6.3 Выбор проводников и коммутационных аппаратов

6.3.1 Выбор проводников

При выборе проводников учитывается вид проводников, способ прокладки, вид изоляции, климатические условия, режим работы сети и приемников и другие факторы.

При выборе проводов воздушных линий (ВЛ) учитываются: нагрев длительным током, технико-экономические показатели, климатические условия. Для линий напряжением 330кВ и выше учитываются электродинамическая и термодинамическая стойкость к токам КЗ, для линий напряжением выше 110кВ – потери на корону и радиопомехи.

При выборе сечения проводников кабельных линий и марки кабелей учитываются: номинальное напряжение, нагрев длительным током, технико-экономические показатели, термодинамическая стойкость к токам КЗ, условия прокладки, желательно учитывать и электродинамическую стойкость.

При выборе шин и жестких токопроводов учитываются: номинальное напряжение, нагрев длительным током, технико-экономические показатели, электродинамическая и термодинамическая стойкость к токам КЗ, условия прокладки.

Под технико-экономическими показателями понимается достижение минимума затрат на сооружение ВЛ или КЛ при соблюдении технических требований, предъявляемых к СЭС.

Выбор комплектных шинопроводов типа ШМА для главных магистралей выполняют по расчетному току силового трансформатора, к которому подключается магистраль. Выбранное сечение проверяется на потери напряжения в шинопроводе по формуле, %

(6.5)

Где - сумма моментов токовых нагрузок шинопровода, А·км;

и - соответственно удельное активное и индуктивное сопротивление шинопровода, Ом/км.

Выбор сечения распределительного шинопровода типа ШРА также выполняется по расчетному току нагрузки, А

I_{ном.ШРА} ≥ I _р .

Выбранное сечение проверяется по потере напряжения с учетом места присоединения шинопровода к источнику питания. Если нагрузка распределена равномерно, а вводная секция находится в середине ШРА, то

, %. (6.5а)

Если вводная коробка расположена в начале шинопровода, то определяется аналогично по выражению (6.5).

Комплектные шинопроводы проверяются также на электродинамическую стойкость при КЗ по условию

где - номинальный ток динамической стойкости шинопровода (допустимый ударный ток КЗ, при котором не произойдет деформация шинопровода), А;

- расчетный ударный ток при КЗ, А.

Выбор сечения проводов и жил кабелей для цеховой сети производится

а) по нагреву длительным расчетным током, A

I_доп. K_cp ≥ I_p .

где I_доп – допустимый ток в проводнике по условиям нагрева, I_p – расчетный ток нагрузки,

K_cp - коэффициент учета параметров окружающей среды [1] (табл.А.6 Приложение А);

б) по условию соответствия выбранному защитному устройству

K_cp I_доп. ≥ К_защ·I_защ

где I_защ – ток срабатывания защитного устройства (предохранителя, расцепителя автомата и т.п.), А;

К_защ – коэффициент защиты, принимаемый в соответствии с табл.6.4.

Проверке по экономической плотности тока выбранные сечения проводов и жил кабелей не подлежат в сети до 1 кВ, если это сети осветительной нагрузки и ответвления к отдельным электроприемникам, а также сборные шины электроустановок, сети с числом часов использования максимума нагрузки 4000-5000 ч. и некоторые другие [1].

Таблица 6.4 – Значения коэффициентов защиты.

Ток Iзащ и тип защитного аппарата	Коэффициент защиты, Кзащ, о.е.
	Для сетей с обязательной защитой от перегрузки						Для сетей, где не требуется защита от перегрузки
	Проводники с резиновой, полихлорвиниловой или аналогичной изоляцией				Кабели с бумажной изоляцией
	Взрыво- и пожароопасные помещения промпредприятий		Помещения, в которых нет взрыво- и пожароопасности
Номинальный ток расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки)	1	1			1		1
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой, обратнозависимой от тока характеристикой	1	1			0,8		0,66
Ток срабатывания автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель	1,25	1			1		0,22
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя	1,25	1			1		0,33

С учетом экономической плотности тока J_эк (табл.3 приложения А) выбираются сечения проводов питающих ВЛ и КЛ напряжением выше 1 кв. Выбор сечений по нагреву выполняется по расчетному току, определяемому по расчетной мощности S_p:

I_доп ≥ I_p = , А

Для параллельно работающих линий в качестве расчетного принимается ток послеаварийного режима, когда одна из линий, оставшихся в работе, несет такую нагрузку, какую несли две линии в нормальном режиме. По справочным данным для расчетного тока выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом расчетной температуры среды, условий прокладки, в том числе количества кабелей в блоках при прокладке в блоках и траншеях ([1], табл.2 приложения А). Если температура окружающей среды отличается от расчетной, также вводятся поправочные коэффициенты (табл. 6 приложение А). С учетом поправочных коэффициентов длительно допустимый ток нагрузки пересчитывается по формуле, А:

,

где К_ср – поправочный коэффициент, учитывающий температуру среды ([1],табл.1.3.3)

К_сн. – коэффициент снижения токовой нагрузки при групповой прокладке кабелей (табл.2 приложения А);

К _пов – к-т, учитывающий возможность повышения нагрузки при недогрузке части кабелей.

При выборе сечений КЛ учитываются также воздействие токов КЗ, если эти линии защищаются устройствами релейной защиты.

6.3.2 Выбор коммутационных аппаратов напряжением выше 1 кВ.

При выборе выключателей, разъединителей, отделителей, предохранителей, выключателей нагрузки напряжением выше 1кВ для систем электроснабжения должны учитываться следующие параметры:

• номинальное напряжение – U_ном

• номинальный ток - I_ном,

• электродинамическая стойкость (ударный ток i_{уд. ном}) – способность выдержать ударные токи при коротком замыкании (за исключением предохранителя);

• термическая стойкость – способность выдержать нагрев токами КЗ (за исключением предохранителя), характеризуется током I_T и временем t_T термической стойкости;

• коммутационная способность - способность отключать и включать электрические цепи при КЗ, которая определяется соответственно по номинальному току отключения I_{от ном} и току включения I_{вк ном}. Эти токи для большинства выключателей принимаются одинаковыми. Для отделителей и разъединителей этот параметр принимается условно ввиду возможного включения на неустранившееся КЗ

Выбор высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению U_ном, номинальному току I_ном, отключающей способности (номинальному току отключения) I_{от ном}, термической и электродинамической стойкости

U_ном ≥ U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

I_{от ном} ≥ I_п0 , где I_п0 – установившееся значение периодической составляющей тока КЗ;

I_{длит. макс} – максимальный длительный рабочий ток с учетом возможных перегрузок, А.

По термической стойкости

,

где В_к – интеграл Джоуля, I_T – номинальный ток термической стойкости, кА.

t_T – время термического воздействия тока КЗ, с.

Для большинства коммутационных аппаратов I_T = I_п0.

По электродинамической стойкости

i_{уд. ном} ≥ I_п0

S_{откл ном.} ≥ S _КЗcети

Разъединители

U_ном ≥ U_c

I_ном ≥ I_{длит. макс};

По динамической стойкости i_дин ≥ i_уд ,

По термической стойкости I_т^2·t_T ≥ B_K

Где В_К – интеграл Джоуля, определяется по выражению В_К =

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ, - время отключения КЗ, с.

Короткозамыкатели

U_ном ≥ U_c

i_дин ≥ i_уд I_т^2·t_T ≥ B_K

Отделители

U_ном ≥ U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; ; I_ном ≥ I_{длит. макс};

i_дин ≥ i_уд: I_т^2·t_T ≥ B_K

Выключатели нагрузки

U_ном ≥ U_c; I_ном ≥ I_{длит. макс}; I_ном ≥ I_{норм. макс};

По динамической стойкости i_дин ≥ i_уд

По термической стойкости I_т^2·t_T ≥ B_K

Выключатели нагрузки без предохранителя

I_{от ном} ≥ I_{расч.откл}, I_{вк ном} ≥ I_{расч.вкл},

Для выключателей нагрузки с предохранителями

I_{от ном} ≥ I_по.

Предохранители

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

I_{от ном} ≥ I_по,

Учитывается времятоковая характеристика предохранителя, характеристика токоограничения.

6.3.3 Выбор коммутационных аппаратов напряжением до 1 кВ.

Все коммутационные и защитные аппараты в сети напряжением как выше 1 кВ, так и до 1 кВ, выбираются прежде всего из условия соответствия их класса изоляции, определяемого номинальным напряжением U_ном, номинальному напряжению сети U_c, т.е. требуется соблюдение условия U_{ном аппарата} = U_c.

Автоматические выключатели

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; ; I_ном ≥ I_{длит. макс};

i_дин ≥ i_уд ; I_т^2·t_T ≥ B_K

I_{от ном} ≥ I_по,

Контакторы

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

Р_подкл < Р_{подкл.доп} ,

где Р_подкл – мощность подключаемой загрузки, Р_{подкл.доп} – допустимая подключаемая мощность.

Рубильники

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

i_дин ≥ i_уд ; I_т^2·t_T ≥ B_K

I_{от ном} > I_раб,

где I_раб – рабочий ток сети.

Магнитные пускатели

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

Р_подкл < Р_{подкл.доп} ,

6.4 Выбор оборудования систем электроснабжения

Токоограничивающие реакторы выбираются по номинальному току трансформатора, если устанавливаются на вводе в РУ НН ГПП, или по максимальному расчетному току группы электроприемников, если это групповой реактор.

