БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ «МЕЖДУНАРОДНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ им. А.Д. САХАРОВА» БГУ Факультет МОС Кафедра энергоэффективных технологий Курсовой проект по дисциплине «Основы проектирования объектов ВИЭ» Вариант № 7 Тема: «Энергообеспечение поселка с использованием возобновляемых источников энергии» Студент _________ группы _______________ /_______________/ Шифр зачетной книжки _______________ Руководитель _______________ /ст. преподаватель Левицкий И.В./ Минск 2023 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ «МЕЖДУНАРОДНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ИМЕНИ А.Д. САХАРОВА» БГУ Факультет Мониторинга окружающей среды Специальность 1-43 01 06 «Утверждаю» Зав. кафедрой к.т.н., доцент _________ /Пашинский В.А./ «__» ноября 2023 г. ЗАДАНИЕ на курсовое проектирование Студенту Ф.И.О. 1. Тема проекта «Проект энергоснабжения поселка на 40 домов в Оршанском районе с использованием БГУ(источник ВИЭ)» 2. Срок сдачи студентом законченного проекта 25.12.2023г. 3. Исходные данные к проекту: 1) материалы обследования предприятия; 2) типовые проекты к теме; 3) научная литература по теме проекта; 4) описание изобретений по теме проекта; 5) ПУЭ; ПТЭ, ПТБ, ТКП; 6) ГОСТы и другие нормативные материалы. 4. Перечень подлежащих разработке вопросов Введение 1 Исходные данные. 1.1 Производственная характеристика объекта. 1.2 Общестроительные характеристики основного здания проектирования. 1.3 Основные характеристики среды обитания основного здания проектирования. 2 Разработка энергетического обеспечения объекта проектирования. 2.1 Определение потребности в тепловой энергии. 2.2 Расчет электрического освещения и электрооборудования. 2.3 Проектирование электрических сетей (наружных). 2.4 Определение потребности в электрической энергии. 2.5 Определение потребности водных ресурсах. 2.6 Определение потребности в газе 2.7. Определение потребностей в источниках энергоресурсов. 2.8. Проектирование сетей наружного энергоснабжения (электрические, водоснабжение, теплоснабжение, канализация, газоснабжение). 3. Проектирование источников с возобновляемой энергией. 3.1 Определение мощности источника возобновляемой энергии. 3.2 Конструктивная разработка источника возобновляемой энергии. 3.3 Разработка технологической, электрической, гидравлической схемы источника возобновляемой энергии. 3.4 Разработка схем включения энергии в существующие системы энергоснабжения. 3.5 Организация учета энергоресурсов. Выводы Литература Приложения 5. Перечень графического материала: − генплан объекта с сетями энергоснабжения; − схема принципиальная электрическая питающей сети объекта; − общий вид источника возобновляемой энергии; − деталировки источника возобновляемой энергии. Дата выдачи задания «….» ноября 2023г. Задание принял к проектированию «…» ноября 2023г. Руководитель __________ /А.А. Бутько/ __________/Ф.И.О./ Реферат Курсовая работа выполнена в объеме: расчетно-пояснительная записка на 28 страницах, таблиц – 6, рисунков -2. Ключевые слова: нагрузка постоянного тока, нагрузка переменного тока, система АКБ, Расчет БГУ, генерато, контроллер, инвертор, сечение кабеля. Целью данной курсовой работы является Энергообеспечение поселка с использованием возобновляемых источников энергии. Рассмотрен расчет БГУ системы автономного электроснабжения. СОДЕРЖАНИЕ Введение ……………………………………………………………….………..7 1 Исходные данные ............................................................................................... 8 2 Расчет электрических нагрузок ........................................................................ 8 3 Выбор источника питания ............................................................................... 10 3.1 Выбор мощности и число трансформаторных подстанций ...................... 11 3.2 Расчет и выбор проводов ВЛ………………………………………………12 4 Проектирование системы водоснабженияОшибка! Закладка не определена. 4.1 Определение потребности в горячей и холодной воде ............................. 18 4.2 Гидравлический расчет сетей внутренних водопроводов………………19 5 Теплоснабжение ............................................................................................... 21 5.1 Определение тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию………...21 5.2 Определение расхода тепла на горячее водоснабжение………………..22 6 Расчет БГУ ........................................................................................................ 24 6.1 Выбор генератора……………………………………………….…………24 6.2 Расчет переферийного оборудования……………………………..…….. 25 6.3 Расчет выбора кабеля……………………………………………………...26 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………27 Список используемых источников…………………………………………………28 Изм. Лист № докум. Подпись Дата 02.03.04.23 - ПЗ Лит. Разработал Левицкий И.В Преподователь Консультант Зав.