Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра СЭСП

Контрольная работа по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация систем электроснабжения»

Факультет: ФЭН

Группа: ЭЭМз-91

Студент: Белосветов А.В.

Преподаватель: Родыгина Светлана Викторовна

Вариант: 2

Дата выполнения: 29.05.2020

Новосибирск 2020



Оглавление

Введение

Исходная информация

1. Выбор основных элементов схемы

1.1Выбор проводов ВЛЭП

1.2Выбор оборудования ОРУ

1.3 Выбор трансформаторов ГПП

2. Расчет капиталовложений в схему электроснабжения

2.1 Стоимость линий электропередачи

2.2 Стоимость подстанции

3. Расчет текущих издержек

3.1 Эксплуатационные издержки на амортизация и обслуживание

3.2 Издержки на покрытие потерь электроэнергии

4. Сравнение вариантов электропитания объекта

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

1. Эксплуатация кабельных линий электропередачи

1.1 Осмотр кабельных линий

1.2 Профилактические измерения и испытания

1.3 Маркировка кабельных линий

1.4 Определение мест повреждения

1.5 Допустимые нагрузки при эксплуатации

1.6 Ремонт кабельных линий

1.7 Учет неисправностей и паспортизация КЛ

Заключение

Список использованных источников



Введение

Современные промышленные объекты потребляют большое количество электрической энергии. Кроме того, системы электроснабжения промышленных предприятий часто обеспечивают отпуск электроэнергии сторонним потребителям в районе своего размещения. Таким образом, на базе промышленных предприятий формируются крупные нагрузочные узлы. Одной из наиболее важных задач при проектировании системы электроснабжения таких объектов является принятие обоснованных решений по формированию системы внешнего электроснабжения. При этом решаются различные вопросы: выбор источника питания и напряжения питающих электрических сетей, обоснование схемы и конструктивного исполнения подстанции предприятия и т.д.

Целью данной работы является приобретение навыков решения практических задач по выбору и технико-экономическому обоснованию (ТЭО) схемы внешнего электроснабжения нагрузочного узла, сформированного на базе крупного промышленного объекта.

В ходе работы будут получены специальные знания по решению базовых задач проектирования систем внешнего электроснабжения предприятий, а также рассмотрены характеристики, назначение и условия выбора основного высоковольтного электрооборудования.



Исходная инфомарция

Общие исходные данные:

· Категории потребителей по надёжности электроснабжения - I и II;

· Нормативный коэффициент р_норм = 0,12;

· Стоимость потерь электроэнергии в = 1,1 руб/кВт•ч;

· Коэффициент инфляции (к ценам до 1991 г.) - 50.

Исходные данные для 2-го варианта:

Таблица №1 Исходные данные

Рис. 1. Схема 2. Блок трансформатор-линия с разъединителем и отделителем.



1. Выбор основных элементов схемы

1.1 Выбор проводов ВЛЭП

В качестве проводов воздушных линий электропередачи 35 кВ и выше используются сталеалюминевые провода. В соответствии с ГОСТ выпускаются сталеалюминевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК. Провод марки АС состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок. Провод предназначается для ВЛЭП при прокладке их на суше, кроме районов с загрязненным вредными химическими соединениями воздухом. Коррозионно-стойкие провода АСКС, АСКП, АСК предназначены для линий, проходящих по побережьям морей, соленых озер и в промышленных районах с загрязненным воздухом.

Сечение провода выбирается по условию нагрева в нормальном режиме и по экономической плотности тока.

Одним из основных условий выбора проводов воздушных линий электропередачи является условие нагрева в нормальном режиме:

(1.1)

где - расчетный ток линии, А; - длительно допустимый ток линии, А.

Для определения расчетного тока необходимо воспользоваться следующей формулой:

(1.2)

где - ток в линии в нормальном режиме на пятый год ее эксплуатации, А;

- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы.

Таблица №2 Значения коэффициента

Напряжение, кВ	Коэффициент участия в максимуме энергосистемы K	Значения коэффициента при Tmax , ч
		до 4000	4000…6000	Свыше 6000
35…300	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2

Для ВЛЭП напряжением до 220 кВ принимается равным 1,05 [1].

Ток в линии определяется по следующей формуле:

(1.3)

где число цепей ВЛЭП, суммарная мощность потребителей, МВА; номинальные напряжения источников питания, кВ.

Выбранное сечение провода линии необходимо также проверить по нагреву в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи линии):

(1.4)

где: ток в линии в послеаварийном режиме, А.

Другое важное условие выбора проводов заключается в определении экономического сечения проводника:

(1.5)

где: экономическая плотность тока, А/мм² (согласно табл. №3)

Таблица №3 Экономическая плотность тока

Проводники	Экономическая плотность тока, А/мм2 при числе часов использования максимума нагрузки в год
	от 1000 до 3000	от 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: · медные · алюминиевые	2,5 1,3	2,1 1,1	1,8 1,0

Кроме того, при выборе проводов они проверяются на допустимость по некоторым техническим условиям и ограничениям.

· Минимальное допустимое сечение проводов ВЛЭП по условиям механической прочности, определяемое в зависимости от района по гололеду (табл. №4).

Таблица №4 Минимальное допустимое сечение проводов по механической прочности

Толщина стенки гололеда, мм	Сечение, мм2
До 10 (I район)	35
До 20 (II и III районы)	50
Более 20 (IV и особый районы)	70

· Минимальный диаметр проводов ВЛЭП по условиям короны (табл. №5).

Таблица №5 Минимальный диаметр проводов по условиям короны

Напряжение, кВ	Диаметр, мм (провод)
110	11,4 (АС 70/11)
220	21,6 (АС 240/39)
330	33,2 (АС 600/72)

Воздушные линии электропередачи напряжением до 35 кВ включительно по условию короны не проверяются.