U_ном = U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

i_дин ≥ i_уд ; I_т^2·t_T ≥ B_K

Реактивность реактора, выраженная в процентах, должна быть такой, чтобы в нормальном режиме потеря напряжения на реакторе не превышала 1-1,5%.

·где x_p^% - паспортное значение реактивности реактора, которое выбирается из условия ограничения тока к.з. до требуемой величины и непревышения потерь выше указанных норм.

Трансформаторы тока выбираются:

По номинальным параметрам

U_ном ≥ U_c

I_ном ≥ I_{норм. макс}; I_ном ≥ I_{длит. макс};

По динамической стойкости

К_дин·√2 · I_1ном ≥ i_уд или F_доп > F_расч,

где К_дин – коэффициент динамической стойкости ТТ,

F_доп – допустимые динамические усилия;

По термической стойкости

(К_т· I_1ном)² t_T ≥ B_K,

К_т - коэффициент термической стойкости,

По допустимой нагрузке для данного класса точности (в зависимости от назначения ТТ – для РЗА, технического контроля или коммерческого учета)

Z_2ном ≥ Z₂ ≈ r₂

где Z_2ном – номинальная вторичная нагрузка в данном классе точности, Ом (или ВА),

Z_{2 -} расчетное полное сопротивление вторичной нагрузки (приборов и проводов), Ом.

r₂ - то же, но активное сопротивление, Ом.

Выбираются ТТ также по конструктивным признакам и п месту установки.

Трансформаторы напряжения в заводских СЭС подключаются к шинам 6 – 10 кВ и устанавливаются, как правило, в ячейках КРУ или КСО. Присоединяются ТН к шинам через разъединитель и предохранитель. При выборе ТН должны соблюдаться следующие условия:

U_ном ≥ U_c

S_ном ≥ S₂,

где S₂ – суммарная мощность, потребляемая приборами и устройствами, подключенными к вторичной обмотке ТН в соответствии с назначением обмотки, а также соединительными поводами.

Конструктивное исполнение (трехфазный или группа однофазных ТН) определяется схемой РЗА и напряжением сети.

Приложение А – Технические данные проводов и кабелей

Таблица А.1. Допустимый длительный ток для проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами

Сечение токо-проводящей жилы, мм2	Ток, А, для проводов, проложенных
	открыто	в одной трубе
		двух одно-жильных	трех одно-жильных	четырех одно-жильных	одного двух-жильного	одного трех-жильного
2	21	19	18	15	17	14
2,5	24	20	19	19	19	16
3	27	24	22	21	22	18
4	32	28	28	23	25	21
5	36	32	30	27	28	24
6	39	36	32	30	31	26
8	46	43	40	37	38	32
10	60	50	47	39	42	38
16	75	60	60	55	60	55
25	105	85	80	70	75	65
35	130	100	95	85	95	75
50	165	140	130	120	125	105
70	210	175	165	140	150	135
95	255	215	200	175	190	165
120	295	245	220	200	230	190
150	340	275	255	-	-	-
185	390	-	-	-	-	-
240	465	-	-	-	-	-
300	535	-	-	-	-	-
400	645	-	-	-	-	-

Продолжение приложения А

Таблица А.2 – Поправочные коэффициенты на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без труб)

Расстояние между кабелями в свету,мм	Поправочный коэффициент при количестве кабелей
	1	2	3	4	5
100	1,0	0,90	0,85	0,8	0,78
200	1,0	0,92	0,87	0,84	0,82
300	1,0	0,93	0,9	0,87	0,86

Таблица А.3 - Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой и пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных

Сечение токо-проводящей жилы, мм2	Ток, А, для кабелей
	одно- жильных	двухжильных		трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
2,5	23	21	34	19	29
4	31	29	42	27	38
6	38	38	55	32	46
10	60	55	80	42	70
16	75	70	105	60	90
25	105	90	135	75	115
35	130	105	160	90	140
50	165	135	205	110	175
70	210	165	245	140	210
95	250	200	295	170	255
120	295	230	340	200	295
150	340	270	390	235	335
185	390	310	440	270	385
240	465	-	-	-	-

Таблица А.4.- Экономическая плотность тока

Проводники	Экономичная плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными алюминиевыми Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными алюминиевыми	2,5 1,3 3,0 1,6 3,5 1,9	2,1 1,1 2,5 1,4 3,1 1,7	1,8 1,0 2,0 1,2 2,7 1,6

Таблица А.5 - Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами

Сечение токопрово-дящей жи-лы, мм2	Ток, А, для проводов, проложенных
	открыто	в одной трубе
		двух одножиль-ных	трех одножиль-ных	четырех одножиль-ных	одного двухжиль-ного	одного трехжиль-ного
0,5 0,75 1 1,2 1,5 2 2,5 3 4 5 6 8 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400	11 15 17 20 23 26 30 34 41 46 50 62 80 100 140 170 215 270 330 385 440 510 605 695 830	− − 16 18 19 24 27 32 38 42 46 54 70 85 115 135 185 225 275 315 360 − − − −	− − 15 16 17 22 25 28 35 39 42 51 60 80 100 125 170 210 255 290 330 − − − −	− − 14 15 16 20 25 26 30 34 40 46 50 75 90 115 150 185 225 260 − − − − −	− − 15 16 18 23 25 28 32 37 40 48 55 80 100 125 160 195 245 295 − − − − −	− − 14 14,5 15 19 21 24 27 31 34 43 50 70 85 100 135 175 215 250 − − − − −

Таблица А.6 –Поправочные коэффициенты на допустимые токовые нагрузки для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха

Условная темпера-тура среды, С	Нормиро-ванная температура жил, С	Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, С
		До –5	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
15	80	1,14	1,11	1,08	1,04	1	0,96	0,92	0,88	0,83	0,78	0,73	0,68
25	80	1,24	1,2	1,17	1,13	1,09	1,04	1	0,85	0,9	0,85	0,8	0,74
25	70	1,29	1,24	1,2	1,15	1,11	1,05	1	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67
15	65	1,18	1,14	1,1	1,05	1	0,95	0,89	0,84	0,77	0,71	0,63	0,55
25	65	1,32	1,27	1,22	1,17	1,12	1,06	1	0,94	0,87	0,79	0,71	0,61
15	60	1,20	1,15	1,12	1,06	1	0,94	0,88	0,82	0,75	0,67	0,57	0,47
25	60	1,36	1,31	1,25	1,2	1,13	1,07	1	0,93	0,85	0,76	0,66	0,54
15	55	1,22	1,17	1,12	1,07	1	0,93	0,86	0,79	0,71	0,61	0,50	0,36
25	55	1,41	1,35	1,29	1,23	1,15	1,08	1	0,91	0,82	0,71	0,58	0,41
15	50	1,25	1,2	1,14	1,07	1	0,93	0,84	0,76	0,66	0,54	0,37	–
25	50	1,48	1,41	1,34	1,26	1,18	1,09	1	0,89	0,78	0,63	0,45	–

Таблица А.7 – Допустимые температуры для проводников и аппаратов.

Наименование проводников, частей аппаратов	Допустимая температура в нормальном режиме, 0C	Допустимая конечная температура при КЗ, 0C
Неизолированные медные и латунные проводники, шины, части аппаратов	70	300
Контакты аппаратов размыкающие в воздухе	75	300
То же алюминиевые	70	200
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией напряжением: до 3 кВ включительно 6 кВ 10 кВ	80 65 60	200 200 200
Провода, кабели, шнуры с резиновой, поливинилхлоридной изоляцией	55	150
То же с полиэтиленовой изоляцией	55	120

Таблица А.8 – Сопротивления и длительно допустимый ток для алюминиевых шин

Размер, мм	Активное сопротивление, мОм/м	Индуктивное сопротивление, мОм/м, при среднем расстоянии между фазами Dcp, м			Длительно допустимый ток, А
		150	230	300
25х3	0,475	0,200	0,225	0,224	265
30х4	0,296	0,189	0,206	0,235	365
40х4	0,222	0,170	0,180	0,214	480
40х5	0,177	0,170	0,189	0,214	540
50х5	0,142	0,157	0,180	0,200	665
50х6	0,118	0,157	0,180	0,200	745
60х6	0,099	0,145	0,163	0,189	870
60х8	0,074	0,145	0,163	0,189	1025
80х8	0,055	0,126	0,145	0,170	1320
80х10	0,0445	0,126	0,145	0,1701	1480
100х10	0,036	0,113	0,133	0,157	1820

Таблица А.9 – Удельные активные и индуктивные сопротивления трехжильных кабелей [23].