кафедрой ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Лист Листов 5 42 МГЭУ МОС, группа А12ЭТЭ1 Ведомость комплекта проектной документации Обоснование Наименование Кол-во Примечание Задание на курсовое проектирование 2с В составе ПЗ Текстовые документы 02.03.04.23 – ПЗ 02.03.04.23– ГП 02.03.04.23– ЭМ 02.03.04.23 – ЭМ Расчетно-пояснительная записка Чертежи Генплан посёлка с сетями энергоснабжения Подстанция Установка БГУ 44с 1 А1 1 1 А1 А1 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВВЕДЕНИЕ Проектирование—это комплекс работ с целью получения описаний нового или модернизируемого технического объекта, достаточных для реализации или изготовления объекта в заданных условиях. Использование возобновляемых источников энергии является одним из приоритетных направлений развития энергетического комплекса и повышения энергетической безопасности Республики Беларусь. С увеличением количества энергии, вырабатываемой из альтернативных источников, будет соответственно снижаться негативная нагрузка энергетического комплекса на окружающую среду. Однако следует отметить, что использование различных источников альтернативной энергии связано, в свою очередь, также с отрицательными воздействиями на окружающую среду. Например, при сжигании отходов сельскохозяйственного производства содержащиеся в них остатки пестицидов и тяжелых металлов могут вдыхаться вместе с дымом и причинять вред здоровью человека. Современные ветровые турбины, достигающие мощности до 4 МВт, могут создавать звуковые помехи и ощущение вибрации. Развитие возобновляемых источников энергии остается для Беларуси одним из приоритетных направлений, закрепленных на законодательном уровне. Сегодня в республике функционируют все образцы технологий возобновляемой энергетики. В Беларуси создан государственный кадастр возобновляемых источников энергии, где предоставлена информация по оценке «альтернативного» энергетического потенциала территории республики и повышения эффективности использования ВИЭ. Преимущества использования возобновляемых источников энергии связаны с экологией, воспроизводимостью (неисчерпаемостью) ресурсов, а также с возможностями получения энергии в труднодоступных местах проживания населения. К недостаткам энергетики на ВИЭ часто относят низкий КПД технологий выработки энергии на таких ресурсах, недостаточность мощностей для промышленного потребления энергии, потребность в значительных территориях посева «зеленых агрокультур», наличие повышенного шума и виброуровня (для ветровой энергетики), а также сложности добычи редкоземельных металлов (для солнечной энергетики). В курсовом проекте рассмотрен вариант электроснабжения посёлка с помощью БГУ. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 1 Исходные данные В населенном пункте 40 домов,проживает 280 жителей, д/сад, ФАП, клуб,школа. Тип потребительский подстанции – ЗТП. Сопротивление грунта ρ=130 Ом∙м. Здание Дом Школа Д/сад ФАП Клуб Площадь, м2 Чел/здание 100 3000-5000 3000-5000 50 1000-2000 7 100-120 100-120 5 50 2 Расчет электрических нагрузок Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем в масштабе план населенного пункта и располагаем на плане здания и нагрузки. Электрические нагрузки состоят из нагрузок жилых домов, общественных и коммунально-бытовых учреждений, производственных потребителей, а также нагрузки уличного освещения. Определим нагрузки на вводах к потребителям. Нагрузку на вводе в жилой дом определяем по номограмме исходя из существующего годового потребления электроэнергии на седьмой расчётный год. Расчетная нагрузка на вводе составляет Pр=3,4 кВт/дом. Определим расчетную нагрузку уличного освещения, кВт: Рр. ул = Pуд ∙ l, (3) где Руд − удельная мощность, зависящая от ширины улицы и вида покрытия, Вт/м; l − длина улицы, м; Принимаем Руд=5,5 Вт/м для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий и шириной проезжей части 5...7 м (светильники СПО-200, cosφ=1). Рр. ул = 5,5 ∙ 1400 = 7700 Вт = 7,7 кВт. Определяем суммарную расчетную активную нагрузку всего населенного пункта. Для этого делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определяем расчетную нагрузку каждой группы. Если нагрузка однородная и не различается по величине более чем в 4 раза, то суммирование производится при помощи коэффициента одновременности. Рр гр. = k 0 ∙ ∑ P. (4) В противном случае нагрузку рассчитываем по добавкам активной мощности. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата ∑ P = Рmax ∙ ∑ ∆Pmin . (5) Расчетная нагрузка для дневного максимума для производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей, кВт: Рд = k 0 ∙ Рр ∙ n ∙ k д , (6) Рв = k 0 ∙ Рр ∙ n ∙ k в , (7) где k 0 − коэффициент одновременности, определяется в зависимости от количества и типа потребителей; n − количество жилых домов; k д − коэффициент дневного максимума. Для производственных потребителей kд=1, для бытовых потребителей (дома без электроплит) где k 0 − коэффициент одновременности, определяется в зависимости от количества и типа потребителей; n − количество жилых домов; k д − коэффициент дневного максимума. Для производственных потребителей kд=1, для бытовых потребителей (домов без электроплит) k д =0,68. k в = 0,75 Рд = 0,245 ∙ 7,7 ∙ 40 ∙ 0,68 = 51,3 кВт. Рв = 0,245 ∙ 7,7 ∙ 40 ∙ 0,75 = 56,6 кВт. Определяем