Проверке по допустимой потере напряжения ВЛЭП 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправданно.

Расчет для U_1ном=110 кВ

Определим ток в линии по формуле (1.3):

,

Количеству смен, равному 2, соответствует Т_мах=3000…4500 ч [1, с. 22]. Согласно таблице №2 при соответствующем коэффициенте участия в максимуме энергосистемы К_мах=0,8, примем, что . Определим расчетный ток по (1.2):

,

Согласно условиям (1.1), короны (табл. №5) и механической прочности (табл. №4) выберем провод АС 70/11 с длительно допустимым током, равным Расшифровка: АС - алюминиевая токопроводящая жила, стальной сердечник.

- условие выполняется.

Рассчитаем ток в линии в послеаварийном режиме. Применим формулы (1.3) и (1.2), но количество цепей будет равно единице

,

Согласно условию (1.4) по нагреву в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи линии):

условие выполняется.

Определим экономическое сечение проводника по формуле (1.5). Учитывая материал провода и число использования максимума нагрузки, примем, что (табл. № 3).

,

Провод АС 70/11 удовлетворяет данным условиям.

Расчет для U_2ном=35 кВ

Определим ток в линии по формуле (1.3):

,

Определим расчетный ток по (1.2):

,

Согласно условию (1.1) и условию механической прочности (табл. №4) выберем провод АС 50/8 с длительно допустимым током, равным [2].

- условие выполняется.

Рассчитаем ток в линии в послеаварийном режиме. Применим формулы (1.3) и (1.2), но количество цепей будет равно единице

,

Согласно условию (1.4) по нагреву в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи линии):

условие выполняется.

Определим экономическое сечение проводника по формуле (1.5). Учитывая материал провода и число использования максимума нагрузки, примем, что (табл. № 3).

,

Из вышеприведенных условий выбираем провод АС 120/19.

1.2 Выбор оборудования ОРУ

В качестве основного коммутационного электрооборудования ОРУ в схемах ГПП применяются следующие электрические аппараты: выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели.

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Для ОРУ необходимо применять разъединители наружной установки.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод, который позволяет отключать отделитель автоматически. Включение отделителей производится вручную. Отделители, также как и разъединители, могут иметь заземляющие ножи с одной или двух сторон.

Выбор основного коммутационного оборудования ОРУ подстанции осуществляется в работе упрощенно: по назначению, по конструктивному исполнению и по номинальным напряжению и току:

(1.6)

где номинальное напряжение электрической сети, кВ; - номинальное напряжение установки, кВ.

(1.7)

где номинальный ток установки, А.

Расчет для U_1ном=110 кВ

· Выбор разъединителя

Выбираем разъединитель марки РНД(З)-110/630 [3, с.187] с параметрами и А. Расшифровка: разъединитель наружной установки, двухколонковый, наличие заземлителей. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор отделителя

Выбираем отделитель марки ОД-110/1000У1 [3, с.192] с номинальным напряжением . Расшифровка: отделитель, двухколонковый для работы в районах с умеренным климатом, для работы на открытом воздухе. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока марки ТФЗМ 110Б-400/5-У1 [3, с. 205] с параметрами и А. Расшифровка: трансформатор тока с фарфоровой покрышкой, вторичная обмотка звеньевого типа, маслонаполненный, для работы в районах с умеренным климатом. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор разрядника

Выбираем разрядник марки РВС-110 [3, с.224] с номинальным напряжением . Расшифровка: разрядник вентильный, станционный. Проверим выбранный аппарат согласно условию (1.6):

условие выполняется.

· Выбор заземлителя

Выбираем заземлитель марки ЗОН-110М(У)(Т)-1(11)У1 [3, с. 192] с параметрами и А. Расшифровка: заземлитель однополюсный, наружной установки, модернизированный, для работы в районах с умеренным климатом. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

Расчет для U_2ном=35 кВ

· Выбор разъединителя

Выбираем разъединитель марки РНД(З)-35/1000У1 [3, с.187] с параметрами и А. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор отделителя

Выбираем отделитель марки ОД(З)-2-35/630 [3, с.192] с номинальным напряжением . Расшифровка: отделитель, двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока марки ТФЗМ-35М-У1 [3, с.204] с параметрами и А. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор разрядника

Выбираем разрядник марки РВС-35 [3, с.224] с номинальным напряжением . Проверим выбранный аппарат согласно условию (1.6):

условие выполняется.

1.3 Выбор трансформаторов ГПП

Количество трансформаторов устанавливается в зависимости от категории потребителей объекта по надежности электроснабжения. Понизительные подстанции выполняются с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассмотрение варианта установки одного трансформатора при наличии резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

По конструктивному исполнению (количеству обмоток) следует принимать двухобмоточные трансформаторы. Если мощность выбранного трансформатора более 25 МВ•А, то необходимо принимать трансформаторы с расщепленными обмотками по низшей стороне с целью ограничения токов короткого замыкания.

При расчете мощности трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, и мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке [1, с.18].

Допускается упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух устанавливаемых трансформаторов выбирается по следующему условию:

(1.8)

где максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме, МВ•А;

допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;

коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категорий;

- число трансформаторов на подстанции.

Наряду с определением допустимых аварийных перегрузок разрешается для трансформаторов перегрузка 1,4 номинальной мощности трансформатора не более 5 суток подряд на время максимума нагрузки с общей продолжительностью не более 6 часов в сутки [4, с.83].