Номинальное сечение жилы, мм2	Активное сопротивление жил при 20оС, Ом/км		Индуктивное сопротивление, Ом/км, при номинальном напряжении кабеля, кВ
	алюминиевые	медные	До 1кВ	6	10	20	35
4	7,74	4,6	0,095	-	-	-	-
6	5,17	3,07	0,09	-	-	-	-
10	3,1	1,84	0,073	0,11	0,122	-	-
16	1,94	1,15	0,0675	0,102	0,113	-	-
25	1,24	0,74	0,0662	0,091	0,099	0,135	-
35	0,89	0,52	0,0637	0,087	0,095	0,129	-
50	0,62	0,37	0,0625	0,083	0,09	0,119	-
70	0,443	0,26	0,0612	0,08	0,086	0,116	0,137
95	0,326	0,194	0,0602	0,078	0,083	0,11	0,126
120	0,258	0,153	0,0602	0,076	0,081	0,107	0,12
150	0,206	0,122	0,0596	0,074	0,079	0,104	0,116
185	0,167	0,099	0,0596	0,073	0,077	0,101	0,113
240	0,129	0,077	0,0587	0,071	0,075	-	-

Таблица А.10 -Сопротивление катушек максимального тока автоматов, мОм [7]

Сопротивление	Номинальный ток катушки, А
	50	70	100	140	200	400	600	800
Индуктивное	2,7	1,3	0,86	0,55	0,28	0,10	0,094	0,09
Активное при 650С	5,5	2,35	1,3	0,74	0,36	0,15	0,12	0,11

Таблица А.11 – Примерные значения переходных активных сопротивлений контактов электрических аппаратов, мОм

Аппаратура	Номинальный ток катушки, А
	50	100	200	400	600	1000
Автоматы	1,3	0,75	0,6	0,4	0,25	0,18
Рубильники	-	0,5	0,4	0,2	0,15	0,08

Приложение Б

Таблица Б.1 -Технические данные трехфазных масляных трансформаторов напряжением 6-10 35 кВ

	Sном, кВА	Uном обмоток, кВ		Схема и группа со- единения обмоток	Потери, Вт		Напряжение КЗ, %	Ток XX, %
		ВН	НН		XX	КЗ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТМ-25/10	25	6; 10	0,4	Y/Yн-0 Y/Yн-11	130	600; 690	4,5; 4,7	3,2
ТМ-40/10	40				175	880; 1000		3
ТМ-63/10	63				240	1280; 1470		2,8
ТМ-100/10	100				330	1970 2270		2,6
ТМ-100/35		35			420		6,5; 6,8
ТМ-160/10	160	6; 10	0,4; 0,69	Y/Yн-0 ∆/Yн-11 Y/ Yн-11	510	2650	4,5; 4,7	2,4
ТМФ-160/10						3100
ТМ-160/35		35			620	3100	6,5; 6,8
ТМ-250/10	250	6; 10			740	3700	4,5; 4,7	2,3
ТМФ-250/10						4200
ТМ-250/35		35			900	4200	6,5; 6,8
ТМ-400/10	400	6; 10		∆/Yн-0 ∆/Yн-11 ∆/Yн-11	950	5900	4,5	2,1
ТМФ-400/10
ТМН-400/10
ТМ-400/35		35		Y/Yн-0 ∆/Yн-11	1200	5500	6,5
ТМН-400/35						5900
ТМ-630/10	630	6; 10	0,4	Y/Yн-0	1310	7600	5,5	2,0
ТМФ-630/10			0,4	∆/Yн-11		8500
ТМН-630/10			0,69	∆/Yн-11
ТМ-630/35	630	35	0,4	Y/Yн-11	1600	7600	6,5
ТМФ-630/35			0,69	∆/Yн-11		8500
			6,3; 11	Y/∆-11, Y/∆-11		7600
ТМН-630/35	630	35	0,4;	Y/Yн-0	1310	7600	5,5	2,0
			0,69	∆/Yн-11		8500
			11	Y/∆-11	1600	7600(8500)	6,5

Продолжение таблицы Б.1

Тип	Sном, кВА	Uном обмоток, кВ			Схема и группа со- единения обмоток		Потери, кВт			Напряжение КЗ, %		Ток XX, %
		ВН	НН	XX			КЗ
1	2	3	4	5		6		7	8		9
ТМ-1000/10	1000	6; 10	0,4	Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11		2,45		12,2-	5,5-		1,4-
			0,69	∆/Yн-11; ∆/Yн-11
			3,15; 6,3	Y/∆-11				11,6
ТМН-1000/10	1000	6; 10	0,4	Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11		2,45		12,2	5,5		1,4
			0,69	∆/Yн-11
ТМ-1000/35	1000	35	0,4; 0,69	Y/Yн-0;		2,2		12,2	6,5		1,4
			3,15; 6,3; 11	Y/∆-11				11,6
ТМ-1600/10 ТМН-1600/10	1600	6; 10	0,4; 0,69	Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11		3,3		18	5,5		1,3
			3,15	Y/∆-11				16,5
		10	6,3	Y/∆-11				16,5
ТМН-1600/35	1600	35	0,4;0,69	Y/Yн-0		2,9		18	6,5		1,3
			6,3; 11	Y/∆-11				16,5
ТМ-2500/10	2500	6; 10	0,4;0,69; 3,15	∆/Yн-11		4,6		26	5,5		1,0
ТМН-2500/10	2500	6; 10	0,4;0,69; 3,15	∆/Yн-11		4,6		26	5,5		1,0
		10	6,3	Y/∆-11				23,5
ТМ-2500/35	2500	20; 35	0,69	∆/Yн-11		4,3		26	6,5		1
		35	6,3; 10,5	Y/∆-11				23,5
ТМН-2500/35	2500	13,8; 15,75	6,3	Y/∆-11		4,3		26	6,5		1,1
		35	0,69; 0,63	Y/Yн-0; ∆/Yн-11
		35	11	Y/∆-11				23,5
ТМ-4000/10	4000	6; 10	3,15; 6,3	Y/∆-11		6,4		33,5	6,5		0,9
ТМН-4000/10		10	6,3	Y/∆-11				33,5
ТМ-4000/35	4000	20, 35	3,15; 6,3; 10,5	Y/∆-11		5,7		33,5	7,5		1
ТМН-4000/35		13,8; 20;35	6,3; 11	Y/∆-11

Таблица Б.2 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 110 и 150 кВ

Тип тр-ра		Sном, МВА		Uном обмоток, кВ		Схема и группа со- единения обмоток		Схема и группа соединения обмоток		Потери, кВт		Напряжение КЗ, %		Ток XX, %
				ВН		НН				XX	КЗ
	1		2		3		4		5	6	7	8	9
	ТМН-6300/110		6,3		115		6,6; 11; 16,5		Yн/∆-11	10	44	10,5	1
	ТДН-10000/110		10				6,6; 11; 16,5			14	58		0,9
	ТДН-16000/110		16				22; 34,5			18	85		0,7
	ТДН-25000/110		25				38,5			25	120		0,65
	ТДН-40000/110		40							34	170		0,55
	ТРДН-25000/110		25				6,3-6,3; 10,5-10,5			25	120		0,65
	ТРДН-40000/110		40				6,3-10,5			34	170		0,55
	ТРДН-63000/110		63							50,5	245		0,5
	ТРДН-80000/110		80							58	310		0,45
	ТРДН-63000/110		63		242		38,5			50	245		0,5
	ТДН-80000/110		80				10,5-10,5			58	310		0,45
	ТДН -16000/150		16		158		6,6, 11			25	96	11,5	1,0
	ТДН -25000/150		25		158		6,6, 11			34	145	10,5	0,9
	ТРДН -32000/150		32		158		6,3/6,3		Yн/∆-∆-11-11	145	35	10,5	0,7
							10,5/10,5
							11/11
	ТРДН -40000/150		40		158
	ТРДН -63000/150		63		158		6,3/10,5		Yн/∆-∆-11-11	59	235	17	0,65
							11/11
	Примечание : Трансформаторы ТДН и ТРДН имеют пределы регулирования напряжения 8х1,5%. Регулирование осуществляется за счет РПН на стороне НН у тр-ров 4 МВА и в нейтрали обмотки ВН у трансформаторов 16-63МВА.

Приложение В

Таблица В.1 - Шкафы распределительные серии ШР11

Тип шкафа	Аппараты ввода		Число трехфазных групп и номинальные токи, А, предохранителей отходящих линий
	Тип и номинальные токи, А
	рубильник	пред охранитель
ШР11-73701			560
ШР11-73702	Р16-353	–	5100
ШР11-73703	250 А		260 + 3100
ШР11-73504			860
ШР11-73505			8100
ШР11-73506	Р16-373		8250
ШР11-73707	400 А	–	3100 + 2250
ШР11-73708			5250
ШР11-73509			460 + 4100
ШР11-73510			260 + 4100 + 2250
ШР11-73511			6100 + 2250
ШР11-73512			860
ШР11-73513	Р16-373		8100
ШР11-73514	400 А	400	8250
ШР11-73515			460 + 4100
ШР11-73516			260 + 4100 + 2250
ШР11-73517			6100 + 2250

Примечания.

1. Шкафы выпускаются по степени защиты оболочки шкафа в двух исполнениях IР22 и IР54 что отражается в обозначении шкафа введением дополнительно к марке шкафа обозначения 22У3 или 54У2, например, ШР11-73701-22У3 и ШР11-73701-54У2.