суммарную дневную и вечернюю нагрузку с помощью надбавок, по формуле (5): Рдн = 51,3 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 1,2 + 6 + 13,8 + 1,2 = 100,5 кВт. Рвч = 56,6 + 9,2 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 6 + 9,2 + 2,4 = 107,5 кВт. Д/сад: Рд = 0,245 ∙ 100 ∙ 1 ∙ 0,68 = 16,66 кВт. Рв = 0,245 ∙ 100 ∙ 1 ∙ 0,75 = 18,38 кВт. Определяем суммарную дневную и вечернюю нагрузку с помощью надбавок, по формуле (5): Рдн = 16,66 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 1,2 + 6 + 13,8 + 1,2 = 55,9 кВт. Рвч = 18,38 + 9,2 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 6 + 9,2 + 2,4 = 62,2 кВт. Школа: Рд = 0,245 ∙ 100 ∙ 1 ∙ 0,68 = 16,66 кВт. Рв = 0,245 ∙ 100 ∙ 1 ∙ 0,75 = 18,38 кВт. Определяем суммарную дневную и вечернюю нагрузку с помощью надбавок, по формуле (5): Рдн = 16,66 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 1,2 + 6 + 13,8 + 1,2 = 55,9 кВт. Рвч = 18,38 + 9,2 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 6 + 9,2 + 2,4 = 62,2 кВт. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Клуб: Рд = 0,245 ∙ 50 ∙ 1 ∙ 0,68 = 8,33 кВт. Рв = 0,245 ∙ 50 ∙ 1 ∙ 0,75 = 9,2 кВт. Определяем суммарную дневную и вечернюю нагрузку с помощью надбавок, по формуле (5): Рдн = 8,33 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 1,2 + 6 + 13,8 + 1,2 = 47,5 кВт. Рвч = 9,2 + 9,2 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 6 + 9,2 + 2,4 = 53 кВт. ФАП: Рд = 0,245 ∙ 5 ∙ 1 ∙ 0,68 = 0,8 кВт. Рв = 0,245 ∙ 5 ∙ 1 ∙ 0,75 = 0,9 кВт. Определяем суммарную дневную и вечернюю нагрузку с помощью надбавок, по формуле (5): Рдн = 0,8 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 1,2 + 6 + 13,8 + 1,2 = 40,0 кВт. Рвч = 0,9 + 9,2 + 9,2 + 1,8 + 3 + 3 + 6 + 9,2 + 2,4 = 44,7 кВт. Итоговая суммарная суточная нагрузка по населенному пункту =267 кВт(11 кВт/ч) 3 Выбор источника питания Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший. С учетом наружного освещения расчетная мощность ТП: Рвеч = Рр. ул ∙ Рвч , (8) Рвеч = 267 + 7,7 = 274,7 кВт. Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как нагрузка вечерняя больше чем дневная. Определяем средневзвешенный коэффициент мощности: ƩРi cosφi (9) cosφср.взв. = , ƩРi cosφср.взв.д = 0,92 cosφср.взв.в = 0,96 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 3.1 Число трансформаторных подстанций Определяем полную расчетную нагрузку на шинах ТП для дневного и вечернего максимумов, кВ·А: Рвеч Sр.д(в) = , cosφср.взв.д(в) 10) Sр.д = 274,7 = 298,6 кВ · А. 0,92 Sр.в = 274,7 = 286,1 кВ · А. 0,96 ( Определяем число трансформаторных подстанций для населенного пункта. Так как наш поселок не является протяженным, имеющим равномерно распределенную нагрузку, то приближенное число ЗТП можно определить по следующей формуле: Nтп ( 2 ·F Sр.в = 0,35 ∙ √ , (∆U%)2 3 11) г де F – площадь населенного пункта, определяем; ΔU% – допустимая потеря напряжения в сети напряжением 0,4 кВ (из таблицы 2). 286,12 · 1,4 √ = 0,35 ∙ = 4,25 82 3 Nтп Принимаем 5 трансформаторных подстанций. Таблица 1 – Табличные данные выбранного трансформатора Тип трансформато ра ТМГ-630/10У1 Мощность трансформато ра, кВА 630 Потери, Вт Напряжен ия КЗ, % Холостого хода Ур. А Ур. Б Коротког о замыкан ия 510 2650 565 5,5 Сопротивлени е Zк трансформато ра, при однофазном КЗ 0,478 На плане населенного пункта намечаем трассы ВЛ 400/220 В. Разбиваем их на участки длиной не более 100 м, группируем однородные потребители и присваиваем им номера. Для определения места расположения ЗТП на плане населенного пункта наносим оси координат и определяем координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 3.2 Расчет и выбор проводов ВЛ Согласно ТКП-385-2012 по условиям механической прочности минимально допустимое сечение СИП-4И на магистралях и линейных ответвлениях во 2 районе по гололеду должно быть 35 мм2. По расчетному току нагрузки ориентировочно определяем табличное значение сечения проводника Fтабл. и соответствующую ему величину табличного тока Iтабл. Допустимый ток нагрузки проводов указан при температуре окружающей среды 25˚С, скорости ветра 0,6 м/с и интенсивностью солнечной радиации 1000 Вт/м2. Таблица 4− Предварительное определение сечения проводов на участках линий, отходящих от ЗТП Номер участка Расчётный ток участка, Iр. уч, А 1 2 8-9 12,4 10-11 16,8 8-10 Допустимый ток Табличное значение Марка и сечение односекундного Iдоп. ,А проводов СИП–4И к.з., кА 3 4 5 Линия 1 115 4x35+1x25 2,3 115 4x35+1x25 2,3 17,5 115 4x35+1x25 2,3 7-8 24,9 115 4x35+1x25 2,3 6-7 25,8 115 4x35+1x25 2,3 2-6 34,1 115 4x35+1x25 2,3 4-5 12,4 115 4x35+1x25 2,3 3-4 20,8 115 4x35+1x25 2,3 2-3 26,6 115 4x35+1x25 2,3 1-2 50,2 115 4x35+1x25 2,3 14-15 9,3 115 4x35+1x25 2,3 13-14 19,7 115 4x35+1x25 2,3 1-13 22,8 115 4x35+1x25 2,3 ТП-1 71,1 115 4x35+1x25 2,3 Линия 2 33-34 12,4 115 4x35+1x25 2,3 32-33 22,5 115 4x35+1x25 2,3 31-32 29,2 115 4x35+1x25 2,3 29-31 43,3 115 4x35+1x25 2,3 29-30 9 115 4x35+1x25 2,3 28-29 48,8 115 4x35+1x25 2,3 26-28 54,4 115 4x35+1x25 2,3 26-27 14 115 4x35+1x25 2,3 25-26 62,6 115 4x35+1x25 2,3 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата ТП-25 70 115 4x35+1x25 2,3 Линия 3 20-22 9 115 4x35+1x25 2,3 20-21 9 115 4x35+1x25 2,3 19-20 13,5 115 4x35+1x25 2,3 18-19 16,9 115 4x35+1x25 2,3 23-24 9 115 4x35+1x25 2,3 18-23 13,2 115 4x35+1x25 2,3 17-18 25 115 4x35+1x25 2,3 16-17 30,6 115 4x35+1x25 2,3 ТП-16 37 115 4x35+1x25 2,3 Определим потери напряжения на участках линии: ∆Uуч. = √3𝐼𝑝 𝑙уч (r0 cosφ + x0 sinφ), ∆Uуч.