Введение
В настоящеевремя энергетика Российской Федерации, имея мощные электростанции и развитуюсистему линий электропередачи, достаточно надежно обеспечивает народноехозяйство электрической и тепловой энергией. В отрасли за многие годы былсоздан значительный научно-технический потенциал, благодаря которомуэлектроэнергетика обходится исключительно отечественными технологиями иразработками оборудования независимо от иностранных фирм. Развитие энергетикипостоянно сопровождается совершенствованием научно-технических достижений. Такосновные параметры и единичная мощность основного генерирующего оборудования илиний электропередачи, используемых в отрасли, находятся на уровне развитыхстран мира.
Энергетическаяполитика Российской Федерации в сфере энергетики, исходит из следующихприоритетов:
устойчивое обеспечение страны энергоносителями;
повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсови создание необходимых условий для перевода экономики страны на энергосберегающийпуть развития;
создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого развитиятопливно-энергетического комплекса в условиях формирования рыночных отношений;
уменьшение негативного воздействия энергетики на окружающую природнуюсреду:
поддержание экспортного потенциала топливно-энергетического комплексаи расширение экспорта его продукции;
сохранение энергетической независимости и обеспечение безопасностиРоссийской Федерации.
Основной задачей энергетической политики Российской Федерации наэтапе до 2010 г. является структурная перестройка отраслейтопливно-энергетического комплекса, предусматривающая:
увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетическихресурсов и расширение его использования в экологически неблагополучных промышленныхцентрах и для газификации села;
дальнейшее развитие электрификации, в том числе за счетэкономически и экологически обоснованного использования атомных игидроэлектростанций, нетрадиционных возобновляемых источников энергии;
стабилизацию добычи нефти в Западной Сибири и других регионах, созданиеусловий для формирования новых нефтегазодобывающих регионов;
увеличение производства высококачественных светлых нефтепродуктовза счет повышения эффективности переработки нефти:
обеспечение необходимых объемов добычи угля с учетомэкономических, социальных и экологических факторов, дальнейшее развитиеуглеобогащения и комплексной переработки угля с целью получения экологическиприемлемых и конкурентоспособных продуктов, в том числе высококачественногобытового топлива;
расширение использования местных топливно-энергетических ресурсов,включая нетрадиционные возобновляемые источники энергии:
реализацию потенциала энергосбережения за счет создания ивнедрения высокоэффективного топливо и энергопотребляющего оборудования,теплоизоляционных материалов и строительных конструкций.
Внаучно-технической сфере энергетическая политика Российской Федерациипредусматривает:
разработку технологий, обеспечивающих ускоренное техническоеперевооружение действующих и создание новых объектов энергетики;
обеспечение безопасности действующих атомных станций, создание новогопоколения безопасных ядерных энергетических установок в целях развития атомнойэнергетики в экономически целесообразных масштабах;
создание и организацию серийного производства установок малойэнергетики, в том числе с использованием гидроэнергетических ресурсов:солнечной, ветровой, геотермальной энергии и других нетрадиционных источниковэнергии;
повышение эффективности работ по поиску разведке и разработке месторожденийтопливно-энергетических ресурсов с учетом экологических требований;
глубокуюпереработку и комплексное использование топливно-энергетических ресурсов. [10.c. 17]
Проектируемаяэлектростанция ГРЭС играет важную роль в энергетике Р.Ф. В качестве топливаиспользуется уголь. Выдача мощности осуществляется на напряжение 110 кВ, связьс энергосистемой осуществляется на напряжении 330 кВ. Мощность проектируемойэлектростанции 2110 МВт.
1. Выборгенераторов
Исходя изустановленной мощности станции ГРЭС – 2110 МВт, принимаем к установке четыре генераторатипа ТГВ-500 и один генератор типа ТВФ-110–2. Паспортные данные генераторовзаносим в таблицу.Тип турбогенератора
nном.,
об./мин.
Sном.,
МВ.А
Iном.,
kA
Uном.,
кВ
cos/>н
/>
Система
возбуждения ТВФ-110–2 3000 137,5 7,56 10,5 0,8 0,189 ВЧ ТГВ-500–2 3000 588 17 20 0,85 0,243 ИП
2. Выбор и обоснование двухвариантов схем проектируемой электростанции
Намечаюструктурные схемы: первый вариант и второй вариант (рис. 3.2). В первомварианте схемы четыре генератора ТГВ-500 устанавливаем на стороне ВН-330 кВ иодин генератор ТВФ-110–2 на стороне СН-110 кВ. Во втором варианте схемы всепять генераторов устанавливаем на стороне ВН-330 кВ.