Таблица В.2 - Пункты распределительные серии ПР11

Типоисполнение пункта			Номинальный ток пункта, А		Тип вводного выключателя		Кол-во линейных трехполюсных выключателей
Навесное	Напольное	Утопленное
1	2	3		4		5	6
Пункты с линейными автоматами АЕ2030
ПР11-3011	–	–		90		–	4
ПР11-3012	–	–		90		АЕ2056	4
ПР11-3017	–	–		144		–	6
ПР11-3018	–	–		144		А3710	6
ПР11-3025	–	–		225		–	8
ПР11-3026	–	–		225		А3720	8
ПР11-3035	–	–		225		–	10
ПР11-3036	–	–		225		А3720	10

окончание табл. В.2

1	2		3		4			5		6
Пункты с линейными выключателями АЕ2040
ПР11-3047	–		ПР11-1047		90			–		2
ПР11-3048	–		ПР11-1048		90			АЕ2056		2
ПР11-3053	–		—		225			–		4
ПР11-3054	–		—		225			А3720		4
ПР11-3059	–		ПР11-1059		225			–		6
ПР11-3060	–		ПР11-1060		225			А3720		6
ПР11-3067	–		ПР11-1067		225			–		8
ПР11-3068	–		ПР11-1068		225			А3720		8
ПР11-3077	ПР11-7077		ПР11-1077		225			–		10
ПР11-3078	ПР11-7078		ПР11-1078		225			А3720		10
ПР11-3089	–		ПР11-1089		360			–		6
ПР11-3090	–		ПР11-1090		360			А3730		6
ПР11-3097	–		ПР11-1097		360			–		8
ПР11-3098	–		ПР11-1097		360			А3730		8
ПР11-3107	ПР11-7107		ПР11-1107		360			–		10
ПР11-3108	ПР11-7108		ПР11-1108		360			А3730		10
Пункты с линейными выключателями АЕ2050
ПР11-3117		–		–		225	–		4
ПР11-3118		–		–		225	А3720		4
ПР11-3119		ПР11-7119		–		360	–		6
ПР11-3120		ПР11-7120		–		360	А3730		6
ПР11-3121		ПР11-7121		–		567	–		8
ПР11-3122		ПР11-7122		–		567	А3730 или А3740		8
–		ПР11-7123		–		567	–		12
–		ПР11-7124		–		567	А3730 или А3740		12

Примечания.

1. Пункты могут быть выполнены по степени защиты IP-21 и IP-54 (54 исполнение) и по климатическому исполнению и категории размещения У3, У1, Т3, Т1, ХЛ2, ХЛ3, ХЛ4.

Таблица В.3 - Технические данные распределительных пунктов серии ПР85 c трехполюсными линейными выключателями

Номер схемы	Iн, А	Рабочий Iн, А. при исполнении		Количество трехполюсных линейных выключателей
		IP21У3	IP54 УХЛ2, Т2	ВА51-31	ВА51-35
1	2	3	4	5	6
С зажимами на вводе
153	630	504	473	–	2
154				2	2
155				4	2
156				6	2
157				8	2
С выключателем ВА51-39 на вводе
090	630	504	473	6	–
091				8	–
092				10	–
093				12	–
094				–	4
095				2	2
096				4	2
097				6	2
098				8	2

окончание табл. 4.6

1	2	3	4		5	6
С выключателем ВА55-39 на вводе
115	630	504	473		6	–
116					8	–
117					10	–
118					12	–
119					–	4
120					2	2
121					4	2
122					6	2
123					8	2
С выключателем ВА56-39 на вводе
140	630	504		473	6		–
141					3		–
142					10		–
143					12		–
144					–		4
145					2		2
146					4		2
147					6		2
148					8		2

Таблица В.4-Технические характеристики выключателей серии ВА

Тип

Uном, В

I ном, А

Число полюсов

Вид расцепителя максимального тока

Номинальные токи расцепителя, А

Уставка срабаты-вания расцепителя

Время срабатывания, с

Предельная отключающая способность, кА

Вид привода

в зоне перегрузки

в зоне КЗ

в зоне перегрузки

в зоне КЗ

при токе 1,05 I ном

при токе 6 I ном

в зоне КЗ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

ВА13-29

660

63

2; 3

0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63

6; 12

3; 6; 12

–

–

–

6

–

=440

10

ВА16

380

6,3-31,5

1

Тепловой

Электромагнитный

–

–

95-440

–

–

–

1

–

ВА19 (ВА19-29)

380

0,6-63

1; 2

0,6-63

–

2-10

–

–

–

1,2-6

–

=220

1,3-10

2-10

ВА22-27

380

40

3; 2

6,3; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40

–

–

–

–

–

1

Электродви-гательный

=220

1,7-3

ВА51-25 ВА51Г25

380

0,3-25

3

0,3-4 (ВА51-25) 5-25 (ВА51Г25)

1,2; 1,35

7; 10; 14

–

–

–

1,5-3,8

Ручной

660

1,2-3

ВА51

=220

100; 160

1; 2; 3

для 100 А 6,3-100 для 160 А 80-160

1,2; 1,25; 1,35

3; 6; 7

–

–

–

2-28

660

3; 7; 10

1,5-12

ВА51-35

=220

250

2; 3

80; 100; 125; 200; 250

–

6; 8; 10

25-35

Ручной, электромагнитный

660

12

10-12

ВА51 ВА52

=440

400

250; 300; 400

6

–

–

–

35-85

500

20

12-20

ВА57-35 ВА57-37

=440

250

3

16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250

–

6; 8; 10

–

–

–

5-110

660

12

3,5-20

ВА51-39

=220

630

2; 3

400; 500; 630

6

2500; 3200; 4000

–

–

–

35

380

660

10

2500; 3200; 4000; 5000; 6300

20

50

окончание табл. 4.10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

ВА52-39

=440

630

2; 3

Полупроводниковый

Электромагнитный

250; 320; 400; 500; 630

6

2500; 3200; 4000

–

–

–

85

380

10

2500; 3200; 4000; 5000; 6300

40

660

20

ВА53-41

380

1000

2; 3

Для полупроводникового 630; 800; 1000 Для электромагнитного 250; 400; 630; 1000

1,25

2; 3; 5; 7

4; 8; 16

–

0,04

135

Ручной, электромагнитный

660

33,5

=440

2; 4; 6

110

ВА55-41

380

2; 3; 5; 7

0,1; 0,2; 0,3

135

660

33,5

=440

2; 4; 6

0,1; 0,2

100

ВА56-41

380

–

–

55

660

33,5

=440

100

ВА53-43

=440

1600

1000; 1280; 1600

2; 4; 6

–

–

160

660

2; 3; 5; 7

47,5

ВА55-43

=440

2; 4; 6

0,1; 0,2

–

100

660

2; 3; 5; 7

0,1; 0,2; 0,3

47,5

ВА56-43

=440 660

1600

—

–

–

100

47,5

ВА75-45

2500

1575; 2000; 2500

2; 4; 6

50

2; 3; 5; 7

40

ВА75-47

4000

2520; 3200; 4000

2; 4; 6

60

2; 3; 5; 7

45

ВА81-41

=440 660

1000

250; 400; 630; 1000

1,25

2; 4; 6

4; 8; 16

100

2; 3; 5; 7

45

ВА83-41

2; 4; 6

100

2; 3; 5; 7

45

ВА85-41

2; 4; 6

0,1; 0,2

100

2; 3; 5; 7

0,1; 0,2; 0,3

45

Приложение Г

Таблица Г.1 - Вакуумные выключатели на напряжение 10 кВ

Тип	Iном, А	Iном.откл, кА	tном.откл, с	tоткл, (собственное), с	Коммутационная износостойкость	Механический ресурс, циклов «ВО»
ВВТЭ-М-10-31,5; 20;/630; 1000; 1600	630; 1000; 1600	12,5; 20; 31,5	0,04	0,1	50	3∙104
ВБПС-10-20/630; 1000; 1600			0,055	0,06		2,5∙104
ВВЭ-М-10-31,5; 20; /630; 1000; 1600		20; 31,5	0,04; 0,05	0,1		3∙104
ВБПВ-10-20/630; 1000; 1600			0,055	0,06		2,5∙104
ВВЭ-М-10-31,5; 40/2000; 2500; 3150	2000; 2500; 3150	31,5; 40	0,05	0,1		1∙104
ВБЧ-СП-10-31,5 (ВБЧ-СЭ-10-31,5) 20/630; 1000; 1600	630; 1000; 1600	20; 31,5	0,04	0,1		3∙104
ВБСК-10-12,5; 20/630; 1000	630; 1000	31,5; 40	0,05	0,2		5∙104
ВБКЭ-10	630; 1000; 1600	20; 31,5	0,055	0,06		-

Дополнения к таблице Г.1.

1. У всех выключателей привод электромагнитный, за исключением ВБПС и ВБПВ, у которых – пружинно-моторный. Коммутационная износостойкость дана при номинальном токе отключения циклов «ВО».

2. Вакуумные выключатели типов ВВТЭ-М-10 и ВБПС-10 предназначены для замены маломасляных выключателей типов ВМПЭ-10, ВМП-10, ВМГ-133, а также для установки в ячейках типа КРУЭ-6П, 2КВЭ-6М, КРУП-6П.

3. Вакуумные выключатели типов ВВЭ-М-10-20, ВВЭ-М-10-31.5, ВБПВ-10-20 предназначены для установки в КРУ типа К-104, КМ-1Ф, К-49, взаимозаменяемые с выключателями типа ВК-10, ВКЭ-10.

4. Вакуумные выключатели типа ВВЭ-М-10-40 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях с изолированной нейтралью напряжением до 12 кВ. Устанавливаются в КРУ типа К-105, К-59, а также могут использоваться для замены маломасляных и электромагнитных выключателей.