% = (14) ∆U ∙ 100, Uн (15) где r0 – активное сопротивление провода, Ом/км [11]; х0 – индуктивное сопротивление провода, Ом/км [11]. Для предворительного выбора проводов: ∆U8−9 = 1,73 · 12,4 · 0,12 · (0,868 · 0,93 + 0,087 · 0,37) = 2,16 В. В, 2,16 ∆U8−9 = ∙ 100 = 0,54 %. 400 Таблица 5 – Предворительный выбор проводов по участкам ВЛ 400/220 В, отходящих от ЗТП 5 Индуктивное сопротивление, Ом/км Расчётный ток, А 4 Активное сопротивление, Ом/км sinφ 3 Допустимый ток нагрузки, А cosφ 2 Марка и сечение провода СИП–4И Активная мощность, кВт 1 Длина участка, м Номер участка Окончательный расчёт 6 7 8 9 10 Потери напряжени я на учас тке, % От нач ала лин ии, % 11 12 5,5 2 5,8 7 Линия 1 8-9 8 0,93 0,37 12,4 120 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,54 10-11 10,8 0,93 0,37 16,8 125 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,76 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 8-10 11,4 0,94 0,34 17,5 20 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,13 7-8 16,2 0,94 0,34 24,9 44 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,4 6-7 16,8 0,94 0,34 25,8 95 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,9 2-6 22,2 0,94 0,34 34,1 100 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,25 4-5 8 0,93 0,37 12,4 150 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,68 3-4 13,4 0,93 0,37 20,8 100 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,76 2-3 16,4 0,89 0,46 26,6 38 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,36 1-2 32 0,92 0,39 50,2 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,45 14-15 5 0,78 0,63 9,3 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,24 13-14 12 0,88 0,47 19,7 90 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,62 1-13 14,4 0,91 0,41 22,8 76 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,62 ТП-1 45,3 0,92 0,39 71,1 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,54 5,1 1 4,9 8 4,5 8 3,6 8 3,8 7 3,1 9 2,4 3 2,0 7 1,4 8 1,2 4 0,6 2 1,5 4 Линия 2 33-34 8 0,93 0,37 12,4 71 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,32 8,4 5 8,1 3 7,6 3 6,9 9 6,8 7 6,6 7 5,8 5 5,0 1 4,6 32-33 14,8 0,95 0,31 22,5 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,5 31-32 19 0,94 0,34 29,2 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,64 29-31 28,2 0,94 0,34 43,3 20 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,32 29-30 5,8 0,93 0,37 9 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,2 28-29 31,8 0,94 0,34 48,8 46 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,82 26-28 35,4 0,94 0,34 54,4 63 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,25 26-27 9 0,93 0,37 14 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,41 25-26 40,8 0,94 0,34 62,6 100 4x35+1x25 115 0,868 0,087 2,29 ТП-25 45,6 0,94 0,34 70 90 4x35+1x25 115 0,868 0,087 2,31 2,3 1 3,5 9 3,7 2 3,4 6 3,1 6 3,1 5 Линия 3 20-22 5,8 0,93 0,37 9 40 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,13 20-21 5,8 0,93 0,37 9 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,26 19-20 8,7 0,93 0,37 13,5 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,3 18-19 10,9 0,93 0,37 16,9 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,37 23-24 5,8 0,93 0,37 9 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,26 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 18-23 8,8 0,96 0,28 13,2 20 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,1 17-18 16,3 0,94 0,34 25 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,55 16-17 19,9 0,94 0,34 30,6 128 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,43 ТП-16 24,1 0,94 0,34 37 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,81 2,8 9 2,7 9 2,2 4 0,8 1 Определние потерь напряжения с применением других сечений проводов ∆U8−9 = 1,73 ∙ 12,4 ∙ 0,12(0,868 ∙ 0,93 + 0,087 ∙ 0,37) = 2,16 В, 2,16 ∆U8−9 = ∙ 100 = 0,54 %. 400 ∆U10−11 = 1,73 · 16,8 · 0,125 · (0,868 · 0,93 + 0,087 · 0,37) = 3,05 В. 3,05 ∆U10−11 = ∙ 100 = 0,76 % 400 ∆U8−10 = 1,73 · 17,5 · 0,02 · (0,868 · 0,94 + 0,087 · 0,34) = 0,51 В. 0,51 ∆U8−10 = ∙ 100 = 0,13 % 400 ∆U7−8 = 1,73 · 24,9 · 0,044 · (0,868 · 0,94 + 0,087 · 0,34) = 1,6 В. 1,6 ∆U7−8 = ∙ 100 = 0,4 % 400 ∆U6−7 = 1,73 · 25,8 · 0,095 · (0,868 · 0,94 + 0,087 · 0,34) = 3,59 В. 3,59 ∆U6−7 = ∙ 100 = 0,9 % 400 ∆U2−6 = 1,73 · 34,1 · 0,1 · (0,868 · 0,94 + 0,087 · 0,34) = 4,99 В. 4,99 ∆U2−6 = ∙ 100 = 1,25 % 400 ∆U4−5 = 1,73 · 12,4 · 0,15 · (0,868 · 0,93 + 0,087 · 0,37) = 2,7 В. 2,7 ∆U4−5 = ∙ 100 = 0,68 % 400 ∆U3−4 = 1,73 · 20,8 · 0,1 · (0,868 · 0,93 + 0,087 · 0,37) = 3,02 В. 3,02 ∆U3−4 = ∙ 100 = 0,76 % 400 ∆U2−3 = 1,73 · 26,6 · 0,038 · (0,868 · 0,89 + 0,087 · 0,46) = 1,42 В. 1,42 ∆U2−3 = ∙ 100 = 0,36 % 400 ∆U1−2 = 1,73 · 50,2 · 0,08 · (0,868 · 0,92 + 0,087 · 0,39) = 5,78 В. 5,78 ∆U1−2 = ∙ 100 = 1,45 % 400 ∆U14−15 = 1,73 · 9,3 · 0,08 · (0,868 · 0,78 + 0,087 · 0,63) = 0,94 В. 0,94 ∆U14−15 = ∙ 100 = 0,24 % 400 ∆U13−14 = 1,73 · 19,7 · 0,09 · (0,868 · 0,88 + 0,087 · 0,47) = 2,47 В. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 2,47 ∙ 100 = 0,62 % 400 ∆U1−13 = 1,73 · 22,8 · 0,076 · (0,868 · 0,91 + 0,087 · 0,41) = 2,47 В. 2,47 ∆U1−13 = ∙ 100 = 0,32 % 400 ∆UТП−1 = 1,73 · 71,1 · 0,06 · (0 · 0,92 + 0 · 0,39) = 2,4 В. 2,4 ∆UТП−1 = ∙ 100 = 0,32 % 400 ∆U13−14 = Аналогично определяем потери напряжения на остальных участках, и результаты сводим в таблицу 9. Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках. Полученные значения сравнивают с допустимой потерей напряжения ΔUдоп.=8%. Если потери в линии превышают допустимое значение, то увеличивают сечение и производят пересчет и полученные результаты сводим в таблицу 6. Таблица 6 – Выбор проводов по участкам ВЛ 400/220 В, отходящих от ЗТП 5 Индуктивное сопротивление, Ом/км Расчётный ток, А 4 Активное сопротивление, Ом/км sinφ 3 Допустимый ток нагрузки, А cosφ 2 Марка и сечение провода СИП–4И Активная мощность, кВт 1 Длина участка, м Номер участка Окончательный расчёт 6 7 8 9 10 Потери напряжени я на учас тке, % От нач ала лин ии, % 11 12 5,5 2 5,8 7 5,1 1 4,9 8 4,5 8 3,6 8 3,8 7 3,1 9 2,4 3 2,0 7 Линия 1 8-9 8 0,93 0,37 12,4 120 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,54 10-11 10,8 0,93 0,37 16,8 125 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,76 8-10 11,4 0,94 0,34 17,5 20 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,13 7-8 16,2 0,94 0,34 24,9 44 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,4 6-7 16,8 0,94 0,34 25,8 95 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,9 2-6 22,2 0,94 0,34 34,1 100 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,25 4-5 8 0,93 0,37 12,4 150 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,68 3-4 13,4 0,93 0,37 20,8 100 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,76 2-3 16,4 0,89 0,46 26,6 38 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,36 1-2 32 0,92 0,39 50,2 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,45 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 14-15 5 0,78 0,63 9,3 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,24 13-14 12 0,88 0,47 19,7 90 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,62 1-13 14,4 0,91 0,41 22,8 76 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,32 ТП-1 45,3 0,92 0,39 71,1 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,32 33-34 8 0,93 0,37 12,4 71 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,32 32-33 14,8 0,95 0,31 22,5 60 4х50+1х25 140 0,641 0,085 0,37 31-32 19 0,94 0,34 29,2 60 4х50+1х25 140 0,641 0,085 0,48 29-31 28,2 0,94 0,34 43,3 20 4х50+1х25 140 0,641 0,085 0,24 29-30 5,8 0,93 0,37 9 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,2 28-29 31,8 0,94 0,34 48,8 46 4х50+1х25 140 0,641 0,085 0,61 26-28 35,4 0,94 0,34 54,4 63 4х50+1х25 140 0,641 0,085 0,94 26-27 9 0,93 0,37 14 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,41 25-26 40,8 0,94 0,34 62,6 100 4х50+1х25 140 0,641 0,085 1,71 ТП-25 45,6 0,94 0,34 70 90 4х50+1х25 140 0,641 0,085 1,72 1,4 8 1,2 4 0,6 2 0,3 2 6,3 9 6,0 7 5,7 5,2 2 5,1 8 4,9 8 4,3 7 3,8 4 3,4 3 1,7 2 Линия 3 20-22 5,8 0,93 0,37 9 40 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,13 20-21 5,8 0,93 0,37 9 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,26 19-20 8,7 0,93 0,37 13,5 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,3 18-19 10,9 0,93 0,37 16,9 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,37 23-24 5,8 0,93 0,37 9 80 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,26 18-23 8,8 0,96 0,28 13,2 20 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,1 17-18 16,3 0,94 0,34 25 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,55 16-17 19,9 0,94 0,34 30,6 128 4x35+1x25 115 0,868 0,087 1,43 ТП-16 24,1 0,94 0,34 37 60 4x35+1x25 115 0,868 0,087 0,81 3,5 9 3,7 2 3,4 6 3,1 6 3,1 5 2,8 9 2,7 9 2,2 4 0,8 1 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 4 Проектирование системы водоснабжения 4.1 Определение потребности в горячей и холодной воде На основании таблиц выписываем повторяемость температур наружного воздуха для района Таблица 5.1 - Повторяемость температур наружного воздуха t Н ,С 0 -21 -15 -10 -5 0 +5 +8 n, ч 47 145 362 637 1260 1413 583 n, ч 47 192 554 1191 2451 3864 4447 Годовая потребность в горячей и холодной воде определяется по формуле (5.1): (5.1) G a N n где a – суточная норма расхода воды на одного потребителя, л/сутки; N – количество жителей; n – количество дней. Таблица 5.2 - Потребность в горячей и холодной воде Потребление Дом1 ФАП Д.сад Клуб ГВСнорм, л/сут 105 105 3 24 ХВСнорм, л/сут 145 145 7 21 n, дней 365 252 252 252 Таблица 5.3 – Годовая Потребность в горячей и холодной воде Потребление Дом1 ФАП Д.