Рекомендуется принимать коэффициенты загрузки трансформаторов [5]:

- при преобладании потребителей 1 категории для двухтрансформаторных подстанций = 0,65 - 0,7;

- при преобладании потребителей 2 категории для однотрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем напряжении = 0,7 - 0,8;

- при преобладании потребителей 2 категории и наличии централизованного резерва трансформаторов и при потребителях 3 категории = 0,9 - 0,95.

Расчет для U_1ном=110 кВ

,

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор ТМН-6300/110 [3, c. 54] с параметрами, представленными в таблице №6. Расшифровка: трехфазный двухобмоточный трансформатор с естественной циркуляцией воздуха и масла, наличие устройства РПН.

Таблица №6 Технические данные трансформатора ТМН-6300/110

Тип трансформатора	Sном, кВ•А	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкз, %	ДРкз, кВт	ДРхх, кВт	Iхх, %
ТМН-6300/110	6300	115	6,6; 11	10,5	44	11	1

Расчет для U_2ном=35 кВ

,

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор ТМН-6300/35 [3, c. 53] с параметрами, представленными в таблице №7.

Таблица №7 Технические данные трансформатора ТМН-6300/35

Тип трансформатора	Sном, кВ•А	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкз, %	ДРкз, кВт	ДРхх, кВт	Iхх, %
ТМН-6300/35	6300	35	6,3; 11	7,5	46,5	8	0,6



2. Расчет капиталовложений в схему электроснабжения

Оценка затрат каждого варианта схемы производится на основе укрупненных показателей стоимости строительства для элементов электрических сетей и подстанции. Эти показатели включают в себя стоимость питающих воздушных линий электропередачи, силовых трансформаторов подстанции, а также основного оборудования ОРУ

(2.1)

2.1 Стоимость линий электропередачи

Для расчета стоимости ВЛЭП необходимо заранее определить основные условия строительства: номинальное напряжение и длину линии, марку и сечение провода, количество цепей и материал опор, район по гололеду.

С учетом этого размер капитальных вложений в линии электропередачи можно определить по следующей формуле:

(2.2)

где удельная стоимость сооружения ВЛ; длина линии, км; укрупненный территориальный коэффициент к стоимости строительства по таблице №8.

Таблица №8 Значение коэффициента

Районы	Территориальный (зональный) коэффициент
	ВЛЭП	Подстанции
Европейская часть России (без Урала)	1,0	1,0
Урал	1,1	1,1
Сибирь	1,2	1,2
Дальний Восток	1,4	1,3

Согласно таблице №8 для Сибири укрупненный территориальный коэффициент равен .

Расчет для U_1ном=110 кВ

По формуле (2.2) определим размер капитальных вложений в линии электропередач:

,

где удельная стоимость сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ [6].

,

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

По формуле (2.2) определим размер капитальных вложений в линии электропередач:

,

где удельная стоимость сооружения двухцепной ВЛ 35 кВ [6].

,

,

2.2 Стоимость подстанции

Стоимость строительства рассчитывается как сумма стоимости основных элементов схемы: трансформаторов и основного коммутационного электрооборудования ОРУ:

(2.3)

где стоимость силовых трансформаторов ГПП, руб; суммарная стоимость коммутационного оборудования ОРУ, руб.

Расчет для U_1ном=110 кВ

Стоимость силового трансформатор ТМН-6300/110 равна 7 900 тыс. руб. [7]

В суммарную стоимость коммутационного оборудования ОРУ входит:

· Разъединитель РНД(З)-110/630Т1 - 216 тыс. руб. за 1 шт. [8];

· Отделитель ОД-110/1000У1 - 54 тыс. руб. за 1 шт.;

· Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-400/5-У1 -276 тыс. руб. за 1 шт.;

· Разрядник РВС-110 - 58,5 тыс.руб. за 3 шт. [9];

· Заземлитель ЗОН-110М(У)(Т)-1(11)У1 90 тыс.руб за 1 шт.

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения рассчитаем по формуле (2.1):

тыс. руб.

Расчет для U_2ном=35 кВ

Стоимость силового трансформатор ТМН-6300/35 равна 3 580 тыс. руб. [7]

В суммарную стоимость коммутационного оборудования ОРУ входит:

· Разъединитель РНД(З)-35/1000У1 -120 тыс. руб. за 1 шт. [8];

· Короткозамыкатель ОД(З)-2-35/630 - 54 тыс. руб. за 1 шт.;

· Трансформатор тока ТФЗМ 35М-У1 - 156 тыс. руб за 1 шт.;

· Разрядник РВС-35 - 21,6 тыс.руб. за 1 шт. [9].

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения рассчитаем по формуле (2.1):

тыс. руб.



3. Расчет текущих издержек

Суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети (за год) определяются по формуле

(3.1)

где суммарные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание, руб/год; суммарные издержки на покрытие потерь в элементах схемы электроснабжения, руб/год.

3.1 Эксплуатационные издержки на амортизация и обслуживание

Амортизационные издержки определяются по стоимости элементов схемы электроснабжения и годовым нормам отчисления.

Ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства вычисляются путем суммирования норм отчислений на отдельные составляющие издержек:

(3.2)

где - нормы отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание соответственно в таблице №9 и таблице №10.

Таблица №9 Отчисления на амортизацию для элементов системы электроснабжения

Элементы системы электроснабжения	Нормы отчислений на амортизацию, о.е.
ВЛЭП на металлических опорах	0,067…0,1
ВЛЭП на железобетонных опорах	0,05…0,067
Силовое электротехническое оборудование подстанции	0,05…0,067

Таблица №10 Отчисления на ремонт и обслуживание для элементов системы

Элементы системы электроснабжения	Нормы отчислений на текущий ремонт, о.е.	Нормы отчислений на обслуживание, о.е.
ВЛЭП 35 кВ и выше на металлических или железобетонных опорах	0,004	0,004
ВЛЭП 35-220 кВ на деревянных опорах	0,016	0,005
Силовое электротехническое оборудование подстанции: · до 150 кВ · 220 кВ и выше	0,029 0,029	0,03 0,02

Суммарные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание определяются по ниже представленной формуле:

(3.3)

Расчет для U_1ном=110 кВ

Определим ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства.