5. Вакуумные выключатели типа ВБСК-10 предназначены для использования в КРУ наружной и внутренней установки.

.

Таблица Г.2 - Технические характеристики выключателей нагрузки

Тип	Номинальный ток, А	Номинальный ток отключения, А	Наибольший ток отключения, А	Предельный сквозной ток, А		Допустимый ток включения, кА		Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия	Ток отключения холостого хода трансформатора, А
				Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей	Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей
ВНР-10/400-10зУ3	400	400	800	25	10	2,5	1	10/1	1,5
ВНРп-10/400-10зУ3
ВНРп-10/400-10зЗУ3						25			15
ВНРп-10/400-10зпУ3
ВНРп-10/400-10зпЗУ3
ВНПу-10/400-10зУ3							10		1,5
ВНПу-10/400-10зпУ3
ВНПуп-10/400-10зп3У3
ВНВ-10/320	320	-	-	20	-	-	-	12/-	-

Для выключателей нагрузки серии ВН-10 номинальный и наибольший ток даны при cosφ ≥ 0,7. Номинальное и наибольшее рабочее напряжения 10 и 12 кВ соответственно. Токи отключения: активный и уравнительный равны и составляют 400 А. В выключателях нагрузки серии ВН-10 применяются предохранители типов ПКТ101-6, ПКТ102-6, ПКТ103-6, ПКТ101-10, ПКТ102-10, ПКТ103-10.

Технические характеристики выключателей ВН-16, ВНП-16 и ВНП-17 приведены в [11].

Приложение Д.

Таблица Д.1- Коэффициенты спроса и мощности

Наименование цеха, производства	Кс	cosφ
Корпуса, цеха, насосные и другие установки общепромышленного назначения
Блок основных цехов	0,40-0,50	0,75
Блок вспомогательных цехов	0,30-0,35	0,7
Кузнечно-прессовые	0,40-0,5	0,75
Термические, закалочные	0,6	0,75
Металлоконструкций, сварочно-заготовительные	0,25-0,35	0,65-0,75
Механосборочные, столярные, модельные	0,20-0,30	0,60-0,80
Малярные, красильные	0,40-0,50	0,60-0,70
Собственные нужды ТЭЦ	0,60-0,70	0,8
Лаборатории, заводоуправления, конструкторские бюро, конторы	0,40-0,50	0,70-0,80

продолжение табл. Д.1

Депо электрокар	0,50-0,70	0,70-0,80
Депо (паровозное, пожарное, железнодорожное)	0,30-0,40	0,60-0,80
Гаражи автомашин	0,20-0,30	0,7
Котельные	0,50-0,60	0,8
Склады готовой продукции, металла, магазины	0,30-0,40	0,8
Столовая	0,40-0,50	0,9
Лесозаводы	0,35-0,45	0,75
Лесосушилки	0,60-0,70	0,75-0,90
Термическая нагрузка (нагревательные печи)	0,70-0,80	0,85-0,90
Крановая нагрузка, подъемники	0,20-0,30	0,50-0,70
Электросварка	0,6	0,35
Малярные, модельные	0,40-0,50	0,50-0,60
Склады открытые	0,20-0,30	0,60-0,70
Медеплавильные заводы
Ватержакеты и отражательные печи	0,5	0,8
Цех рафинации меди	0,6	0,75
Заводы цветной металлургии
Цех электролиза	0,7	0,85
Отдел регенерации	0,5	0,8
Разливочная	0,4	0,7
Лаборатория	0,25	0,7
Аглоцех	0,5	0,8
Заводы черной металлургии
Цех холодного проката	0,40-0,50	0,8
Цех горячего проката	0,50-0,60	0,8
Мартеновский цех	0,40-0,50	0,75
Доменный цех	0,45	0,75
Слябинг	0,5	0,8
Цех сталеплавильных печей	0,4	0,7
Цех проката жести	0,45	0,70-0,80
Обогатительные фабрики
Цех обогащения	0,60-0,65	0,8
Цех дробления	0,40-0,45	0,75
Флотационный цех	0,60-0,70	0,75
Сгустители	0,50-0,55	0,7
Шаровые мельницы	0,50-0,60	0,8
Реагентный, баритовый цех	0,6	0,8
Золоизвлекательный цех	0,4	0,7
Цех мокрой магнитной сепарации	0,5	0,8
Дробильно-промывочный цех	0,40-0,50	0,8
Агломерационные фабрики
Спекальный цех	0,5	0,7
Цех фильтрации	0,50-0,60	0,7
Цех рудничной мелочи	0,4	0,65
Цех шихты	0,4	0,65
Цех перегрузки	0,30-0,40	0,65
Сероулавливающее устройство	0,50-0,55	0,75

продолжение табл. Д.1

Алюминиевые заводы
Блок мокрого размола и обработки	0,5	0,3
Выпарка, декомпозиция	0,55-0,60	0,85
Цех спекания, прокалывания	0,50-0,60	0,85
Цех выщелачивания, сгущения	0,40-0,50	0,8
Склады сырья	0,20-0,30	0,65
Заводы тяжелого машиностроения
Главный корпус	0,30-0,40	0,65-0,70
Мартеновский цех	0,40-0,50	0,70-0,80
Кузнечный цех	0,40-0,45	0,75
Термический цех	0,50-0,60	0,65
Моторный цех	0,35	0,75
Арматурный цех	0,30-0,35	0,6
Рессорный цех	0,3	0,65
Сварочный цех	0,40-0,45	0,6
Аппаратный цех	0,3	0,7
Изоляционный цех	0,50-0,60	0,9
Лаковарочный цех	0,6	0,9
Эстакада	0,25	0,65
Цех пресс-порошка	0,40-0,50	0,85
Цех электролиза	0,5	0,8
Цех металлопокрытий	0,4	0,8
Экспериментальный цех	0,2	0,7
Трансформаторные заводы
Главный корпус	0,4	0,80-0,85
Сварочный корпус	0,35	0,7
Аппаратный корпус	0,3	0,7
Изоляционный корпус	0,6	0,9
Лаковарочный корпус	0,4	0,8
Авторемонтные заводы
Цех обмотки проводов	0,4	0,7
Кузовной цех	0,35	0,8
Цех обкатки автодвигателей	0,60-0,70	0,6
Станочное оборудование	0,25	0,6
Разборно-моечный цех	0,3	0,65
Судоремонтные заводы
Главный корпус	0,4	0,8
Котельный цех	0,5	0,65
Сухой док	0,4	0,6
Плавающий док	0,5	0,7
Механические цеха	0,25-0,35	0,60-0,70
Автомобильные заводы
Цех шасси и главный конвейер	0,35	0,75
Моторный цех	0,25	0,7
Прессово-кузовный цех	0,2	0,7
Кузнечный цех	0,2	0,75
Арматурно-агрегатный цех	0,2	0,7

продолжение табл. Д.1

Авиационные заводы
Цех обработки блоков, поршней, шатунов и прочих деталей двигателей	0,35	0,7
Цех сборки, испытаний двигателей	0,4	0,8
Цех производства мелких деталей	0,3	0,7
Гальванический цех	0,5	0,85
Станция химводоочистки, канализации	0,6	0,8
Градирня	0,7	0,8
Склад кислот	0,3	0,7
Цех пластмасс	0,4	0,9
Штамповочный цех деталей корпуса самолета	0,4	0,6
Штамповочный цех деталей покрытия самолета	0,3	0,8
Цех сборки остова самолета	0,4	0,6
Цех полной сборки самолетов	0,4	0,7
Химические заводы и комбинаты
Цех красителей	0,4	0,75
Цех натриевой соли	0,45	0,75
Цех хлорофоса, синильной кислоты	0,50-0,55	0,75
Цех метиленхлорида, сульфата аммония	0,5	0,70-0,75
Цех холодильных установок	0,6	0,8
Склады готовой продукции	0,2	0,5
Надшахтные здания	0,7	0,80-0,85
Здания подъемных машин	0,60-0,70	0,80-0,85
Галереи транспортеров	0,35-0,40	0,60-0,80
Здание шахтного комбината	0,5	0,9
Эстакады и разгрузочные пункты	0,60-0,70	0,65-0,80
Цех обезвоживания	0,5	0,8
Башня Эстнера	0,5	0,7
Эстакада наклонного транспорта	0,4	0,8
Сушильное отделение	0,7	0,8
Корпус запасных резервуаров	0,3	0,8
Химлаборатория	0,3	0,8
Цех защитных покрытий	0,5	0,8
Нефтеперерабатывающие заводы
Установка каталического крекинга	0,50-0,60	0,8
Установка термического крекинга	0,65	0,85
Установка прянной гонки	0,50-0,60	0,75
Установка алкиляции, инертного газа	0,55	0,75
Электрообессоливающая, этилсмесительная установка	0,50-0,60	0,8
ЭЛОУ	0,50-0,60	0,8
Резервуарные парки	0,3	0,65
Коксохимические заводы
Дезинтеграторное отделение	0,6	0,8
Перегрузочная станция дробления	0,5	0,7
Дозировочное отделение	0,4	0,8
Угольные ямы	0,7	0,75
Вагоноопрокидыватель	0,4	0,8
Коксовые батареи	0,60-0,70	0,85-0,90
Пекококсовая установка	0,7	0,8