сад Клуб ГВСнорм, л/год 8048250 132300 75600 302400 ХВСнорм, л/год 11114250 182700 176400 264600 Кол-во чел. 210 5 100 50 4.2 Гидравлический расчёт сетей внутренних водопроводов Гидравлический расчет сетей внутренних водопроводов необходимо производить по максимальному секундному расходу воды. Диаметры труб внутренних водопроводов сетей надлежит назначать из расчета наибольшего использования гарантированного напора воды в наружной водопроводной сети. Скорость движения воды в трубопроводах внутренних водопроводных сетей, в том числе при пожаротушении, не должна превышать 3 м/с. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Для нахождения диаметра водопровода необходимо произвести разбиение на участки. Диаметр водопровода рассчитывается по формуле 5.2. q d 1,13 эк 1000 (5.2) где q− расчётный расход на участке, м3 /с; νэк− экономичная скорость движения в трубе, выбирается в пределах 0,9…1,2 (м/с). q 6 d 1,13 =1,13·√ =0,1 м=10 см 0,9·1000 эк 1000 После нахождения диаметра примем ближайший стандартный в соответствии с ГОСТ (рисунок 4.1). Рисунок 4.1 – Диаметры трубопроводов по ГОСТу Действительная скорость воды рассчитывается по формуле 4.5. q д 4 2 d 1000 где q− расчётный расход на участке, л/с. q 6 д 4 2 =4· =0,76 м/с d 1000 3,14·0,01·1000 (5.3) Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Потери напора на участках трубопроводов водоснабжения Н, м, следует определять по формуле 4.6 систем H L i L (1 kL ) холодного (5.4) где L− длина участка, м; i–параметр, принимаемый в соответствии с номограммой для гидравлического расчета стальных труб с учетом зарастания в процессе эксплуатации для систем горячего водоснабжения (рисунок 5.2): Рисунок 4.2 – Номограмма для гидравлического расчета стальных труб Значения kl следует принимать: 0,3–в сетях хозяйственно-питьевых водопроводов жилых и общественных зданий; 0,2–в сетях объединенных хозяйственно-противопожарных водопроводов жилых и общественных зданий, а также в сетях производственных водопроводов; 0,15–в сетях объединенных производственных противопожарных водопроводов; 0,1–в сетях противопожарных водопроводов. H L i L (1 kL ) =0,1·1100·(1+0.3)=143 м Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 5 Теплоснабжение 5.1 Определение тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию Для определения максимальных часовых расходов тепла на отопление по укрупненным показателям применяют усредненные удельные отопительные характеристики зданий, представляющие собой удельный расход тепла на 1 м3 здания по наружному обмеру на один градус разности температур между усредненной расчетной температурой воздуха внутри отапливаемых помещений и расчетной температурой наружного воздуха для проектирования отопления. В соответствии с этим максимальный часовой расход тепла на отопление [ТНПА] определяют по формуле (3.1.1): где q Q q (tвн tн.о ) Vн , ккал / ч (5.1) 0 0 – удельная отопительная характеристика жилых и общественных 0 зданий при tн.о в ккал/м3·ч·град; tвн – усреднённая расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С; t н.о – расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °С; Vн – наружный строительный объём зданий (без подвала), м3. На графике (рисунок 6.1) даны удельные отопительные характеристики q (-30) , отнесённые к расчётной температуре наружного воздуха tн.о 30 °С, в 0 связи с этим удельные отопительные характеристики для других климатических районов пересчитывают [6] по формуле (3.1.2): (5.2) q q (30) , ккал / м3 ч град 0 0 где - коэффициент, учитывающий климатические условия района, принимают: при tн.о 10 °С …………………………………………………… 1,2 tн.о 20 °С …………………………………………………… 1,1 tн.о 40 °С …………………………………………………… 0,9 В соответствии с [справочник] температура воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92, т.е. расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления для Мозырьского района равна -24 °С. Тогда коэффициент, учитывающий климатические условия района будет равен =0,9. Принимаем, что высота помещений в жилых и общественных зданиях составляет 3 м, в доме культуры – 4 м. Усреднённую расчётную температуру внутреннего воздуха отапливаемых зданий принимаем в соответствии [ТНПА]: Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Таблица 6.1 – Температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий Внутренн Наименование яя т-ра, потребителя tвн, °С Дома 18 Школа 18 Клуб 16 Д.сад 18 ФАП 16 Для определения максимальных часовых расходов тепла на вентиляцию по укрупнённым показателям применяют удельные вентиляционные характеристики зданий, представляющие собой удельный расход тепла на 1 м3 вентилируемого здания по наружному обмеру на один градус разности температур между усредненной расчётной температурой воздуха внутри вентилируемых помещений и расчётной температурой наружного воздуха для проектирования вентиляции. В соответствии с этим максимальный часовой расход тепла на вентиляцию определяют по формуле [ТНПА]: Qв qв (tвн tн.в ) Vн , ккал / ч (5.3) где qв - удельная вентиляционная характеристика зданий, ккал/м3·ч·град; tн.в – расчётная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, °С. Расчётная температура воздуха для проектирования вентиляции для Минского района равна tн.