/>
Так, какдополнительные связи между ВН и СН отсутствуют, то ориентируемся на установкудвух автотрансформаторов в обоих вариантах.
3. Выборсиловых трансформаторов
Выбираемтрансформатор связи для первого варианта рис. 2.1.
Подсчитываемреактивные составляющие мощностей:
/>
Расход насобственные нужды принимаем равным 5% установленной мощности.
/>
Определяемрасчетную нагрузку автотрансформаторов:
Выборосуществляется по перетоку мощности в трех режимах: максимальном, минимальном иаварийном. Расчет производим по формуле:
/>
1. Максимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.
/>
2. Минимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.
/>
3. Аварийный режим – нагрузкана шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболее мощныйгенератор, подключенный к шинам РУ – 220 кВ.
/>
Самым тяжелымявляется аварийный режим, по нему и выбираем мощность автотрансформатора:
/>
/>
/>
Выбираем дваавтотрансформатора по 167МВּА, принимаем 6ЧАОДЦТН-167000/500/220.
Выбираемблочные трансформаторы:
/> [1.с. 390, 5.1 (5.4)].
/>
/>
Принимаемблочный трансформатор ТНЦ-1000000/500
/>
Принимаемблочный трансформатор ТДЦ-250000/220.Тип автотрансформатора
Sном
мВА Uобм. кВ Uк.з% Потери ВН СН НН ВН-СН ВН-НН СН-НН Pхх Pкз ТДЦ-250000/220 250 242 13,8 11 207 600 ТНЦ-1000000/500 1000 525 24 14,5 570 1800 АОДЦТН-1000000/500/220 167 500/√3 230/√3 13,8 11 35 21,5 90 315
Выбираемтрансформатор связи для второго варианта рис. 2.2.
Подсчитываемреактивные составляющие мощностей:
/>
Расход насобственные нужды принимаем равным 5% установленной мощности. [1.с. 445 (т. 5.2.)]
/>
Определяемрасчетную нагрузку автотрансформаторов:
Выборосуществляется по перетоку мощности в трех режимах: максимальном, минимальном иаварийном. Расчет производим по формуле:
/>
4. Максимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.
/>
5. Минимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.
/>
6. Аварийный режим –нагрузка на шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболеемощный генератор, подключенный к шинам РУ – 220 кВ.
/>
Самым тяжелымявляется аварийный режим, по нему и выбираем мощность автотрансформатора:
/>
/>
/>
Выбираем дваавтотрансформатора по 500МВּА, принимаем 2ЧАТДЦН-500000/500/220.
Выбираемблочные трансформаторы:
/> [1.с. 390, 5.1 (5.4)].
/>
/>
Принимаемблочный трансформатор ТНЦ-630000/500
/>
Принимаемблочный трансформатор ТДЦ-250000/220.
Тип автотрансформатора
Sном
мВА Uобм. кВ Uк.з% Потери ВН СН НН ВН-СН ВН-НН СН-НН Pхх Pкз ТДЦ-250000/220 250 242 13,8 11 207 600 ТЦ-630000/500 630 525 15,75 14 420 1210 АТДЦН-500000/500/220 500 500 230 1050 220
/>
Выбираемблочные трансформаторы:
4/>ТЦ – 630000/330, и ТДЦ – 200000/110для первого варианта схемы;
4/>ТЦ – 630000/330, и ТДЦ – 200000/330для второго варианта схемы
Выбираемавтотрансформаторы связи по перетокам мощности в трех режимах по формуле:
/>
/>
7. Максимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения максимальна.
/>
8. Минимальный режим – всеоборудование в работе нагрузка на шинах среднего напряжения минимальна.
/>
9. Аварийный режим –нагрузка на шинах среднего напряжения максимальная, выведен из строя наиболеемощный генератор, подключенный к шинам РУ – 110 кВ.
/>
Максимальныйи аварийный режимы во втором варианте будут соответствовать аварийному режимупервого варианта.
Приминимальном режиме во втором варианте переток равен:
/>
В обоихвариантах наиболее тяжелым является аварийный режим.