продолжение табл. Д.1

Смолоразгонный цех	0,7	0,8
Дымососная установка	0,7	0,8
Бензольный цех	0,7	0,8
Насосная конденсата	0,6	0,7
Ректификация	0,6	0,75
Сероочистка	0,7	0,8
Углемойка	0,4	0,75
Холодильники аммиачной воды	0,5	0,8
Цементные заводы
Шиферное производство	0,35	0,7
Сырьевые мельницы	0,50-0,60	0,8
Сушильный цех	0,40-0,50	0,85
Цементные мельницы	0,50-0,60	0,8
Шламбассейны	0,7	0,85
Клинкерное отделение	0,35-0,45	0,75
Цех обжига	0,40-0,50	0,80-0,90
Электрофильтры	0,4	0,75
Цех дробления	0,5	0,8
Химводоочистка	0,50-0,60	0,8
Склады сырья	0,20-0,30	0,6
Заводы абразивные и огнеупоров
Цех шлифпорошков	0,5	0,8
Подготовительный цех	0,4	0,75
Цех шлифзерна, шлифизделий	0,40-0,50	0,75
Цех дробления	0,50-0,60	0,8
Цех переплавки пирита	0,6	0,85
Печной цех	0,6	0,9
Углеподготовка	0,40-0,50	0,75
Шамотный цех	0,40-0,45	0,7
Стекольный цех	0,5	0,75
Промышленные базы стройиндустрии
Корпус дробления камня	0,40-0,60	0,75
Корпус промывки и сортировки	0,40-0,50	0,7
Корпус керамзитовых, бетонных и гончарных труб	0,4	0,7
Корпус железобетонных конструкций	0,30-0,40	0,7
Бетонно-смесительный цех	0,5	0,75
Цех силикатно-бетонных изделий	0,40-0,45	0,75
Цех производства шифера	0,40-0,45	0,75
Цех помола извести	0,5	0,7
Цех ячеистых бетонов	0,4	0,65
Цех гибсошлаковых изделий	0,4	0,65
Арматурный цех	0,35	0,6
Склады	0,25	0,6
Текстильные, трикотажные, ситценабивные меланжевые фабрики
Прядильный цех	0,50-0,70	0,75
Ткацкий цех	0,60-0,70	0,8
Красильный, отбельный цех	0,50-0,55	0,70-0,80
Крутильный цех	0,50-0,60	0,8

окончание табл. Д.1

Корпуса "медио", "утка" и др.	0,5	0,7
Сушильный, ворсовальный цех	0,40-0,50	0,75-0,80
Печатный цех	0,5	0,75
Вязальный, трикотажный цех и др.	0,40-0,50	0,7
Цех носочно-чулочных изделий	0,40-0,50	0,7
Цех капроно-нейлоновых изделий	0,50-0,60	0,75
Швейные мастерские	0,30-0,40	0,65
Основальный корпус	0,6	0,7
Кузнечно-сварочный цех	0,3	0,5
Опытный флотационный цех	0,7	0,8
Разгрузочное устройство	0,3	0,8
Главный корпус сильвинитовой фабрики	0,7	0,8
Научно-исследовательские и экспериментальные институты
Главный корпус опытного завода	0,30-0,40	0,7
Машинный зал	0,5	0,8
Электрофизический корпус	0,4	0,75
Лаборатория низких температур	0,50-0,60	0,85
Корпус высоких напряжений	0,35	0,8
Лаборатория специальных работ	0,35	0,7
Деревообрабатывающие комбинаты и заводы
Лесопильный завод	0,4	0,75
Сушильный цех	0,35	0,8
Биржа сырья	0,3	0,65
Цех прессованных плит	0,4	0,75
Столярный, модельный, деревообрабатывающий	0,25-0,35	0,7
Станкостроительный завод
Главный корпус	0,5	0,6
Эстакада к главному корпусу	0,5	0,7
Станция осветления вод	0,7	0,85
Бумажные фабрики
Бумажные машины	0,60-0,65	0,75
Дереворубка	0,40-0,45	0,65
Кислотный цех	0,5	0,8
Варочный цех	0,35	0,70-0,80
Отбельный цех	0,50-0,60	0,7
Тряпковарка	0,60-0,65	0,8
Лесотаски	0,35	0,6

Приложение Е.

Примеры расчетов

Приложение Е1. Пример расчета токов КЗ на участках электрической сети.

Выполнить расчет токов при трехфазном КЗ для участка сети, схема которого представлена на рис.1.6. Цель расчета - правильный выбор параметров аппаратуры и проводников. Мощности оборудования, обозначения и протяженности линий указаны на схеме и в таблице исходных данных.

Таблица Е1-1 - Исходные данные к расчету - трансформаторы:

Элемент схемы	Обозначение в схеме	Тип	Мощность, МВА	UBH, кВ	UHH, кВ	ΔРкз, кВт	UK, %
Силовые трансформаторы	Т1	ТДН-25000/150	25	158	11	145	11,5
	Т2	ТМ-2500/10	2,5	10	0,69	4,6	5,5
	Т3	ТМ-1000/10	1	10	0,4	2,45	5,5

Таблица Е1-2 - Исходные данные к расчету – генераторы и электродвигатели

Синхронные генераторы	Обозначение в схеме	Тип	Мощность, МВт	UH, кВ	cosφ	КПД. %	Хd” %
	G1, G2	Т-2-6-2	6	10,5	0,8	96,4	12,1
Асинхронные двигатели	M1 ÷ M4		1,5	10,5	0,82	96,8	11,5
	М5 ÷M6		0,8	0,69	0.8	96.2	11

Таблица Е1-3 - Исходные данные к расчету: линейные элементы и коммутуционные аппараты

				UH, кВ	l м	R0 мОм/м	X0 мОм/м
Силовые кабели высоковольтные	КЛ1 ÷КЛ2 КЛ3 ÷КЛ4	ВВГ-(3х50)		10	20 30	0,4	0,06
	КЛ5	ВВГ-2(3х10)		10	60	2	0,07
ВЛ 10 кВ	ВЛ1	АС-35/6,2	2,85	10	150	0,8	350
Шинопроводы	ШМА1	2х80х8		0,69	40	0,06	0,145
Коммутационные аппараты	АВ1	ВА-

Расчет параметров схемы замещения

1. Сопротивление системы определяем из (1.12), приводя его к напряжению РУ 10 кВ, на шинах которого задана точка короткого замыкания К1:

2. Сопротивления трансформаторов

   1. Сопротивление трансформатора мощностью 25МВА определяется в соответствии с (1.16) и (1.17)

.

R_T1 = ΔР_КЗ(U_н/S_TН)² = 145·(10,5/25000)² ·10³= 0,026 мОм.

2. Аналогично сопротивление трансформатора мощностью 2500кВА, мОм,

R_T2 = ΔР_КЗТ2(U_нТ2/S_T2Н)² 10³ = 4,5·(10,5/2500)² ·10³= 0,081

3. Сопротивление трансформатора Т3 1000кВА, приведенное к его номинальному напряжению,

R_T3 = ΔР_КЗТ3(U_нТ3/S_T3н)² 10³ = 2,45·(10,5/1000)² ·10³= 0,27 мОм

3. Генераторы G1, G2:

4. Сопротивления асинхронных двигателей М1÷ М4, мОм

5. Сопротивления АД М5, М6, приведенное к напряжению 0,69 кВ

R_M5,М6 = 20 мОм

Сопротивление токоограничивающего реактора на номинальный ток 1500А принимается в соответствии с его паспортными данными Х_LR =0,14 Ом = 140мОм.

6. Сопротивление кабельных и воздушных линий, мОм:

   1. Кабельная линия к двигателям М1 и М2

X_KЛМ1,2 = Х₀·l _KЛМ1,2 =0,06*20 =0,12

R_KЛМ1,2 = R₀·l _KЛМ1,2 =0, 4*20 = 8

2. Кабельная линия к двигателям М3 и М4

X_KЛМ3,4 = Х₀·l _KЛМ3,4 =0,06*30 =0,18

R_KЛМ3,4 = R₀·l _KЛМ3,4 =0, 4*30 = 12

3. Кабельная линия к трансформатору Т3 состоит из двух параллельно проложенных кабелей одинакового сечения.

X_KЛ5= Х_{0 KЛ5}·l _KЛ5 = 0,07*60/2= 2,1

R_KЛ5= R_{0 KЛ5}·l _KЛ5 = 2*60/2 = 60

4. ВЛ к трансформатору Т2

X_ВЛ1= Х_{0 ВЛ1} ·l _{ВЛ1 ­} = 350*150 =52500

R_ВЛ1= R_{0 ВЛ1} ·l _{ВЛ1 ­} = 0,8*150 = 120

Нагрузка кабеля составит I=P/√3U·cosφ=1500/√3·10,5·0,82=100,58А.

7. Сопротивление магистрального шинопровода ШМА1, мОм

X_ШМА1= Х_{0 ШМА1} ·l _{ШМА 1 ­} = 0,145*40 =5,8

R _{ШМА 1}= R_{0 ШМА 1} ·l _{ШМА 1 ­} = 0,06*40 = 2,4

8. Короткое замыкание в точке К1 – шины 10 кВ ГРУ ТЭЦ. КЗ в точке К1 подпитывают энергосистема, генераторы G1 и G2, а также 4 асинхронных двигателя. Подпиткой от двигателей М5 и М6 для точки К1 можно пренебречь, т.к. они электрически значительно удалены от точки КЗ. Результирующие сопротивления

Х_резК1 = (Х_Т+Х_с)// // // =

Ток трехфазного КЗ в точке К1 при учете только индуктивной составляющей сопротивлений элментов сети, кА

Аналогично определяется результирующее активное сопротивление R_резК1.