в 10 °С [ТНПА/справочник]. Удельная вентиляционная характеристика общественных зданий принимается в соответствии с [ТНПА]. Параметры расчёта максимального часового расхода тепла на вентиляцию: 5.2 Определение расхода тепла на горячее водоснабжение Расход теплоты на горячее водоснабжение сильно меняется в течение как суток, так и недели. В жилых районах наибольший расход горячей воды имеет место обычно в предвыходные дни и в первый выходной день. Расход горячей воды общественными зданиями определяется режимом их работы. Среднесуточный расход теплоты на бытовое горячее водоснабжение жилых домов определяется по формуле: m a (t t ) 1000 h c (5.4) Q c , Вт hm 24 3600 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата где a – среднесуточная норма расхода горячей воды на одного потребителя, л/чел., определяется из [ТНПА]; m – число потребителей, определяется из расчета N жителей в жилом доме; t – температура горячей воды, °С; h tc – температура холодной воды, подаваемой к водоподогревателям, в летний период принимается tс = 15 °С, в зимний tс = 5 °С; c – удельная теплоемкость воды, с = 4,187 кДж/(кг*°С). m a (t t ) 1000 522·105·(65−15)·1000 h c = 132806 Вт Q c ,=4,187· Вт 24·3600 hm 24 3600 Среднесуточный расход теплоты на горячее водоснабжение ДК, школы определяется по формуле: m a (t t ) 1000 h c (5.5) Q c , Вт hm T 3600 T - число часов работы общественного здания или предприятия в сутки, а для учебных заведений – число часов работы в смену, ч. Д.сад: m a (t t ) 1000 100·3·(65−15)·1000 h c =4,187· = 1454 Вт Q c , Вт 12·3600 hm T 3600 Клуб: Q c hm m a (t t ) 1000 50·24·(65−15)·1000 h c =4,187· = 5815 Вт , Вт 12·3600 T 3600 Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение определяется по формуле [ТНПА]: Q 2,4 Q , Вт (5.6) h max hm Максимальный тепловой поток зданий: Q 2,4 Q =2,4·132806=318734 , Вт Вт h max hm Максимальный тепловой поток Д.сад: Q 2,4 Q =2,4·1454=3490 , Вт Вт h max hm Максимальный тепловой поток Клуб: Q 2,4 Q =2,4·5815=13956 , Вт Вт h max hm Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 6 Определение основных энергетических и параметров биогазовой энергетической установки (БГУ) конструктивных Основной характеристикой биогаза, как топлива, является теплотворная способность, выражаемой в МДж/кг, ккал/кг. Биотопливо служит источником получения биогаза. Биогаз является продуктом сбраживания биомассы в анаэробных условиях в специальных устройствах - метатенках (биореакторах). К основным параметрам БГУ относятся следующие показатели: потребность населенного пункта в электроэнергии Ecп, кВт·ч в год потребность населенного пункта в тепловой энергии Qсп, ккал в год требуемый объем производства биогаза V0БГ, м3 б. г. в год число установок (ИБГУ), работающих параллельно в одной батарее mБГУ, шт объем производства органических удобрений ∑Уд, т. в год установленная общая (суммарная) мощность NустБГУ, кВт годовая экономия условного топлива ВБГУ, т у. т. предотвращенная эмиссия углекислого газа VугБГУ, т количество голов КРС у изолированного потребителя NкрсБГУ, гол. КРС В расчете предполагается использование биогаза на производство электрической (освещение, бытовые приборы) и тепловой (отопление) энергии в равных долях. Производство электроэнергии осуществляется с помощью базогенераторной станции (ГГС), марку которой нужно определить. 6.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров БГУ для получения биогаза. 1. Определение годовой потребности населенного пункта в энергии (электрической или тепловой): п электрической (Ecп); Ec М п nп 26 3000 78000 кВт·ч в год ï ï 6 тепловой (Qсп): Qc 860 Ec 860 78000 67.08 10 ккал в год где: 1 кВт ч = 860 ккал; 3 1 ккал = 1,16 * 10 кВт·ч 2. Определение марки газогенератора Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата EcЭЭ 0,5 Есп ак 0,5 78000 43333,33 0,9 кВт·ч в год ηак =0,9 - КПД аккумулятора в пределах 0,8…0,9 С учетом данных принимаем 2 газогенераторные станции марки ГГС-4000 со следующими параметрами: ГГС установленная мощность N уст 3,8кВт , ГГС 3 расход топлива (природный газ) q0 1,32 м / с , ГГС годовая выработка электроэнергии Ес 26630кВт ч в год при коэффициенте использования установленной мощности k ис 0,8 , стоимость станции 37000руб. или 1480 долл. 3. Определение фактического коэффициента использования установленной мощности (KисФ) газогенераторной станции марки ГГС-400: ГГС Ф K ис 0,5 Есп 0,5 78000 39000 1,63 ак ЕсГГС 0,9 26630 23967 4. Определение фактического времени работы ГГС-4000 в течение года: ГГС Ф факт К ис 365 1,63 365 594,95сут 14278,8ч 5. Определение части годового объема производства биогаза, идущего на б .г . производство электроэнергии ( V ээ ), при условии, что 1м3 биогаза соответствует 0,6м3 природного газа: Vээб .г . ГГС q 0 факт 0,6 1,32 14278,8 31413,36 м 3 0,6 6. Определение части годового объема производства биогаза, идущего на б .г . производство тепловой энергии ( V тп ), при условии, что 1м3 биогаза эквивалентен 5160 ккал тепловой энергии: б .