Для ВЛЭП:

,

Для РУ:

,

Тогда суммарные эксплуатационные издержки для 110 кВ равны:

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

Определим ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства.

Для ВЛЭП:

,

Для РУ:

,

Тогда суммарные эксплуатационные издержки для 35 кВ равны:

,

3.2 Издержки на покрытие потерь электроэнергии

Для нагрузок с типовой формой графика нагрузок (время максимальных потерь) можно определить по формуле:

(3.4)

где число часов использования максимальной нагрузки по таблице №11.

Таблица №11 Значения

С использованием потери электроэнергии в линии электропередачи рассчитываются по следующей формуле:

(3.5)

где - расчетный ток линии, А; - сопротивление линии, Ом.

Сопротивление линии электропередачи необходимо рассчитывать с учетом количества параллельных линий электропередачи, а также числа цепей ВЛЭП.

Активные потери электроэнергии в трансформаторе определяются потерями мощности при холостом ходе (потери на нагревание стали, не зависящие от тока нагрузки) и потерями короткого замыкания (потери в меди при номинальной нагрузке трансформатора):

(3.6)

,

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах:

(3.7)

Издержки на покрытие потерь электроэнергии:

(3.8)

Расчет для U_1ном=110 кВ

Двум сменам соответствует .

По формуле (3.4) определим время максимальных потерь:

,

Сопротивление линий распишем как:

(3.9)

где удельное, активное сопротивление линии [10].

Тогда с использованием потери электроэнергии в линии электропередачи будут равны

,

Рассчитаем активные потери электроэнергии в трансформаторе:

,

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах:

,

Издержки на покрытие потерь электроэнергии:

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

Двум сменам соответствует .

По формуле (3.4) определим время максимальных потерь:

,

Потери электроэнергии в линии электропередачи будут равны

,

Рассчитаем активные потери электроэнергии в трансформаторе:

,

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах:

,

Издержки на покрытие потерь электроэнергии:

,



4. Сравнение вариантов электропитания объекта

Суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети за год по формуле: трансформатор электропередача кабельный

(4.1)

Критерием экономичности схемы электроснабжения или конструктивного ее решения является минимум годовых приведенных затрат:

, (4.2)

где нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (исходные данные); капитальные единовременные вложения, руб.

Расчет для U_1ном=110 кВ

Определим суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети за год:

,

Годовые приведенные затраты для 110 кВ:

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

Определим суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети за год:

,

Годовые приведенные затраты для 35 кВ:

,



Заключение

В работе были произведены расчеты для выбора основных элементов схемы, а также посчитаны капиталовложения и текущие издержки для двух заданных напряжений: 110 кВ и 35 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицу №12.

Таблица №12 Выбранное оборудование, капиталовложения, издержки и затраты для напряжения 110 кВ и 35 кВ

Класс напряжения	110 кВ	35 кВ
Провода ВЛЭП	АС 70/11	АС 120/19
Оборудование ОРУ:
Разъединитель	РНД(З)-110/630	РНД(З)-35/1000У1
Отделитель	ОД-110/1000У1	ОД(З)-2-35/630
Разрядник	РВС-110	РВС-35
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-400/5-У1	ТФЗМ-35М-У1
Заземлитель	ЗОН-110М(У)(Т)-1(11)У1	-
Трансформаторы ГПП	ТМН-6300/110	ТМН-6300/35
Капиталовложения:
Стоимость ВЛЭП	23 624,64 тыс. руб.	21 171,6 тыс. руб.
Стоимость ПС	20 507 тыс. руб.	9 269,6 тыс. руб.
Суммарная стоимость	44 131,64 тыс. руб.	30 441,2 тыс. руб.
Текущие издержки:
Издержки на амортизацию	8 870, 46 тыс. руб.	6 118,681 тыс. руб.
Издержки на покрытие потерь	514,903 тыс. руб.	602,352 тыс. руб.
Суммарные издержки	9 412,363 тыс. руб.	6 721,033 тыс. руб.
Годовые приведенные затраты	14 708,16 тыс. руб.	10 373,977 тыс. руб.

Так как сравниваемые варианты имеют одну и ту же главную схему электрических соединений, одинаковый состав типовых элементов оборудования и сооружений, каждый из вариантов обеспечивает одинаковый уровень надежности электроснабжения. Расчетные затраты для схемы на 110 кВ выше, чем затраты для схемы на 35 кВ на 42 %. Экономически эффективнее вариант схемы внешнего электроснабжения на 35 кВ.

Принципиальные электрические схемы подстанций 110 и 35 кВ приведены в приложении А и Б соответственно.

Список использованных источников

1. Методические указания к выполнению расчетно-графического задания по дисциплине «Проектирование и эксплуатация систем электроснабжения».

2. «Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС, АСК». [Электронный ресурс] - https://e-kc.ru/price/provod-as .

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А. А. Фёдорова. Т 2. Электрооборудование. - М.:Энергоатомиздат, 1987г. - 592 с.

4. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: 1987. - 368 с.

5. «Коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях». [Электронный ресурс], - https://studfiles.net/preview/388663/page:3/ - статья в интернете.

6. «СТО 56947007-29.240.014-2008». [Электронный ресурс]. - http://www.cius-ees.ru/uploaded/document_files/64/STO_56947007-29.240.014-2008_ukrupnennye_pokazateli_stoimosti.pdf - статья в интернете.