Так как R_C<<1/3X_C значением R_C пренебрегаем. Значения и в соответствии с [XX] можно принять равным 0,125 Ом, значения R_M1-4 = 0,68 Ом; величина R_KL1= R_KL2 =R_{0 КЛ}•l _КЛ1’2 = 8 мОм (п.7.2)

Полное сопротивление сети относительно точки К1

=

кА

Погрешность для сети РУ10 кВ при неучете активного сопротивления

составляет

100*(20,04-20,015)/20,015= 0,008%,

т.е. параметры активной составляющей сопротивления цепи не оказывают существенного влияния на расчетную величину тока КЗ, поэтому для данной точки КЗ их учитывать необязательно.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К1

Т_а = Х_K/ωR_K =316,9/2π⋅50⋅16,595 = 0,0608 .

Апериодическая составляющая в момент времени t=0,01с

I_at = = √2⋅20,015⋅ехр(-0,01/0,0608) =24,013

Ударный коэффициент

k_y = 1+ exp(-t/Ta) = 1+ ехр(-0,01/0,0608) =1+0,848=1,848

Ударный ток КЗ в точке К1

i_y = = 1,848⋅ 20,015 = 52,308 кA

10 Расчет токов КЗ в точке К2 – шины 10 кВ РУ 10кВ за реактором.

Расчетная схема аналогична схеме расчета КЗ в точке К1: подпитка от двигателей М5, М6 не учитывается. Результирующее индуктивное сопротивление в точке К2, мОм:

X_резK2 = X_резK1 + X_p = 316,9 + 140= 456,9

Изменение активного сопротивления можно не учитывать. Ток КЗ на шинах за токоограничивающим рактором, кА,

=13,9

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К2

Т_а = Х_K/ωR_K =456,9/2π⋅50⋅16,595= 0,087656

Ударный коэффициент

k_y = 1+ exp(-t/Ta) = 1+ ехр(-0,01/0,0876) =1,892

Ударный ток КЗ в точке К2

i_yК2 = = 1,89⋅ 13,9 = 37,2 кA

Из расчета видно, что использование токоограничивающего реактора позволяет существенно снизить ток КЗ на шинах в точке К2 по сравнению с точкой К1, следовательно, снизить требования к отключающей способности и облегчить условия эксплуатации выключателей данного РУ.

11 Расчет КЗ в точке К3 за трансформатором 2500 кВА на магистральном шинопроводе 0,69 кВ в точке подключния двигателей М5, М6.

Для расчета используются параметры схемы замещения, определенные выше, с перерасчетом к напряжению 0,69кВ.

Сопротивления контактов коммутационных аппаратов принимаем по табл.А.10, A11.

Индуктивное сопротивление контактов выключателей для автоматов с I_ном=1000A и более составляет 0,084÷0,092 мОм; активное – 0,1÷0,12 мОм. Принимаем Х_АВ1=0,086мОм,

Результирующее индуктивное сопротивление до точки К3

X_резK3= [(X_резK2 + X_ВЛ1+ X_Т2)⋅1/К²_Т2 + X_АВ1 + X_ШМА]//X_M5//X_M6 =

={[(456,9+52500+5560) ⋅(0,69/11)² +0,86+5,8]^-1+2⋅53,68^-1}^-1=

=24,04

Результирующее активное сопротивление схемы относительно точки короткого замыкания К3

R_резK3= [(R_резK2 + R_ВЛ1+ R_Т2)⋅1/К²_Т2 + R_АВ1 + R_P1 + R_ШМА]//R_M5//R_M6 =

=[(16,595+120+0,081)/(11/0,69)^-2 + (0,1+0,18)+0,08 + 2,4]^-1+2⋅20^-1 = 9,997⩰10 мОм.

Полное сопротивление схемы относительно точки короткого змыкния на ШМА 0,69 кВ в месте подключения М5 и М6, мОм

Z_резK3= = = 26,04

Величина полного установившегося тока трехфазного короткого замыкния в точке КЗ составит

⋅26,04⋅10^-3) = 15,3 кА

Постоянная времени затухания, с

Т_а = Х_K/ωR_K =24,04/2π⋅50⋅10,0= 0,004

Малое значение постоянной времени затухания апериодической составляющей говорит о малой продолжительности переходного процесса в сети напряжением ниже 1 кВ.

Ударный ток, кА

i_yК2 = =(1+е^-t/T_a) 15,3 = 23,4

где к_у =(1+е^-t/T_a)

Аналогично рассчитываются токи КЗ в точке К4, для которой результирующее сопротивление находим методом последовательного сложения сопротивлений всех элементов цепочки до точки К4.

Прилжение Е.2 - Выбор места расположения ГПП.

Требуется определить место расположения ГПП предприятия (центр его электрических нагрузок), генеральный план которого приведен на рис.3.11; составить картограммы нагрузок, нанести на генплан результаты расчета. Электрические нагрузки по цехам приведены в табл.3.4. Масштаб генплана М=5м/мм. При выборе места ГПП учесть также, что с северной стороны площадки предприятия в 3км проходит двухцепная линия напряжением 150 кВ, пропускная способность которой позволяет подключить к ней нагрузку не более 16 МВт.

Таблица Е.2.1 - Исходные данные к примеру Е.2

Параметр	Обозначение	Номер цеха						Всего по заводу
		1	2	3	4	5	6
Активная силовая нагрузка, кВт	Рр	2100	840	2660	1480	2480	980		0
Осветительная нагрузка, кВт	Рро,	120	35	160	100	180	50		645
Суммарная силовая нагрузка, кВт	Рр + Рро,	2320	875	2820	1580	2660	1030		11285
Координаты центров нагрузок цехов, м	х	77	300	600	125	357	630
	у	350	305	360	150	105	606

Д алее определяется масштаб расчетных нагрузок. Если принять, что радиус окружности, отображающей нагрузку наименьшего по расчетной мощности цеха №2 равен 5мм, то получим

Угол сектора осветительных нагрузок определяется из соотношения осветительной нагрузки и общей.

α_oi = 360⁰·P_pi/ P_poi

По формулам 3.1 рассчитываем радиусы окружностей соответствующих нагрузкам цехов в выбранном масштабе. Для цеха №1

Аналогично выполняются расчеты для остальных цехов.

В таблице Е.2.2 представлены результаты расчета радиусов окружностей цеховых нагрузок и общезаводской нагрузки и секторов осветительных нагрузок.

Таблица Е.2.2 – Расчет параметров картограммы нагрузок

Цех	1	2	3	4	5	6
r	8,14	5,00	8,97	6,72	8,72	5,42
α	18,62	14,40	20,43	22,78	24,36	17,48

Координаты центра активных электрических нагрузок, м

Из результатов расчета следует, что ЦЭН находится рядом с цехом №2, и ГПП завода следовало бы расположить рядом с этим цехом, что в соответствии с генпланом не предусмотрено. Поэтому расположение ГПП следует изменить, сдвинув ее на свободной территории между Ц2 и Ц3 относительно расчетного центра, учитывая также прохождение ближе к этой площадке ВЛ 150кВ, подключение к которой нагрузок предприятия возможно: суммарная расчетная мощность нагрузок предприятия составляет 11285 кВт и меньше допустимой по условию нагрузки подключения, равной 16000кВт.

Аналогично можно построить картограмму для реактивных нагрузок.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е.3 - Выбор числа и мощности силовых

трансформаторов цеховой ТП.

Выбрать число и мощность трансформаторов цеховой ТП, если известно, что расчетная нагрузка цеха составляет 1460 кВА, из указанной нагрузки 40% относятся к потребителям 1-й категории, остальная нагрузка – потребители второй категории. Предприятие работает в две смены. Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно. Имеется возможность ручного переключения части нагрузок второй категории в объеме 380 кВА на питание по сети 0,4 кВ от других ТП.

Решение.

Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1-й категории, для их бесперебойного питания требуется наличие двух независимых источников. Исходя из этого, принимается установка на ТП двух трансформаторов. С учетом преобладания нагрузок потребителей 2-й категории принимается расчетный коэффициент загрузки трансформаторов К_з.т = 0,75. Тогда по (6.4) требуемая мощность трансформатора

кВА

Ближайший по шкале номинальных мощностей трансформаторов (Приложение Б, [6, 7, 10]) принимается к установке трансформатор ТМ-1000/10 мощностью 1000 кВА. Коэффициент загрузки в нормальном режиме

К_з.норм =

Проверка по допустимой перегрузке.

Мощность потребителей 1-й категории, питающихся от одного трансформатора

При выходе из работы одного трансформатора нагрузка второго с учетом подключения всех нагрузок 1-й категории составит

S _пер = 730+292 = 1022 кВА

Коэффициент перегрузки К_пер1 = S_пер /S_ном = 1022/1000=1,022,

т.е. 1,022 от номинальной мощности. Такая перегрузка в соответствии с [3] допустима длительное время.

При питании всей нагрузки в объеме 1460 кВА от одного Тр коэффициент перегрузки составит К_пер2 = 1460/1000= 1,46, что допускается для масляных трансформаторов в течение 80 мин. при условии, что предшествующая нагрузка была не выше номинальной, что и было исходя из условия.

Если часть нагрузки в объеме 380 кВА , относящейся к потребителям второй категории, может быть переключена на другие источники питания, то оставшийся в работе трансформатор будет нагружен на (1460-380)/1000=1,08 номинальной мощности, т.е. может работать в соответствии с [1, 4] длительно.

Приложение Е4 - Пример 6.2 выборсечени проводов и кабелей.

К распределительному шкафу 0,4 кВ подключаются 5 трехфазных электроприемников, характеристики которых представлены в табл 6.5.3

Таблица Е.4.1 – исходные данные к примеру 6.2

Наименование	Кол-во, шт.	Мощность, кВт	Коэф-т исп-я Ки	соsφ	К-т спроса Кс
Вентилятор вытяжной	2	22	0,8	0,82	0,7
Компрессор поршневой	1	40	0,7	0,8	0,6
Ножницы обрезки металла	2	28	0,6	0,8	0,33

Помещение относится к категории без повышенной опасности. Провод прокладывается в трубе.

Выбрать провода для подключения каждого электроприемника и кабель для подключения распределительного шкафа.

Решение

1 Провод для подключения электроприемников выбирается по номинальному току каждого приемника, который и является расчетным током:

I_p = I_ном =

Вентилятор: I_ном = 22/1,73·0,38·0,82 = 40,8 А,

компрессор I_ном = 40/1,73·0,38·0,8 = 76,06 А,

ножницы I_ном = 28/1,73·0,38·0,8 = 53,24 А.

С учетом повышения надежности схемы принимаем, что подводка питания выполняется проводом с медными жилами. По полученным значениям выбираем сечения жил в соответствии с табл. А.5 Приложения А. Результаты сведены в таблицу 6.6.

Таблица Е.4.2 – Выбор сечения проводов для подключения электроприемников.

Наименование	Расч. ток Ip, А	Сечение провода, F, мм2	Длит. доп ток, Iдл.доп,А	Марка провода	характеристика
Вентилятор	40,8	8	43	ПРТО-3х8	С резиновой изоля-цией, в хлопчатобу-мажной оплетке, пропитанной противогнилостным составом, для прокладки в трубах
Компрессор поршневой	76,06	25	85	ПРТО-3х25
Ножницы обрезки металла	53,24	10	50	ПРТО-3х10

Расчетная нагрузка распределительного шкафа определяется по методу коэффициента спроса в соответствии с разделом 5.4, формулы (5.14), (5.15., (5.20).

Вентилятор: P_pв = P_ном·К_с = 2·24·0,7 = 33,6 кВт

Компрессор P_pк = 40·0,6 = 24 кВт,

Ножницы P_pн = 2·28·0,33 = 18,48 кВт

Расчетная активная нагрузка узла P_p = ΣР_pi = 33,6+24+18,48 = 76,08 кВт.

Средневзвешенный соsφ

соsφ_св. = ·

S_p = P_p / соsφ_св = 76,08/0,807 = 94,27 кВА

I_p = 94,27 / 1,73·0,38 = 143,4 А

Для подсоединения распределительного шкафа принимается трехжильный кабель с алюминиевыми жилами с сечением жил 70мм² , длительно допустимый ток при прокладке в воздухе 140 А.

Пример Е.5 определить потери и падение напряжения в заводской магистральной сети напряжением 10 кВ, питающей 4 цеха, и напряжение на шинах 0,4 кВ ТП цеха №4. Схема сети представлена на рис.Е.5.1. Величины расчетных нагрузок цехов, протяженности КЛ и сечение участков приведены в табл.Е.5. Магистраль выполнена кабелем марки ААШвУ с алюминиевыми жилами сечением 50мм², проложенным в земле. Расчетная температура окружающей среды +25^оС.

Таблица Е.5.1 – Исходные данные к примеру Е.5

Номер цеха и кабельной линии	Нагрузки цехов		Длина линии, м
	Активная Р, кВт	Реактивная Q, кВАр
1	760	240	230
2	490	136	140
3	780	180	200
4	510	140	220
Всего по магистрали	2540	916	0

Параметры трансформатора ТП цеха №4 из табл.Б.1 приложения Б:

Номинальная мощность S_ном = 630кBА,

Номинальные напряжения: U_BH = 10кB, U_HH = 0,4кВ;

Потери: КЗ - 7600Вт, напряжение КЗ u_к =5,5%. Потери ХХ – 1310кВт.

Для решения поставленной задачи необходимо определить падение напряжения на каждом участке магистрали, определив ток нагрузки и сопротивления каждого участка. Падение напряжения на участке можно определить по (4.35), для чего требуется рассчитать ток нагрузки каждого участка, значения cosφ и sinφ нагрузок участков, а также сопротивления соответствующих участков КЛ. На головном участке (КL₁) суммарный ток нагрузки в линии I_HΣ, A, будет определяться суммарной нагрузкой всех цехов:

где Р_г и Q_г – суммарная активная и реактивная мощности, потребляемые по магистрали и приходящиеся на головной участок линии.

Для каждого участка определяется усредненное значение и :

Сопротивления участков определяем по данным табл.А.9. Для указанной марки кабеля удельные сопротивления R_o = 0.62 Ом/км, X₀ = 0,09Oм/км

Падение напряжения на участке KL₁, B

δU_KL1= I_нΣ (R_KL1cosφ + X_KL1 sinφ)=155,89(0,143·0,941 + 0.021·0.361) =

=22,076

Потери напряжения на указанном участке

·0,143·0,941 =

Для последующих участков КЛ ток нагрузки определяется аналогично за вычетом нагрузок предшествующих цехов, а также с учетом полученного падения напряжения, которое для упрощения расчета можно принять равным потере U. Для участка KL₂

Аналогично определяется ток нагрузки участков KL₃ и KL₄. Результаты расчетов представлены в табл. Е.5.2

Таблица Е.5.2 – Расчетные данные.

№ уч-ка	Нагрузка участка, кВт				cosf		sinφ		ток участка I, А		Сопротивление участка			δU, B		ΔU
	актив	реакт	полная	R, Ом							X, Ом
1	2540	916	2700,12	0,941		0,361		155,892		0,143		0,021	22,076		20,912
2	1780	656	1897,03	0,938		0,369		109,767		0,087		0,013	9,450		8,940
3	1290	498	1382,79	0,933		0,386		80,088		0,124		0,018	9,821		9,265
4	510	230	559,46	0,912		0,451		32,435		0,136		0,020	4,323		4,033

Сопротивления трансформатора определяем по параметрам режима короткого замыкания в соответствии с (1.16) и (1.17). мОм

Падение напряжения на трансформаторе ТП цеха №4, В

32,4(0,0012·0,912+0,009·0,451)=0,17

Потеря напряжения на трансформаторе, В

Суммарные потери напряжения в сети до шин 0,4 кВ ТП. B

43.85

Напряжение на стороне НН ТП, В

Вывод: напряжение на шинах 0,4 кВ удовлетворяет требованиям стандарта.

Литература

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

2. ГОСТ 24291-90 –Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения.

3. ГОСТ 14209 – 97 (стандарт МЭК 354-91 действующий). Международный стандарт. Руководство по нагрузке силовых трансформаторов

4. ГОСТ 11677 – 75 Трансформаторы силовые. Общие технические условия. (Действующий).

5. ГОСТ 19431-84 - Энергетика и электрификация. Термины и определения

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах под общ. ред А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987. т.2

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах под общ. ред А.А. Федеорова. М.: Энергоатомиздат, 1986.т.1.-568с.

8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1986.-640с.

9. Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Учеб. для вузов/А.А.Федоров, В.В.Каменева.-М.: ВШ, 1984.-567с.

10. Справочнк по проектированию электроснабжения/ред Ю.Г.Барыбин.-М.:Энергоатомиздат, 1990.-200с.

11. А.А.Федоров, В.В.Каменева. Основы электроснабжения промышленных предприятий.-М.:Энергия, 1979. -408с.

12. Б.И.Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 416 с.

13. Правила пользования электрической и тепловой энергией.

14. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. НТП ЭПП-94.

15. Каталог электротехнической продукции ООО «Валон-А», г.Хмельницкий, 2009

16. Автоматические выключатели серии ВА-88. Технический каталог.-ИЭК, Украина, 2006.

17. ГОСТ 6110-82 Трансформаторы силовые (действующий)

18. ГОСТ 7746-2001- Трансформаторы тока Основные параметры -

19. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Межгосударственный стандарт. Действующий. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная.

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

21. Справочник энергетика промышленных предприятий. Киев:Техника, 1977.-560с.

22. ГНД 34.09.104-2003 - Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ

23. А.А.Федоров, Л.Е.Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий.М.:Энергоатомиздат, 1987.-368с.

24. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153.34.0-20.527-98. Действующие.

25. ГОСТ 27514-87 Короткие замыкания в электрических сетях. Методы расчета в электроустановках напряжением выше 1 кВ. М.:,1988.

26. ГОСТ 28249-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках напряжением до 1 кВ. Действующий.

27. ГОСТ 26522-85. Короткие замыкания в электроустановках. Термины и определения. Действующий.

1 Федоров и др. источники обозначение I^’’ соответствует I_п0

2