/>
/>
Для обоихвариантов структурных схем принимаем два автотрансформатора связи типа АТДЦТН-200000/330/110.
Данныетрансформаторов заносим в таблицу.Тип
Sном.,
МВ.А Uобмоток Потери
Uк.з%
ВН-НН
Iхх.,
% ВН НН Px.x Pк.з ТЦ-630000/330 630 347 20 405 1300 11 0,3 ТДЦ-200000/330 200 347 13,8 220 560 11 0,45 ТДЦ – 200000/110 200 121 13,8 170 550 10,5 0,5
Тип автотрансформатора
Sном
мВА Uобм. кВ Uк.з% Потери ВН СН НН 0,5 80 СН-НН Pхх Pкз АТДЦТН-200000/330/110 200 330 115 38,5 10 34 22,5 180
560/
320/210
5.Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции
Экономическаяцелесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:
/>
где К –капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;
рн –нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;
И – годовыеэксплуатационные издержки, тыс. руб./год.
КапиталовложенияК при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторовопределяют по укрупненным показателям стоимости элементов схем. Втораясоставляющая расчетных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяютпо формуле:
/>
где ра, ро– отчисления на амортизацию и обслуживание./>-потериэлектроэнергии, кВт/час;/>-стоимость1кВт ч потерь электроэнергии, коп/кВт ч. Определим продолжительностьиспользования максимальной нагрузки по годовому графику.
/>Оборудование Стоимость единицы, тыс. руб. Варианты Первый Второй Количество единиц, шт.
Общая стоимость, тыс. руб./>14 Количество единиц, шт.
Общая стоимость, тыс. руб./>14 ТДЦ-200000/330 310 - - 1 310 ТДЦ-200000/110 210 1 210 - -
Ячейки ОРУ:
110 кВ 32 1 32 - - 330 кВ 170 - - 1 170
ИТОГО с учетом
/> 5324 тыс. руб. 10560 тыс. руб.
По условиюзадания основной нагрузкой электростанции является предприятие цветнойметаллургии.
/>
/>
/>/>
Продолжительностьнагрузок определяем по формуле:
/>
/>
/>
Где Pi-мощность i-ой ступени графика.
Ti – продолжительностьступени.
/>
Находимпродолжительность использования максимальной нагрузки.
/>
/>
Определимпотери энергии в блочном трансформаторе, для первого варианта схем
/>
Определяемпродолжительность максимальных потерь/>:
/>
Для первоговарианта определяем потери в блочных трансформаторах:
/>
/>
Определяемпотери в автотрансформаторах по формуле:
/>
/>
Максимальнаянагрузка на обмотках высшего и среднего напряжения:
/>;
/>
Для второговарианта определяем потери в блочных трансформаторах:
/>
/>
Определяемпотери в автотрансформаторах по формуле:
/>
/>
Максимальнаянагрузка на обмотках высшего и среднего напряжения:
/>;
/>
Определяемсуммарные годовые потери для первого варианта:
/>
Определяемсуммарные годовые потери для второго варианта:
/>
Годовыеэксплуатационные издержки:
/>
/>
/>
/>
/>
Первыйвариант экономичнее второго на
/>
Принимаемпервый вариант.
/>
Определим потерив блочном трансформаторе, для второго варианта схем
/>
Определяемсуммарные потери в блочном трансформаторе для первого и второго вариантов схем.
/>
/>
/>
Годовыеэксплуатационные издержки:
/>
/>
/>
/>
/>
Первыйвариант экономичнее второго на
/>
Принимаем первыйвариант.
6. Выборсхемы и трансформаторов собственных нужд
Выбор схемысобственных нужд.
Впроектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочныхэлектростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой отэнергоблока. РУ выполняется с двумя секционированными системами шин. Исходя изколичества блоков на станции выбираем к установки пять рабочих и два резервных трансформаторасобственных нужд.
Выбор ТСН.
Мощностьрабочих трансформаторов собственных нужд:
/>
На блокахмощностью 500 мВт устанавливаем трансформаторы собственных нужд типа ТРДСН-40000/35
/>
На блокахмощностью 110 мВт устанавливаем трансформаторы собственных нужд типа ТДНС-10000/35
Выбор ПРТСН
Резервноепитание секции собственных нужд осуществляется от резервных магистралей,связанных с ПРТСН, мощность которых должна обеспечивать замену одного рабочегоТСН и одновременно пуск или останов блока. ПРТСН имеет мощность на ступень вышерабочих ТСН. Принимаем к установки два ПРТСН типа ТРДСН-63000/35 и ТРДН-63000/110.ПРТСН ТРДСН-63000/35 подключен к низшим обмоткам автотрансформаторов, а ТРДН-63000/110к ячейке РУ-110 кВ.
7. Расчеттоков короткого замыкания
Расчет токовкороткого замыкания производим для выбора и проверки электрических аппаратов итоковедущих частей для данной станции. В целях упрощения расчетов для каждойэлектрической ступени в расчетной схеме в место ее действительного напряженияна шинах указываем среднее напряжение Uср, кВ равное 340, 115 кВ.
/>
генераторсиловой трансформатор станция
Параметрыотдельных элементов:
Т1– Т4: ТНЦ – 1000000/500, 1000 МВ.А, Uк=14,5%;
T5, Т6: ТДЦ-250000/220, 250 МВ.А,Uк=11%;
G1– G4: ТВВ – 800–2ЕУ3, 889 МВ.А,x»d=0,219;
G5,G6: ТГВ –200–2У3, 235,5 МВ.А, x»d=0,19;
С1:Sном=4200 МВ.А; xc=0,11
С2:Sном=3500 МВ.А; xc=0,14
АТ1,АТ2: АОДЦТН – 167000/500/220, 167 МВ.А, Uк, вн-сн=11%,Uк, вн-нн=35%, Uк, сн-нн=21,5%;
W1,W2 = 410 км;
W3, W4 = 350 км;
Худ=0,28 Ом/км;
Sб=1000МВ А
Расчет токовкороткого замыкания ведем в относительных единицах. Расчет ведем по формулам.
В дальнейшемдля упрощения расчетов и обозначений индекс «*» опускаем, подразумевая, что всеполученные данные значения сопротивлений даются в относительных единицах иприведены к базовым условиям.
/>
Определяемзначения сопротивлений схемы замещения:
/>
/>
/>
/>
/>
/>/>
/>
/>
/>
/>
принимаем заноль
/>
/>
/>
/>
/>
/>
8. Выбор способасинхронизации
Включениегенератора в сеть может сопровождаться толчками уравнительного тока и активноймощности на вал генератора, а также более или менее длительными качаниями.Указанные нежелательные явления возникают вследствие того, что частота вращениявключаемого генератора отличается от синхронной частоты вращения генераторовэнергосистемы, а напряжение на выводах возбужденного генератора – от напряженияна шинах электростанции. Поэтому для включения синхронного генератора напараллельную работу с другими работающими генераторами электростанции илиэнергосистемы его предварительно нужно синхронизировать.
Широкоеприменение получили два способа синхронизации: точная синхронизация исамосинхронизация.
При включении генератора способом точной синхронизации затруднительновыполнить точно условия:
равенство по абсолютному значению напряжения включаемого генератора инапряжения сети;
равенство угловой скорости вращения включаемого генератора (иличастоты) и угловой скорости вращения генераторов энергосистемы (или частоты):
совпадение пофазе векторов напряжения генератора и напряжения сети в момент включениявыключателя.
Поэтому вдипломном проекте выбран способ самосинхронизации. Основным достоинствомспособа самосинхронизации является возможность достаточно быстрого по сравнениюсо способом точной синхронизации включения генератора в сеть.
При включении генератора способом самосинхронизации должны быть соблюденыследующие условия:
генератордолжен быть невозбужденным;
частота вращения включаемого генератора должна быть близка кчастоте вращения генераторов энергосистемы; допускаемая разность частотгенератора и сети 1–1, 5 Гц.
В первыймомент после включения генератор работает в режиме асинхронной машины, при этомна ротор генератора действует асинхронный вращающий момент, который направленна уменьшение разности частот вращения включаемого генератора и генераторовэнергосистемы, т.е. асинхронный момент способствует втягиванию генератора всинхронизм. После включения выключателя генератора включается автомат гашенияполя (АГП), который подает на генератор возбуждение. В этих условиях на роторгенератора начинает действовать синхронный вращающий момент, обеспечивающийокончательное втягивание генератора в синхронизм. Включение генератора в сетьсопровождается броском тока. Включение генератора способом самосинхронизациисопровождается также снижением напряжения на выводах генератора, что оказываетнеблагоприятное влияние на работу потребителей, подключенных к тем же шинам,что и генераторы электростанции. По мере втягивания генератора в синхронизм происходятуменьшение тока включения и повышение напряжения на шинах.
9. Описание релейнойзащиты
Токовая отсечка нашла наибольшееприменение для защиты электродвигателей с. н. 3–6 кВ от междуфазных к. з. вобмотках и на выводах электродвигателя. Она представляет собой максимальнуютоковую защиту без выдержки времени, действующую на отключение электродвигателяот сети только в случае возникновения в нем междуфазных к. з. Это достигаетсяусловием выбора тока срабатывания токовой отсечки, который должен быть большепускового тока электродвигателя во избежание его отключения от защиты привключении в сеть. В зону действия токовой отсечки электродвигателявходит также и силовой кабель, соединяющий его с выключателем, так как ТТзащиты устанавливаются вблизи выключателя.
Всоответствии с ПУЭ токовая отсечка как простое и дешевое защитное устройстворекомендуется для защиты электродвигателей мощностью до 5000 кВт, если онаобладает требуемой чувствительностью к повреждениям на выводах электродвигателя.При недостаточной чувствительности токовой отсечки необходимо применять болеечувствительную дифференциальную токовую защиту.
Защитаот однофазных замыканий на землю в соответствии с ПУЭ применяется дляэлектродвигателей 6 кВ в зависимости от их мощности и тока замыкания на землю впитающей сети. Она выполняется в виде токовой защиты нулевой последовательности,которая представляет собой максимальную токовую защиту, содержащую одно релетока типа РТЗ-50, включенное на ТТ нулевой последовательности типа ТЗЛМ илиТЗРЛ. Защита срабатывает от токов нулевой последовательности, появляющихся призамыканиях на землю. Трансформатор тока ТЗЛМ или ТЗРЛ (с литой изоляцией изэпоксидной смолы) представляет собой кабельный ТТ с кольцевым магнитопроводом.Он устанавливается непосредственно на трехфазный кабель 6 кВ электродвигателяза его выключателем, и поэтому в зону действия токовой защиты нулевойпоследовательности входит также и силовой кабель к электродвигателю. Этосчитается допустимым из-за редких повреждений в кабеле в связи с небольшойдлиной (100–200 м) и благоприятными условиями его эксплуатации
Защитаот перегрузки устанавливается на электродвигателях с. н., которые могутподвергаться длительным перегрузкам по разным причинам (дымосос, дутьевойвентилятор, мельница и др.) – Она не устанавливается на электродвигателяхс. н., не подверженных технологической перегрузке и не имеющих тяжелых условийпуска или самозапуска (циркуляционный насос, конденсатный насос и др.). Защитаот перегрузки выполняется как обычная максимальная токовая защита, посколькуона должна реагировать на ток электродвигателя. Для защиты достаточноиспользовать одно реле тока с включением его на фазный ток или на разностьтоков двух фаз (при однорелейной отсечке), так как перегрузка, как правило,является симметричным режимом и, следовательно, она имеет место во всех фазах.
Схема защиты электродвигателя шахтной мельницы,выполненная в соответствии с унифицированными схемами вторичных цепей КРУ 6 кВ.Токовая отсечка без выдержки времени и с действием на отключениеэлектродвигателя выполнена в двух фазах – реле KA1 и KA2. В отличие от других электродвигателей,подверженных перегрузке, защита от перегрузки на электродвигателе шахтной мельницывыполняется двухступенчатой по току срабатывания и времени действия. Перваяступень предназначена для разгрузки мельницы от кратковременной перегрузки. Онаосуществляется с помощью реле тока KA3 и реле времени KT6 и действует с выдержкойвремени на отключение электродвигателя питателя сырого угля (ПСУ). Если после отключенияПСУ перегрузка на мельнице не устранилась (например, мельница завалена углем),то срабатывает вторая ступень защиты, выполненная с помощью реле тока KA4 и реле времени KT7, и отключаетэлектродвигатель от сети.
Токовая защита нулевой последовательностивыполнена с использованием реле тока KA6, присоединенного к ТЗЛМ.
Предусмотреноотключение электродвигателя ПСУ от первой ступени защиты минимальногонапряжения с помощью промежуточного реле KL9, включенного к шинке 1ШМН,а также отключение от второй ступени этой защиты через реле KL10 электродвигателя шахтноймельницы ввиду невозможности его самозапуска при, пониженном напряжении.
ОРУ – 110 кВвыполнена по схемес двумя рабочими и обходной системами шин, две рабочие системы шин на ОРУ-110кВпримыкают друг к другу, обходная система шин отнесена за линейные порталы.Выводы к трансформаторам пересекают две рабочие системы шин.
ВыключателиВВБМ-110Б – 31,5/2000У1 устанавливаются в один ряд; перед выключателямиимеется автодорога для проезда ремонтных механизмов, провоза оборудования ит.п. Во всех цепях установлены разъединители РНД-110–2000У1. Под внутреннейрабочей системой шин принято ассиметричное расположение разъединителей.Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.
Во всех цепяхустановлены трансформаторы тока ТФЗМ-110-У1; в цепях шиносоединительного иобходного выключателей установлены трансформаторы напряжения НКФ-110–58У1.
Ошиновка ОРУвыполнена гибкими сталеалюминевыми проводами 2 АС-400/22. Сборные шинывыполнены такими же проводами, расстояние между фазами четыре метра. Линейные ишинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные.
10. Расчет заземляющегоустройства
Расчетныеданные: площадь 99 /> 60 м2;r1 = 500 />; h = 2 м; r2 = 50 />; t = 0,7 м; lв = 5 м; Iз = 10127 А; tр.з/>=0,1 с; tотк.в. =0,06 с.
/>
/>
Для /> находим />.
/>
здесь М =0,82 при />;
/>.
Потенциал назаземлителе определяем по [1.с. 598,§ 7.5 (7.21)]:
/>, что в пределах допустимого (меньше 10кВ).
Сопротивлениезаземляющего устройства рассчитываем по [1.с. 598,§ 7.5 (7.24)]:
/>
Действительныйплан заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель состороной:/>.
/>
Число ячеекпо стороне квадрата:
/>, принимаем m=10.
Длина полос врасчетной модели:
/>
Длина сторонячейки:
/>
Числовертикальных заземлителей при />:
/>, принимаем nв=21.
Общая длинавертикальных заземлителей:
/>.
Относительнаяглубина:
/>, тогда по
/>.
Определяем />, />.
/>,
что больше допустимого/>.
Найдемнапряжение прикосновения:
/>
что большедопустимого значения.
Принимаеммеры для снижения Uпр путем подсыпки слоем гравия толщиной 0,2 м в рабочих местах.
Удельноесопротивление верхнего слоя гравия равно />,тогда:
/>
/>.
По [1.с. 598,§ 7.5(7.21)]:
/>, что меньше допустимого (меньше 10 кВ).
/>,
таким образом/>.
Напряжениеприкосновения:
/>, что меньше допустимого440 В.
Определимнаибольший допустимый ток, стекающий с заземлителей станции при однофазном КЗ:
/>.
Списоклитературы.
1. Л.Д. Рожкова,В.С. Козулин: «Электрооборудование станций и подстанций» – 3-е издание,переработанное и дополненное. – М: Энергоиздат, 1987.
2. Б.Н. Неклепаев,И.П. Крючков: «Электрическая часть электростанций и подстанций» – 3-еиздание, переработанное и дополненное. – М: Энергия, 1978.
3. «Правилаустройства электроустановок» – 6-е издание, переработанное и дополненное. – М:Энергоатомиздат, 1986.
4. В.А. Боровиков:«Электрические сети энергетических систем» 3-е издание, переработанное идополненное. – Л: Энергия, 1977.
5. Методическиеуказания для дипломного проектирования по дисциплине «Экономика отрасли». – И.:2002. – 64 с.
6. Микроэкономика.Экономика предприятия – Ростов н/Д: издательство «Феникс», 2000. – 384 с.
7. Охранатруда в энергетике: Учебник для техникумов под редакцией Б.А. Князевского.– М.: Энергоатомиздат, 1985. – 376 с.
8. Я.М. Грушко«Вредные органические соединения в промышленных выбросах в атмосферу», «Химия»,Ленинград 1991.
9. «Защитаатмосферы от промышленных загрязнений» справочник под ред. С. Калверта и Г. Инглунда«Металлургия», Москва 1991.
10. Журнал «Энергетик» №10,2001.
11. Автоматика энергосистем:Учебник для техникумов – М.А. Беркович, В.А. Гладышев, В.А. Семенов.– 2-еиздание, переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 208 с.