7. ООО «Завод Силовые Трансформаторы», прайс-листы. [Электронный ресурс], - http://www.e45.ru/prajs-listyi/maslyanyie-transformatoryi/

8. «Каталог товаров - Промышленные и оптовые товары». [Электронный ресурс]. - https://novosibirsk.tiu.ru/b2b - статья в интернете.

9. «Промсервис», прайс-лист, разрядники. [Электронный ресурс], - http://promservise.org/index.php/component/virtuemart/razryadnik

10. «Характеристики проводов АС35, АС50, АС70, АС95, АС120». [Электронный ресурс]. - http://www.k-komplekt.ru/?%2Fstart%2Fcatalog%2Fnewpage18.



Приложения

Приложение А



Приложение Б



Введение

Электрическая линия, выходящая за пределы электростанции или подстанции и предназначенная для передачи электрической энергии, называется линией электропередач [1]. В свою очередь линии электропередач выполняются кабельными (КЛ), воздушными (ВЛ) и кабельно-воздушными (КВЛ) линиями.

Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов ее, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла [2].

Как правило, кабельные линии прокладывают в местах, где затруднено строительство ВЛ - в городах, поселках, на территории промышленных предприятий. Они имеют определенные преимущества - закрытая прокладка, обеспечивающая защиту от атмосферных воздействий (ветер, гроза, обледенение), КЛ имеют большую надежность и безопасность в эксплуатации. Поэтому, несмотря на их большую стоимость и трудоемкость сооружения, кабельные линии широко применяют в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения.

В России наибольшее распространение получили сети 6-10 кВ, на их долю приходится около 50 % протяженности сетей среднего напряжения [3]. В большинстве случаев такие сети выполняются кабельными линиями.

Сам кабель представляет собой сложное техническое решение, в котором в обязательном порядке должны быть учтены следующие факторы: защита от механических повреждений, защита от влаги, изоляция и экранирование жил, допустимая температура нагрева и другие факторы.

Повреждение кабеля представляет серьезную опасность для наиболее ответственных потребителей, приводит к убыткам энергоснабжающих организаций. Кроме того, ликвидация аварий занимает большее количество времени. Поэтому своевременное выявление факторов, оказывающих влияние на целостное состояние кабеля, правильная эксплуатация КЛ в соответствии с техническими нормами, правилами и инструкциями позволяют избежать вышеизложенных проблем.

1. Эксплуатация кабельных линий электропередачи

Эксплуатация кабельных ЛЭП должна проводиться только при условии, что все работает исправно. Необходимо вести наблюдение и контроль над трассами КЛ и их нагрузкой.

Техническое обслуживание кабельных линий электропередачи

Техническое обслуживание кабельных линий электропередач при их нормальной бесперебойной работе должно производиться строго в установленные сроки. В случае экстренных ситуаций и необходимости ремонта обслуживание производится по необходимости - незамедлительно.

Первое, что выполняется при техническом обслуживании - это осмотр на предмет наличия видимых повреждений. К таковым, например, можно отнести, повреждение целостности изоляционного покрытия и выход на поверхность высоковольтного кабеля. Также осматриваются соединения.

Следующий этап - измерение сопротивления в жилах, в местах их соединения и крепления проводов.

Третьим этапом проверяются колодцы кабельных линий и все функциональные элементы в них.

Далее, осуществляется проверка и допуск к эксплуатации кабельных линий, проводится осмотр близлежащей территории и деятельности, которая на них ведется.

Кроме того, проверяют наличие знаков, указывающих на наличие ЛЭП в данной местности.

Также проводится контроль теплового режима проводников во время их эксплуатации [4].

Заключительным этапом является составление протоколов, выполняются записи о проверке кабеля с указанием даты проведения осмотра и работ, лиц, выполняющих проверку и ответственных за выполнение.

1.1 Осмотр кабельных линий

Необходимо следить, чтобы кабельная линия (трасса) содержалась в чистоте, вблизи нее не было ненужных предметов, мешающих проведению работ по ликвидации аварий и ремонту кабелей, проложенных в земле. Поверхностный слой земли на трассе не должен иметь провалов, размывов и других неровностей, которые могут вызвать повреждение кабелей. Следует обращать внимание на обеспечение сохранности кабелей при выполнении земляных работ вблизи кабельных трасс. Также работы можно проводить только по предварительному согласованию с главным энергетиком предприятия. В необходимых случаях он устанавливает надзор за ходом работ, с тем, чтобы обеспечить сохранность проложенных кабелей.

В туннелях, коллекторах и аналогичных кабельных сооружениях обращают внимание на содержание их в чистоте (отсутствие остатков материалов и др.). Осмотр этих сооружений обычно проводят два лица, сначала проверяя с помощью газоанализатора отсутствие в них газа. Затем проверяют состояние освещения и вентиляции; измеряют внутреннюю температуру, которая не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 10 °С; осматривают антикоррозионные покровы кабелей, внешнее состояние муфт; следят за отсутствием натяжений, смещений, провесов кабелей и т.п. Кабельные туннели должны быть оборудованы средствами для отвода ливневых и почвенных вод. Эти средства должны находиться в исправном состоянии. На открыто проложенных кабелях, должны быть стойкие к воздействию окружающей среды бирки, прикрепляемые в начале и конце кабеля и через 50 м. На этих бирках указываются: марка и сечение кабеля, напряжение, номер или другое условное обозначение линии. На бирках муфт должны быть отмечены номер муфты и дата ее монтажа [5].

Особое внимание обращают на кабели, проложенные в районах прохождения электрифицированного транспорта. В течение первого года эксплуатации такой кабельной линии необходимо не менее 2 раз измерять уровни потенциалов и блуждающих токов [6].

Правилами охраны электрических сетей для КЛ, проложенной в земле, устанавливается охранная зона в размере 1 м с каждой стороны от крайних кабелей. Любые работы в охранной зоне КЛ должны выполняться с разрешения и под наблюдением организации, эксплуатирующей кабель.

Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности КЛ заносятся в листок осмотра. Эти дефекты и неисправности в зависимости от их характера устраняются при текущем техническом обслуживании.

Периодичность осмотров КЛ

Периодичность осмотров устанавливает главный энергетик предприятия, руководствуясь местными условиями.

Необходимо учитывать, что ПТЭ предписывается следующая периодичность осмотров кабельных линий:

Осмотры КЛ напряжением до 35 кВ должны проводиться в следующие сроки:

- трасс кабелей, проложенных в земле, - не реже 1 раза в 3 месяца;

- трасс кабелей, проложенных на эстакадах, в туннелях, блоках, каналах, галереях и по стенам зданий, - не реже 1 раза в 6 месяцев;

- кабельных колодцев - не реже 1 раза в 2 года;

- подводных кабелей - по местным инструкциям в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство Потребителя.

Осмотры КЛ напряжением 110-220 кВ должны проводиться:

- трасс кабелей, проложенных в земле, - не реже 1 раза в месяц;

- трасс кабелей, проложенных в коллекторах и туннелях, - не реже 1 раза в 3 месяца;

- подпитывающих пунктов при наличии сигнализации давления масла (жидкости) - не реже 1 раза в месяц; подпитывающих пунктов без сигнализации давления масла (жидкости) и подводных кабелей - по местным инструкциям в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство Потребителя.

Для КЛ, проложенных открыто, осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В должен производиться при каждом осмотре электрооборудования.

Периодически, но не реже 1 раза в 6 месяцев выборочные осмотры КЛ должен проводить административно-технический персонал.

В период паводков, после ливней и при отключении КЛ релейной защитой должны проводиться внеочередные осмотры.

Сведения об обнаруженных при осмотрах неисправностях должны заноситься в журнал дефектов и неполадок. Неисправности должны устраняться в кратчайшие сроки [7].

1.2 Профилактические измерения и испытания

Особое внимание при техническом обслуживании КЛ уделяется кабельной изоляции. Одним из средств контроля состояния изоляции является измерение ее сопротивления, выполняемое мегаомметром. Схемы измерения фазной и междуфазной изоляции кабеля показаны на рис. 1.2.1. Отсчет величины сопротивления изоляции осуществляется приблизительно через 1 минуту после начала процесса измерения. Сопротивление изоляции кабелей на напряжение до 1 кВ должно быть не менее 0,5 МОм. Сопротивление изоляции кабелей на напряжение выше 1 кВ не нормируется [8].

Рис. 1.2.1 - Измерение сопротивления фазной (а) и междуфазной (б) изоляции кабеля

Электрическая прочность изоляции КЛ проверяется испытанием повышенным выпрямленным напряжением. Величина испытательного напряжения и длительность его приложения в зависимости от вида кабельной изоляции приведены в табл. 1.2.1.

Испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой жиле кабеля, при этом две другие жилы кабеля и его металлическая оболочка (экран) должны быть заземлены. Испытательное напряжение поднимается плавно со скоростью 1... 2 кВ/с до требуемого значения и поддерживается неизменным в течение времени, указанного в табл. 1.2.1.

При проведении испытаний повышенным напряжением измеряются токи утечки и их несимметрия по фазам.

Таблица 1.2.1 Длительность измерения и испытательное напряжение

, кВ	до 1	3	6	10	20	35
Бумажная пропитанная изоляция
, кВ/, мин	2,5/5	15-25/5	36/5	60/5	100/5	175/5
Пластмассовая изоляция и СПЭ-изоляция
, кВ/, мин	2,5/5	7,5/5	36/5	60/5
Резиновая изоляция
, кВ/, мин		6/5	12/5	20/5

Изоляция кабеля считается удовлетворительной, если не произошло ее пробоя, а токи утечки и коэффициент несимметрии этих токов по фазам не превысили значений, приведенных в табл. 1.2.2.

Таблица 1.2.2 Допустимая величина токов утечки

, кВ	6	10	20	35
, мА	0,2	0,5	1,5	1,8
	2	3	3	3

У кабелей с пластмассовой защитной оболочкой (шлангом) дополнительным испытаниям повышенным выпрямленным напряжением подвергается защитная оболочка. Испытательное выпрямленное напряжение -10 кВ в течение 1 мин. подается между металлической оболочкой (экраном) и землей. При неуспешных испытаниях отыскивается место повреждения пластмассовой оболочки и выполняется ее ремонт.

На вертикальных участках кабелей напряжением 20...35 кВ с бумажной изоляцией контролируется осушение изоляции. Этот контроль осуществляется с помощью термометров, укрепленных на броне кабеля в верхней, средней и нижней частях вертикального участка. Разность показаний термометров более чем на 2...3°С свидетельствует о сильном осушении изоляции и начавшемся процессе ее пробоя. В этом случае вертикальный участок кабеля должен быть выведен из эксплуатации и заменен.

У одножильных кабелей, собранных в трехфазную группу, измеряется токораспределение. Неравномерность распределения токов по фазам должна быть не более 10%.

После отсоединения кабеля от оборудования, профилактических испытаний, монтажа или перемонтажа кабельных муфт должны быть проверены фазировка кабеля и целостность его жил. Сущность фазировки заключается в проверке соответствия фаз А, В и С кабеля фазам А, В и С, например, распределительного устройства, к шинам которого подключается кабель после отсоединения.

Определение целостности жил выполняется мегаомметром. Измерения сопротивления проводят между каждой парой фаз с одного конца кабеля. Жилы кабеля на другом конце замыкаются между собой. При целых жилах кабеля мегаомметр при всех измерениях должен показать нулевое сопротивление.

1.3 Маркировка кабельных линий

Все смонтированные кабели должны иметь маркировку (бирки) стандартной формы: круглой -- для силовых кабелей высокого напряжения; прямоугольной -- для силовых кабелей до 1 кВ, треугольной -- для контрольных кабелей. Для кабелей, проложенных в земле и сооружениях, применяют бирки из пластмассы, привязываемые к кабелю оцинкованной проволокой. Надписи на пластмассовых бирках выполняют несмываемыми красками, на металлических набивают буквы и цифры. Бирки на кабелях, проложенных в земле, устанавливают через каждые 100 м трассы (на всех поворотах, у каждой муфты и при входах в сооружения) и обматывают двумя-тремя слоями смоляной ленты. На бирках указывают марку, напряжение, наименование кабельной линии, для муфт и заделок -- номер, дату монтажа и фамилии монтеров, проводивших монтаж.

Кабельные трассы маркируют опознавательными знаками (пикетами), устанавливаемыми в виде столбиков из бетона. Допускаются опознавательные знаки в виде надписей на стенах постоянных сооружений. Пикетные столбики (или надписи на стенах) делают через каждые 100--150 м трассы, на всех поворотах и у мест нахождения соединительных муфт.

1.4 Определение мест повреждения

Несмотря на периодический осмотр кабельных трасс и проведение профилактических испытаний, при эксплуатации имеют место повреждения (случайные отказы) КЛ. Как правило, это пробой изоляции, реже - обрыв фаз.

Поврежденный кабель отсоединяется с обоих концов от оборудования и с помощью мегаомметра определяется характер повреждения: измеряется сопротивление изоляции между каждой фазой и заземленной металлической оболочкой и между каждой парой фаз. Измерения проводят с одного конца кабеля. Фазные жилы другого конца кабеля разомкнуты (для определения замыканий) или замкнуты и заземлены (для определения обрывов).

Результаты измерений могут не выявить характер повреждения, поскольку переходное сопротивление в месте повреждения может быть достаточно высоким, в частности, из-за затекания места пробоя изоляции маслоканифольным составом (заплывающий пробой) в кабелях с бумажной пропитанной изоляцией.

Для снижения переходного сопротивления изоляция кабеля в месте повреждения прожигается. Для этого на кабель подается напряжение, достаточное для пробоя изоляции в месте повреждения. После некоторого времени повторения пробоев переходное сопротивление в месте повреждения уменьшается, разрядное напряжение снижается, а ток разряда увеличивается. Изоляция прожигается этим током, переходное сопротивление в месте повреждения уменьшается.

После определения характера повреждения выбирается способ и аппаратура для определения места повреждения кабеля.

По точности определения места повреждения различают относительные и абсолютные методы. Относительные методы имеют определенную погрешность и позволяют определить лишь зону повреждения. Относительные методы подразделяются на импульсный, петлевой и емкостной.

Точное место повреждения позволяют найти абсолютные методы такие, как индукционный и акустический.

При практическом поиске мест повреждения КЛ используется сочетание относительных и абсолютных методов. С помощью относительного метода определяется зона повреждения, а затем в этой зоне отыскивается место повреждения абсолютным методом [9].

1.5 Допустимые нагрузки при эксплуатации

Для каждой КЛ при вводе в эксплуатацию устанавливается допустимая токовая нагрузка. Эта нагрузка определяется по условию, что температура жил кабеля будет не выше длительно допустимой температуры , нормируемой [10].

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией величина зависит от номинального напряжения (см. табл. 1.5.1).

Таблица 1.5.1 Длительно допустимая температура кабелей различных классов напряжений

, кВ	до 3	6	10	20	35
, °C	80	65	60	55	50

Для кабелей:

- с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлорида ;

- с изоляцией из сшитого полиэтилена ;

- с резиновой изоляцией .

Перегрев изоляции кабеля выше заметно ускоряет процесс ее старения и, следовательно, сокращает срок службы кабеля.

Непосредственное измерение температуры жилы кабеля представляет значительные трудности. Поэтому для проверки теплового режима кабель нагружают током и снимаются показания с термодатчиков, установленных на стальной броне (оболочке или шланге) кабеля.

Температура жилы кабеля рассчитывается по формуле

(1.5.1)

где - температура брони (оболочки или шланга), измеренная при испытании;

- превышение температуры жилы кабеля над температурой брони (оболочки или шланга).

Величина рассчитывается по эмпирической формуле или определяется по номограммам. Одна из таких номограмм для кабелей с алюминиевыми жилами, находящихся в эксплуатации от 5 до 25 лет, приведена на рис. 1.5.1.

Токовая нагрузка КЛ, при которой , соответствует допустимой длительной нагрузке.

Рис. 1.5.1 - Разность температур между броней и алюминиевыми жилами кабелей напряжением 10 кВ

В практической эксплуатации действительную токовую нагрузку кабеля сопоставляют с длительно допустимым током , приводимым в справочной литературе [11, П.1]. Длительный режим работы кабеля считается допустимым при выполнении условия

,(1.5.2)

где - поправочный коэффициент.

Принимаемые по справочным данным поправочные коэффициенты учитывают реальную температуру охлаждающей среды, количество кабелей в земляной траншее, удельное тепловое сопротивление грунта, срок службы кабеля и другие факторы.

Одновременно с контролем силы тока нагрузки выполняют измерения рабочего напряжения кабельных линий. В нормальных условиях эксплуатации напряжение не должно превышать значение номинального напряжения более чем на 15 %.

В сетях с изолированной нейтралью или в компенсированных сетях допускается работа кабельных линий в режиме однофазного замыкания на землю. Продолжительность работы в режиме однофазного замыкания на землю определяется расчетным путем и составляет обычно не более 2 ч.

При эксплуатации КЛ допускаются кратковременные перегрузки, например, на период ликвидации аварии. Допустимые перегрузки кабелей напряжением до 10 кВ в зависимости от вида изоляции составляют:

- кабели с бумажной изоляцией - на 30%;

- изоляцией из полиэтилена и поливинилхлорида - на 15%;

- из резины - на 18%;

- сшитого полиэтилена - на 25%;

- для кабелей со всеми видами изоляции, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки должны быть снижены до 10%.

Указанные перегрузки допускаются продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток. Суммарная продолжительность перегрузки в год не должна превышать 100 ч.

Для кабелей напряжением 20-35 кВ с бумажной изоляцией перегрузки не допускаются.

Контроль нагрузочного режима КЛ осуществляется снятием графиков нагрузки, выполняемым не реже 2 раз в год. Причем один раз контроль осуществляется в период зимнего максимума нагрузки.

1.6 Ремонт кабельных линий

КЛ ремонтируются при их повреждениях, например при пробое изоляции кабеля, а основной операцией при ремонте КЛ является установка новой или замена существующей кабельной муфты. Таким образом, при эксплуатации КЛ используется система аварийно-восстановительного ремонта.

При повреждении кабеля обслуживающий персонал должен отыскать место повреждения, а при прокладке кабеля в земляной траншее - раскопать участок траншеи в этом месте.

Земляные работы, выполняемые механизированным способом, представляют большую опасность для проложенных в земле кабелей. Допускаемые границы выполнения таких работ зависят от типа и марки применяемых механизмов. Однако во всех случаях расстояние от трассы кабеля должно быть не менее 1 м. На более близком расстоянии от трассы работы выполняют только вручную лопатами.

Объем работ при текущих и капитальных ремонтах КЛ определяется по результатам предшествующих осмотров, испытаний и измерений. Для планирования ремонтов КЛ ведется следующая эксплуатационно-техническая документация:

- паспорта КЛ;

- листки осмотров;

- кабельный журнал;

- акты скрытых работ с указанием пересечений и сближения кабелей со всеми подземными коммуникациями;

- акты на монтаж кабельных муфт;

- протоколы измерения сопротивления изоляции;

- протоколы испытаний изоляции КЛ повышенным напряжением;

- протоколы измерения сопротивлений заземляющих устройств;

- журналы неисправностей КЛ;

- журналы учета работ на КЛ и другие документы.

На основании этих документов составляется многолетний график работ, в котором указывается перечень всех кабельных линий и годы их вывода в ремонт в соответствии с техническим состоянием. На основании многолетнего графика составляются годовые графики работ.

При капитальном ремонте КЛ выполняются следующие основные работы:

- выборочное шурфление кабельных траншей с оценкой состояния кабелей и муфт;

- полное вскрытие кабельных каналов с исправлением раскладки кабелей, устранением коррозии оболочек, чисткой каналов, заменой или ремонтом конструкций для крепления кабелей;

- переразделка дефектных муфт;

- частичная или полная замена участков КЛ;

- ремонт заземляющих устройств;

- окраска металлических конструкций в кабельных сооружениях.

При окончании ремонтных работ проводятся испытания КЛ, объем которых рассмотрен в п. 1.1.1. Кроме того, кабели испытываются под нагрузкой в течение 24 ч.

Все работы, выполненные при капитальном ремонте КЛ, принимаются по акту. Акты со всеми приложениями хранятся в паспорте кабельной линии [12].

1.7 Учет неисправностей и паспортизация КЛ

В процессе эксплуатации кабелей важно регулярно проводить их паспортизацию. Паспорт кабельной линии кроме технической характеристики кабелей и условий их прокладки содержит сведения о результатах предыдущих испытаний и ремонтов, что помогает установить правильный режим их эксплуатации.

Для учета неисправностей, выявленных при осмотрах кабельных трасс, и контроля за своевременным их устранением на предприятиях ведется специальный журнал, заполняемый персоналом, осуществляющим работы на трассах. При обнаружении дефектов, требующих немедленного устранения, лицо, осуществляющее осмотр, безотлагательно ставит об этом в известность своего руководителя.



Заключение

Своевременное выявление факторов, оказывающих влияние на целостное состояние кабеля, обнаружение дефектов и правильная эксплуатация КЛ в соответствии с техническими нормами, правилами и инструкциями позволяют продлить эксплуатационный срок кабельной линии электропередач.

Данная работа предназначена для ознакомления читателя с этапами проведения технического обслуживания и испытаний при эксплуатации кабельной линии (КЛ) электропередач.

Основная информация была выбрана из различных источников: электронные ресурсы, ссылающиеся на нормативные документы, правила и инструкции, а также «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ), «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ), распорядительные документы и инструкции по эксплуатации кабельных ЛЭП.



Список использованных источников

1. Монтаж и эксплуатация кабельных линий: [Электронный ресурс]// URL: - http://elektromontag-ltd.ru/statii/montazh_i_ekspluatatsiya_kabelnykh_liny_1

2. ПУЭ 7. Глава 2.3

3. Эксплуатация кабельных линий электропередач: [Электронный ресурс]// URL: - https://leg.co.ua/info/kabeli/ekspluataciya-kabelnyh-liniy-elektroperedach.html

4. Кабельные линии электропередач: [Электронный ресурс]// URL: - https://www.elektro-expo.ru/ru/ui/17123/

5. Эксплуатация кабельных линий электропередачи: [Электронный ресурс]// URL: - https://forca.ru/instrukcii-po-ekspluatacii/srs/ekspluataciya-kabelnyh-linii-elektroperedachi.html