г . Vтп 0,5 Qсп 0,5 67.08 10 6 10833,33 м 3 тп 5160 0,6 5160 где: ηтп = 0,6 - осредненное значение КПД для устройств, использующих тепловую энергию бг 7. Определение общего годового объема производства биогаза ( V0 ) б .г . V0б .г . Vээб .г . Vтп 31413,36 10833,33 42246,69 м 3 Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата 8. Определение числа установок ИБГУ (mБГУ), если максимальная производительность одной установки (VmaxБГУ) составляет 4380 м3 б. г. в год: m БГУ V0БГУ 42246,69 10шт БГУ Vmax 4380 БГУ 9. Определение среднесуточной производительности одной установки ( Vср ), если установка работает в течение года τ =365 и при этом соблюдается условие (3 м3б. г. <VсрБГУ< 12 м3б. г.), VсрБГУ V0БГУ 42246,69 11,57 м3 БГУ m 10 365 Условие соблюдается. 10. Определение среднесуточной нормы отходов (биомассы) ( загрузки одного метантенка, если 1кг биомассы дает 0,06м3 б. г. БГУ Wотх VсрБГУ 0,06 БГУ Wотх ) для 11,57 192,83кг / сут 0,06 11. Определение среднесуточного объема органических удобрений, если из 100кг биомассы получается 95,9кг жидких органических удобрений: Уд БГУ Wотх 95,9 192,83 95,9 184,92кг / сут 100 100 12. Определение годового объема производства органических удобрений (∑Jq) Уд Jq m БГУ 184,92 365 10 674958 кг в год =674,96т в год 13. Определение общей (суммарной) установленной мощности батареи БГУ N уст (блока) ( ), если время работы установки в течение года составляет 24 365 8750ч N БГУ уст Eсп 78000 8,91кВт 8760 БГУ 14. Определение установленной мощности единичного реактора ( N 0 N 0БГУ БГУ N уст m БГУ ) 8,91 0,891кВт 10 15. Определение годовой экономии условного топлива ( B БГУ ) Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата B БГУ где: Qсп 67.08 10 6 67.08 10 6 27379.59кг. у.т. 27.4т. у.т. 2450 Q рп ТЭС 7000 0,35 Q рп - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Q 7000ккал / кг. у.т. п р ; ТЭС 0,35 -КПД традиционной энергетической установки, БГУ 16. Определение объема предотвращенной эмиссии углекислого газа ( Vуг ) при условии, что выработка 1 кВт·ч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5кг СО2 VугБГУ 0,5 Eсп 0,5 78000 39000кг 39т 17. Определение количества голов КРС у изолированного потребителя ( БГУ N КРС ), если 1 голова КРС производит навоза в сутки в количестве, достаточном БГУ для получения 1,7м3б. г. ( qКРС ) N БГУ КРС Vсрб .г . m БГУ q б .г. 11,57 10 68голов 1,7 КРС У изолированного потребителя должно быть в хозяйстве не менее 68 голов КРС для населенного пункта. Результаты расчета: 1. Потребность населенного пункта в электроэнергии: Есп=78000кВт·ч в год 2. Потребность населенного пункта в тепловой энергии: Qсп=67.08·106ккал в год 3. Требуемый объем производства биогаза: V0БГУ=42246,69 м3 4. Число установок ИБГУ-1, работающих параллельно в одном блоке: mБГУ=10шт. 5. Объем производства органических удобрений: ∑Уд= 674.96 т. в год 6. Установленная мощность блока (батареи) БГУ: NустБГУ=8,91 кВт 7. Годовая экономия условного топлива: ВБГУ= 27,4 т у. т. 8. Предотвращенная эмиссия углекислого газа: VугБГУ=39 т 9. Количество голов КРС у изолированного потребителя: NкрсБГУ= 68 голов КРС Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данном курсовом проекте определили потребность основного объекта проектирования и в целом посёлка в тепловой и электрической энергии, водных ресурсах, а также рассчитали число трансформаторных подстанций и место их расположения. Для основного объекта проектирования рассчитали и выбрали светильники для внутреннего освещения здания. Определили сечения проводов для основных потребителей электрической энергии. В качестве альтернативного источника электроснабжения рассмотрели вариант электроснабжения поселка с помощью БГУ. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Список используемых источников 1.Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов высших учебных заведений /Б.И. Кудрин. - М: Интермет Инжиниринг, 2005. 2.Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2 т. Том 2. Современная электроэнергетика / под редакцией профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. 3.ТКП-339-2011 (02230). Электроустановки на напряжение до 750 кВ. Линии электропередачи воздушные и токопроводы, устройства токораспределительные и транформаторные подстанции, установки электросиловые и аккумуляторные, электроустановки жилых и общественных зданий. Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо-сдаточных испытаний. – Минск: Минэнерго, 2011. 4.Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. 5.ТКП 181-2009 (02230). Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – Минск: Минэнерго, 2009. 6.ТКП 45-4.04-149-2009(02250). Системы электрооборудования жилых и общественных зданий. Правила проектирования. – Мн.: Минстройархитектуры, 2009. 7 Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. – 3-е изд., перераб. и доп.. – М.: Агропромиздат, 1990. 8.Дайнеко, В.А. Электрооборудовпание сельскохозяйственных предприятий учебн. пособие /В.А.Дайнеко, А.И.Ковалинский. – Минск: Новое знание, 2008. Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 02.03.04.23 - ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата