1,56+ +0,43=39,02

Продолжительность критического пути кр - суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном пути между исходным и завершающим событием, равном 49,02 ч.

Таблица 3.9 Результаты расчета параметров сетевого графика

Операция	Работа
1	1-2	2,23	0	2,23	0	2,23	0	0
2	2-3	6,67	2,23	8,9	2,23	8,9	0	0
3	3-4	5,51	8,9	14,41	8,9	14,41	0	0
4	4-5	0,24	14,41	14,65	14,41	14,65	0	0
5	4-6	0,6	14,41	15,01	14,41	15,01	0	0
6	4-7	1,12	14,41	15,53	14,41	15,53	0	0
7	4-8	10,8	14,41	25,21	14,41	25,21	0	0
8	8-9	0,32	25,21	25,53	25,21	25,53	0	0
9	9-10	21,5	25,53	47,03	25,53	47,03	0	0
10	10-11	1,56	47,03	48,59	47,03	48,59	0	0
11	11-12	0,43	48,59	49,02	48,59	49,02	0	0
12	5-9	0	14,65	14,65	25,53	25,53	10,88	10,88
13	6-9	0	15,01	15,01	25,53	25,53	10,52	10,52
14	7-9	0	15,53	15,53	25,53	25,53	10,00	10,00

3.3 Экономическая эффективность электрической системы

Произведем расчет экономической эффективности проектируемой электрической системы на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, с учётом, что все новые электросетевые объекты сооружаются единовременно в течение одного года. Следовательно, не учитывается распределение затрат во времени.

Определяем следующие технико-экономические показатели:

- капитальные вложения;

- издержки эксплуатации.

На их базе осуществляется технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых электрических систем и выбор из них наилучшего.

При определении капитальных вложений и издержек эксплуатация используются укрупненные показатели стоимости элементов системы. В данной работе проведено технико-экономическое сравнение силовых трансформаторов подстанции выключателей на 6-10 кВ, рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для этих вариантов.

3.3.1 Экономическое обоснование выбора трансформатора

Для правильного выбора трансформаторов необходимо кроме сравнения технических параметров, представленного в пункте 1.3., провести экономический расчет. Расчет проведем в ценах 1991 года. Так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе трансформаторов. Паспортные данные приведены в табл. 1.3, 1.4.

Приведенные потери мощности для первого варианта

Для второго варианта

Годовые потери электроэнергии для первого варианта

DWгод1 = 8760ЧDP' = 8760Ч297,4 = 2605224 кВтч;

DWгод1 = 8760ЧDP'' = 8760Ч234,6 = 2055096 кВтч.

Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов

Сп1 = DWгод1ЧСа = 2605224Ч0,02 = 52104,4 р,

где Са - стоимость одного кВтч электрической энергии, р.

Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе четырех трансформаторов

Сп2 = DWгод2ЧСа = 2055096Ч0,02 = 41101,9 р.

Капитальные затраты при работе двух трансформаторов

К1 = nК0 = 2Ч117000 = 234000 р,

где К0-капитальные затраты одного трансформатора, р.

Капитальные затраты при работе четырех трансформаторов

К2 = nК0 = 4Ч91000 = 361000 р.

Амортизационные отчисления при работе двух трансформаторов

СА1 = КАЧК = 0,064Ч234000 = 14976 р,

где КАЧ - коэффициент амортизационных отчислений на трансформаторы.

В случае работы четырех трансформаторов

СА2 = КАК = 0,064361000 = 23104 р.

Суммарные годовые потери при работе двух трансформаторов

С1 = СА1 + СП1 = 14976 + 52104,4 = 67080,4 р.

В случае работы четырех трансформаторов

С2 = Са2 + Сп2 = 23104 + 41101,9 = 64205,9 р.

Суммарные приведенные затраты для первого варианта

З1 = aК1 + С1 = 0,25234000 + 67080,4 = 125580,4 р.

При втором варианте

З2 =aК2 + С2= 0,25361000+64205,9=154455,9 р.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, что более выгодно использовать два трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН-25000/110. Этот тип трансформаторов и установлен на подстанции «Южная» в настоящее время.

3.3.2 Экономический эффект при модернизации распределительных устройств

Для повышения надежности работы оборудования и облегчения обслуживания предлагается заменить установленные на подстанции "Южная" в ЗРУ с КРУ 6-10 кВ маломасляные выключатели типа ВМП-10, ВМПЭ-10, на вакуумные типа ВВЭ-10. Как известно вакуумные выключатели имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными масляными и маломасляными выключателями. Они имеют больше ресурс, проще в обслуживании, практически не нуждаются в ремонте.

Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года, так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе.

Приведенные затраты находим по формуле

З=К+И, (3.1)

где = 0,25 - нормативный коэффициент;

К - капиталовложения;

И - издержки.

Для масляного выключателя капиталовложения определяем по формуле

К1 = Ц1 + 0,12Ц1 + 0,03Ц1 =19248+2310+577=22135 р.

При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим 32 установленных на подстанции выключателей, и стоимость материалов.

И1=(З1+З2)12+ИМ =(1400+1180)12+792=31752,

где З1 =1400 - заработная плата одного рабочего;

З2=1180 - заработная плата второго рабочего;

ИМ = СМ mМ n = 85,518=792 р,

где СМ =8 р/кг - стоимость масла, основная составляющая стоимости материалов, необходимых для ремонта;

mМ =5,5 кг - масса масла в выключателе;

n =18 - количество ремонтов

Тогда приведенные затраты находим по формуле (3.1)

З1=К1+И1=0,2522135+31752=37286 р.

Аналогично рассчитаем капитальные затраты для второго варианта установки вакуумного выключателя.

З2=К2+И2=0,2547849+16800=28763 р.

где = 0,25 - нормативный коэффициент;

К2 - капиталовложения;

И - издержки.

Для вакуумного выключателя капиталовложения, включая демонтаж и монтаж, определяем по формуле

К2=Ц2 + 0,12Ц 2+ 0,03Ц2+ СД =40270+4832+1208+1539=47849 р,

где СД = 0,08Ц1 - стоимость демонтажа.

Так как вакуумные выключатели не нуждаются в ремонте в течении всего срока службы, и необходимо проводить только осмотры [11], то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.

И2=З112+ИМ =140012=16800,

где З1 =1400 - заработная плата рабочего 3 разряда;

При эксплуатации вакуумных выключателей отсутствуют расходы на масло.

Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод, что приведенные затраты на установку и эксплуатацию вакуумных выключателей меньше чем для маломасляных, и хотя стоимость вакуумных выключателей превосходит стоимость маломасляных выключателей их замена будет иметь явный технический эффект и потому являются целесообразной.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность производства

4.1.1 Заземление подстанции

Одной из основных мер обеспечивающих безопасность работ в электроустановках является защитное заземление. Мероприятия от прикосновения к частям нормально не находящимся под напряжением, но оказавшимся под напряжением являются надежные заземления корпусов электрооборудования и конструктивных металлических частей электроустановок.

К заземлениям подстанций предъявляются особые требования [12]. Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии по ПТЭ и ПУЭ [13]. Расчет сопротивления заземлителя проводится в следующем порядке:

Устанавливается необходимое по ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства;

Определяется расчетное удельное сопротивление грунта расч. С учетом повышающих коэффициентов учитывающих высыхание грунта летом и промерзание зимой;

Определяется расчетное сопротивление растеканию одного вертикального электрода RВО;

Определяется примерное число вертикальных заземлителей n при предварительно принятом коэффициенте использования В ;

Определяется сопротивление растеканию горизонтальных электродов RГ;

Уточняется необходимое сопротивление растеканию вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединений;

Уточняется число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования.

Сопротивление заземляющего устройства в электроустановках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю не должно превышать 0,5 Ом. В нашем случае нужно рассчитать контурный заземлитель подстанции с следующими данными. Грунт в месте сооружения подстанции - ил и песок мелкий влажный средней плотности. Климатическая зона - третья. Дополнительно в качестве заземления используется система трос-опора с сопротивлением заземления 1,3 Ом. Так как для стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления 0,5 Ом, проверим величину сопротивления заземления для стороны 10 кВ.

В сетях с незаземленной нейтралью заземляющее устройство заземлений подстанций высокого напряжения должно иметь сопротивление

Ом,

где UРАСЧ - расчетное напряжение принимаем 125 В, так как заземляющее устройство используется также и для установок подстанции напряжением до 1000 В;

IРАСЧ - полный ток замыкания фазы на землю.

Таким образом, в качестве расчетного принимается сопротивление r3 = 0,5 Ом.

Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом использования системы трос - опора. Это сопротивление Rn можно вычислить следующим образом

См;

Ом,

где rC - сопротивление системы трос - опора.

Рекомендуемое для предварительных расчетов удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя для нашего грунта составляет 30 Омм. Повышающие коэффициенты Кr и КВ равны соответственно 3,5 и 1,5. Определяются из таблиц [14] для горизонтальных протяженных электродов при глубине заложения 0,8 м и для вертикальных электродов при глубине заложения вершины 0,5..0,8 м. В качестве вертикальных электродов применяются электроды, изготовленные из круглой стали диаметром 12 мм, длиной 5 м с одним отточенным концом. К ним присоединяются горизонтальные электроды - полосы 304 мм2, приваренные к верхним концам вертикальных. Расчетное удельное сопротивление для горизонтальных электродов

расч.г = Кггр=3,530=105 Омм;

расч.в = Квгр=1,530=45 Омм,

где гр - удельное сопротивление грунта.

Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода при погружении ниже уровня земли на 0,8 м

Где l - длина вертикального электрода, равняется 5 м;d - диаметр вертикального электрода, равный 0,012 м;

t - геометрический параметр, в данном случае равный l/2+0,8 ,м.

Таким образом

t= l/2+0,8= 5/2+0,8=3,3 м;

Определим примерное число вертикальных электродов при предварительном коэффициенте использования, принятом равным в = 0,6

.

Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе электродов порядка 20 и отношении между расстояниями между вертикальными электродами и их длиной, равном 1 равен по таблицам в=0,27.

Сопротивление растеканию полосы по периметру контура (l=296,4) равно

Ом,

где в = 30 мм - ширина полосы.

Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использования в=0,47, принятого при числе электродов порядка 20 и отношении расстояний между вертикальными электродами и их длине равном 1.

Окончательно принимаем 22 вертикальных электрода. Все соединения элементов заземляющих устройств, в том числе и пересечения, выполняются сваркой внахлест. У входов и выходов на территорию ОРУ должно быть обеспечено выравнивание потенциалов путем укладки двух полос на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно. Расстояние от границ заземлителя до забора с внутренней стороны должно быть не менее 3 м. Число и месторасположения заземлителей представлены на рис.4.1.

4.1.2 Молниезащита подстанции

ОРУ подстанции должно быть надежно защищено от попадания высоких потенциалов в результате грозовых разрядов молнии. Устройства молниезащиты подстанции должны практически полностью исключать такую возможность. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью отдельно стоящих стержневых молниеотводов [15].

Защитное действие молниеотвода основано на том, что во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, и наибольшие напряженности электрического поля создаются на пути между развивающимся лидером и вершиной молниеотвода. Возникновение и развитие с молниеотвода встречного лидера еще более усиливает напряженность поля на этом пути, что окончательно предопределяет удар молнии в молниеотвод. Защищаемый объект более низкий, чем молниеотвод, будучи расположен поблизости от него, оказывается заэкранированным молниеотводом и встречным лидером и практические может быть поврежден молнией [16].



Рис. 4.1. Место расположения заземлителей на территории подстанции

Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты, т.е. пространством вблизи молниеотвода, вероятность попадания в которое не превышает заранее определенное малое значение.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус рис. 4.2. с вершиной на высоте h0< h, сечение которого на высоте hX имеет радиус rX. .

Граница зоны защиты находится по формулам

h0 = h 0,85;

.

Вероятность прорыва молнии не превышает 0,005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0,05, что вполне удовлетворяет потребностям практики, так как для объектов менее 30 м число разрядов в год менее 0,1 и объект будет поражаться молнией в средне не чаще 1 раз в 200 лет, границы зоны защиты находятся по формулам

h0 = h 0,92;

.

Зона защиты двух молниеотводов, находящихся на расстоянии, менее 35 h, расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов рис. 4.3. Возникает дополнительный объем защиты, обусловленный совместным действием двух молниеотводов. Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами



Рис. 4.2. Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода

Рис. 4.3. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

при вероятности прорыва РПР = 0,005

h0 при l<h;

hmin =h0 -(0,17+310-4h)(l-h) при l>h;

rX при l<h;

dX =r0(hmin-hX)/hmin при l>h;

при вероятности прорыва РПР = 0,005

h0 при l<h1,5;

hmin =h0 -0,14(l-1,5h) при l>h1,5;

rX при l<h1,5;

dX =r0(hmin-hX)/hmin при l>h1,5;

где r0 - зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли.

Если расстояние l превышает 3h (РПР = 0,005) и 5h (РПР = 0,05), каждый молниеотвод следует рассматривать как одиночный. Несколько близко расположенных молниеотводов образуют многократный молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защит ближайших молниеотводов. При этом принимается, что зона защиты имеет вероятность прорыва как у зоны взятых попарно молниеотводов.

Для установки молниеотводов целесообразно использовать все высокие сооружения, расположенные на территории и вблизи подстанции. Поэтому на подстанции "Южная" молниеотводы установим рис. 4.1. на порталах ЛЭП 110 кВ - два молниеотвода высотой 17 м, на углах крыши камер трансформаторов - два высотой 17м и на крыше ЗРУ - два высотой 14м. Эти молниеотводы обеспечивают многократное экранирование ОРУ и здания ЗРУ подстанции.

Проверим зону защиты молниеотвода для самой высокой и уязвимой точки подстанции - середины крыши камер первого и второго трансформаторов.

где h0 вычисляется в зависимости от требуемой ширины зоны защиты:

м

Видно, что высота молниеотводов превосходит минимально допустимую.

4.2 Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях

4.2.1 Устойчивость

Под устойчивостью работы объекта понимается его способность выполнять свои функции в установленных объемах и нормах, в условиях воздействия оружия массового поражения и других средств нападения противника, а также приспособленность этого объекта к восстановлению в случае повреждения.

Мероприятия по обеспечению устойчивости работы объекта, прежде всего, должны быть направлены на защиту рабочих и служащих от оружия массового поражения и других средств нападения противника; они тесно связаны с мероприятиями по подготовке и проведению спасательных и неотложных аварийно-спасательных работ в очагах поражения.

К основным мероприятиям, обеспечивающим повышение устойчивости работы объекта, относятся [17]:

- защита рабочих и служащих от воздействия оружия массового поражения;

- повышение прочности и устойчивости важнейших элементов объекта и совершенствование технологического процесса;

- повышение устойчивости материально-технического снабжения;

- повышение устойчивости управления объектом;

- разработка мероприятий по уменьшению вероятности возникновения вторичных факторов поражения и ущерба от них;

- подготовка к восстановлению производства после поражения объекта.

4.2.2 Работа подстанции "Южная" в случае получения сигнала воздушная тревога

Подстанция 110/10/6 "Южная" является важным объектом электроснабжения. Она снабжает потребителей первой и второй категории. С подстанции "Южная" через центральный распределительный пункт городских электросетей запитана вся центральная часть города, большинство тяговых подстанций городского электротранспорта, важный объект электроснабжения Станкозавод. Поэтому подстанция должна поддерживаться в рабочем состоянии в любых условиях.

Оперативный персонал подстанции специально обучен действиям в случае подачи согнала воздушной тревоги, стихийных бедствий. В числе документов хранящихся на подстанции обязательно присутствует инструкция по светомаскировке данного объекта.

Сигнал воздушной тревоги подается в случае непосредственной угрозы нападения противника. По этому сигналу должны быть приняты меры светомаскировки.

Есть определенный перечень предприятий которые, по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы. К таким объектам и общественные зданиям относятся:

операционные больниц и госпиталей, помещения неотложной помощи, анестезии и реанимации;

узлы связи, городской телеграф, междугородние телефонные станции, городские АТС общего пользования;

радиостанции, телевизионные центры, центральные и опорные усилительные станции радиотрансляционных сетей;

районные котельные с паровыми котлами давление более 0,7 кгс/см2 и водогрейными котлами с теплоносителем температурой более 1150С;

главный и районные водопроводные насосные станции и канализационные насосные станции, не имеющие аварийного выпуска;

диспетчерские пункты энергосистемы, электросетевых предприятий и районов электрических сетей;

объекты Министерства обороны РФ;

объекты Министерства гражданской авиации;

объекты газопровода и нефтепровода "Дружба";

общественные здания администрации, прокуратуры;

другие объекты по указанию местной администрации.

Предприятия и промышленные объекты, которые по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы, должны ввести в действие график безаварийной остановки. График безаварийной остановки цеха должен предусматривать:

получение сигнала воздушная тревога;

оповещение;

остановка и местное выключение станков и оборудования на рабочих местах;

выключение нагревательных печей, перекрытие подачи газа, снятие напряжения со щитов питания и шинных мостов;

эвакуация в укрытие;

другие мероприятия по усмотрению начальника цеха.

Мероприятия по светомаскировки по сигналу воздушная тревога в рабочее время производится под руководством начальников служб, отделов, цеха и районных электрических сетей.

Получение сигнала воздушная тревога и передача его в операционную диспетчерскую службу должно занимать не более трех минут.

Линии электропередачи и подстанции 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, 6-10 кВ по сигналу должны оставаться под напряжением (в рабочем состоянии).

Световую маскировку населенных пунктов и объектов народного хозяйства следует осуществлять электрическим, технологическим и механическим способом.

Электротехническим способом - отключение (снятие напряжения с ЛЭП наружного освещения);

Технологический - применяется на предприятиях горячих цехов, коксовых печей, при грануляции шлаков;

Механический - для светомаскировки оконных проемов, лестничных маршей должны применяться следующий устройства: раздвижные и подъемные шторы из тканевых и полимерных материалов, щиты ставни и экран из рулонных и листовых материалов.

Наружное освещение на всех объектах предприятия при получении сигнала воздушная тревога должно отключиться. Отключение наружного освещения возлагается на дежурный персонал.

Диспетчерские пункты, операционный пункт управления подстанций, рабочие кабинеты руководящего и начальствующего состава обеспечивают светомаскировку путем зашторивания оконных проемов и выключения некоторой части осветительных ламп.

Выполнение мероприятий по светомаскировке дежурным персоналом не должно превышать 5 минут.

Ответственный за состояние светомаскировки на предприятии - главный инженер.

Ответственные в службах отделах, цехе и районных электрических сетях - их первые руководители.

Контроль над состоянием светомаскировки и оказание помощи в проведении мероприятий возлагается на начальника штаба гражданской обороны предприятия.

Состояние оборудования светомаскировки и знание обязанностей персонала проводится периодически, но не реже 1 раза в год и их состояние отражается в отчетных документациях по гражданской обороне.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перед энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному расходованию электрической энергии. Большое значение приобретает внедрение прогрессивных и рациональных решений в области электроснабжения. Это возможно только при правильном расчете режимов электропотребления и выборе элементов системы электроснабжения, линий электропередач, питающих и распределительных сетей. Выбор всех эти элементов производится на основании электрических нагрузок, поэтому верное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании. На основании электрических нагрузок выбирается место расположения подстанции. Правильное размещение понижающей подстанции позволяет существенно снизить потери электрической энергии.

В данной работе проведен анализ работы подстанции «Южная» и произведен выбор электрооборудования необходимого для работы. При выборе числа трансформаторов было оценено два варианта и выбран наилучший по экономическим показателям - вариант установки двух трансформаторов ТДТН 40000/110. Выбор сечения проводов произведен по экономической плотности тока, но наиболее точные результаты можно получить, используя метод экономических интервалов. При выборе электрооборудования рассматривались различные типы оборудования, и выбраны те, которые удовлетворяют, как в номинальном, так и в аварийном режимах. Рассмотрен вариант замены маломасляных выключателей вакуумными. Произведено определение надежности электроснабжения данной подстанции и вероятность отказа оборудования. Результаты вычислений показывают, что существующая схема подстанция "Южная" обладает достаточной надежностью. Среднее время безотказной работы системы составляет 24,3 г. Система имеет коэффициент стационарной готовности равный 0,999968.

В экономической части работы рассмотрены вопросы рационального обслуживания и эксплуатации электрооборудования. На примере ремонта трансформатора собственных нужд подстанции был представлен метод сетевого планирования при организации ремонтных работ. Произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов установки трансформаторов.

Таким образом, в данном курсовом проекте были рассмотрены все основные вопросы эффективной работы подстанции. Полученные знания пригодятся для дальнейшей работы на предприятии.

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ОРУ - открытое распределительное устройство.

ЛЭП - линия электропередач.

ЦЭН - центр электрических нагрузок.

ЦРП - центральный распределительный пункт.

РП - распределительный пункт.

КТП - комплектная трансформаторная подстанция.

РПН - регулировка под напряжением.

ВН - напряжение на высокой стороне.

СН - напряжение на средней стороне.

НН - напряжение на низкой стороне.

ПБВ - переключение без возбуждения.

АПВ - автоматическое повторное включение.

ОД - отделитель.

КЗ - короткое замыкание.

ЗРУ - закрытое распределительное устройство.

ЭДС - электродвижущая сила.

КРУ - комплектное распределительное устройство.

ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

Схема электрических соединений подстанции «Южная» А1

Картограмма активных нагрузок А1

Расчет токов короткого замыкания А1

Выбор оборудования и результаты расчета надежности А1

Расчет надежности электроснабжения А1

Заземление подстанции "Южная" А1

Молниезащита подстанции "Южная" А1

Сетевое планирование ремонта трансформатора А1

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.-352 с.

2. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1984.-472с.

3. Крючков И.П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергия, 1978. - 456 с.

4. Ульянов С.А. Короткие замыкания в электрических системах. - М.: Госэнергоиздат, 1952. - 280 с.

5. Баптиданов Л.Н., Тарасов В.И. Электрооборудование электрических станций и подстанций. - М.: Госэнергоиздат, 1960. - 408 с.

6. Гук Ю.Б. Основы надежности электроэнергетических установок. - Л.: ЛГУ, 1980 - 478 с.

7. Овчаренко А.С., Рабинович М.Л. Технико-экономическая эффективность систем электроснабжения промышленных предприятий. Киев.: Техника, 1977. - 172 с.

8. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. - Л.: Энергоатомиздат, 1988. - 224 с.

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

10. Синягин А.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 448 с.

11. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудовние станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

12. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. - М.: Энергия, 1979. - 408 с.

13. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 634 с.

14. Электротехнический справочник. - М.: Энергия, 1964.-758 с.

15. Блок В.М., Обушев Г.К., Паперно Л.Б.. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.

16. Базукин В.В., Ларионов В.П. Пинталь Ю.С. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 464 с.

17. Атаманюк В.Г., Ширшев АГ., Акинмов Н.И. Гражданская оборона. - М.: Высш. шк., 1986. - 207 с.