Федеральное агентствопо образованию Российской Федерации
Санкт-петербургский государственный
Политехнический университет
Электромеханическийфакультет
Кафедра Электрические системы и сети
Выпускнаяработа бакалавраТема: Проектирование электрической части понижающейподстанции 110/35/6 кВ
Санкт-Петербург2007
Содержание
электрическийстанция схема замыкание
Исходные данные
Введение
1.Выбор главной схемы электрическихсоединений станции и схемы собственных нужд
Проектирование главной схемы
1.2 Технико-экономический анализвариантов схемы
2.Расчет токов короткого замыканиядля выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
2.1 Схема замещения и приведениепараметров элементов схемы к базисным условиям
2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110кВ (точка K1)
2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35кВ (точка K2)
2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6кВ (точка K3)
2.5Короткое замыкание на шинахРУСН-0,4 кВ (точка K4)
3.Выбор электрических аппаратов ипроводников
3.1Выбор выключателей
3.1.1РУ-330 кВ
3.1.2РУ-110 кВ
3.1.3РУ-35 кВ
3.1.4РУ СН-0,4кВ
3.2 Выбор разъединителей
3.2Выбор сборных шин и токоведущихчастей
3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ
3.2.2Выбор токоведущих частей отсиловых трансформаторов до сборных шин 35 кВ
3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ
3.2.4Выбор токоведущих частей от силовыхтрансформаторов до сборных шин 110 кВ
3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ
3.2.6Выбор токоведущих частей отсиловых трансформаторов до сборных шин 330 кВ
4.Выбор измерительных трансформаторовтока и напряжения
Литература
Исходныеданные
Тип подстанции –подстанция330/110/35кВ.
Связь с системой осуществляетсяна напряжении 330 кВ по 2-м линиям длиной 150 км. Потребители:
ТаблицаНапряжение, кВ Нагрузка Рмин, МВт Рмакс, МВт 35 30 40 6 20 40
Мощность короткого замыканиясистемы 3000 МВ·А.
Введение
Цель курсового проекта – спроектироватьэлектрическую часть понижающей подстанции 110/35/6 кВ. Связь с системой осуществляетсяпо двум линиям длиной 20 км на напряжении 110 кВ. Мощность короткого замыкания системысоставляет 3000 МВ·А. Подстанция имеет три РУ, к сборным шинам 35 кВ подключен одинТСН для осуществления скрытого резервирования электроснабжения потребителей СН.
В курсовом проекте выполнено:выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабженияпотребителей собственных нужд, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов,рабочих трансформаторов собственных нужд; расчет токов короткого замыкания; выборкоммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительныхустройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Понижающие подстанции предназначеныдля распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационныхпунктов). Определяющей для выбора места размещения подстанции является схема сетиСН, для питания которой предназначена рассматриваемая подстанция. Оптимальная мощностьи радиус действия подстанции определяются плотностью нагрузок в районе её размещенияи схемой сети НН.
Классификация подстанций поих месту и способу присоединения к сети нормативными документами не установлена.Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанцийих можно подразделить на: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
По назначению подстанции делятсяна потребительские, предназначенные для электроснабжения потребителей электроэнергии,и системные, осуществляющие связь между отдельными частями ЭЭС.
Понижающая подстанция 110/35/6кВ, проектируемая в работе является потребительской тупиковой подстанцией, являющаясяцентром питания по отношению к потребителям электрических сетей напряжением 6 и35 кВ.
1.Выбор главной схемыэлектрических соединений станции и схемы собственных нужд/>Проектирование главнойсхемы
Основные требованияк главным схемам электрических соединений:
– схема должна обеспечиватьнадёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийномрежимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимыхрезервных источников питания;
– схема должна обеспечиватьнадёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийномрежимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;
– схема должна бытьпо возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматикивосстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательстваперсонала;
– схема должна допускатьпоэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работпо реконструкции и перерывов в питании потребителей;
– число одновременносрабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждениилинии и не более четырёх при повреждении трансформатора.
1.1 Технико-экономическийанализ вариантов схемы
Выбор силовыхтрансформаторов
Суммарная максимальная нагрузкаподстанции равна (если принять cosφн=0,8):
/>, поэтому можно выбрать:
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью:
/>. По табл. 3.8 выбираю два трёхобмоточныхтрансформатора ТДТН-80000/110 с параметрами Sном = 80 МВ·А, UВН = 115 кВ,
UСН = 38,5 кВ, UНН = 6,6 кВ,uк в-с = 11 %, uк в-н= 18,5 %, uк с-н= 7 %, Рх = 82 кВт, Ркз в-с = 390 кВт. Стоимостьтрансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 4110 тыс. руб. Коэффициентперехода к современному уровню цен принят равным 30.
2 вариант. 4 трансформатора:
/>. По табл. 3.81выбираю четыре трансформатора ТРДН-40000/110 с параметрами Sном = 40 МВ·А, UВН =115 кВ, UНН = 6,3 кВ, uк = 10,5 %, Рх = 36 кВт, Ркз = 172 кВт. Стоимость трансформатора,приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 2400 тыс. руб.
/> />
Рис. 1. Вариантыструктурной схемы
Выбор трансформаторовсобственных нужд
В соответствии с табл. 2.10,подстанции с высшим напряжением 330 кВ имеют максимальную нагрузку СН, лежащую впределах от 100 до 400 кВт. Меньшие значения соответствуют подстанциям с упрощённымисхемами, большие – подстанциям с развитыми распредустройствами высшего напряженияи с установленными синхронными компенсаторами.
Следовательно, выбираю РСН= 200 кВт. Мощность потребителей невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от двух понижающих трансформаторов СН. При этом мощностькаждого из двух трансформаторов должна обеспечивать полностью электроснабжение всехпотребителей СН, то есть стопроцентный резерв мощности (скрытое резервирование).Шины СН 0,4 кВ для надёжности секционируют автоматическим выключателем.
Выбираю трансформаторы СН:/>. По табл.3.3 выбираю два двухобмоточных трансформатора: ТМ-250/35 с параметрами Sном =250кВ·А, UВН = 35 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк = 6,5 %, Рх = 1 кВт, Ркз = 3,7 кВт. Стоимостьтрансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 1800 тыс. руб.1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы
Экономическаяцелесообразность схемы соединения определяется минимумом приведенных затрат:
З = рн·К + И +У,
где К – капиталовложенияна сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн – нормативный коэффициент экономическойэффективности, в настоящее время равный для подстанций 0,15 1/год; И – годовые эксплуатационныеиздержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.Ущерб от недоотпуска электроэнергии в данной работе не учитывается.
Таблица 1. Расчеткапиталовложений.№ п/п Оборудование Расчётная стоимость единицы 1-й вариант 2-й вариант Число Общая стоимость Число Общая стоимость тыс. руб. шт. тыс. руб. шт. тыс. руб. 1 АТДЦН-200000/330/110 23850 2 47700 – – 2 АТДЦТН-250000/330/150 29100 - - 1 29100 4 Выкл. 110 кВ 10535 4 42140 3 31605 5 Выкл. 35 кВ 1804 5 13000 4 10400 6 Выкл. 6 кВ 1804 7 12628 6 10824 Итого, тыс. руб. 115468 81929
– где расчетнаястоимость предварительно выбранных выключателей определена по таблицам 5.1 и 5.2
Годовые эксплутационныеиздержки определяются по формуле:
И = Иа + Ипот= а·К/100 + β·ΔWгод,
где а =(8…9)%– отчисления на амортизацию и обслуживание; ΔWгод – годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч; β– средняя себестоимость потерь электроэнергии, коп/кВт·ч.
Принимаю а = 8%,β = 25 коп/кВт·ч.
Потери электроэнергиив одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:/>, здесь Рх, Ркз – потеримощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sмакс – расчетная максимальная нагрузкатрансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τ – продолжительность максимальных потерь.
Потери электроэнергиив одном трёхобмоточном трансформаторе определяются по формуле: />,
здесь Ркв, Ркс, Ркн – потери мощности короткого замыкания, кВт; Sном –номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sв, Sс, Sн – расчетныемаксимальные нагрузки по обмоткам трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работытрансформатора в году; τв, τс, τн – продолжительности максимальных потерьпо обмоткам трансформатора.
Выбираю числочасов использования максимальной нагрузки Тмакс с = 6000 ч, Тмакс н = 5800 ч ( адля нагрузки на повышенных напряжениях Тмакс = (6000-7000) ч).
Следовательно,
/>.
Число часов максимальныхпотерь в году по обмоткам трансформатора τв = 4300 ч, τс = 4500 ч, τн = 3200 ч определяю по графику на рис. 10.1.
Так как для автотрансформаторовв справочной литературе заданы только значения Ркз в-с, то принимаю Ркз в-н = Ркзс-н = Ркз в-с, тогда Ркз в = Ркз с = Ркз н = 0,5·Ркз в-с.
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью по 200 МВ·А каждый.
/> Трансформаторадва, поэтому ΔWгод Σ =2· ΔWгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·ч).
Приведенные затраты:/>=27580(тыс.руб.) 2 вариант. Один трёхобмоточный трансформатор мощностью 63 МВ·А.
/>
Трансформатородин, поэтому ΔWгод Σ = ΔWгод = 2249940 (кВт·ч).
Приведенные затраты:
/>
Первый_вариант является самым дорогим,но и самым надёжным из всех предложенных. Даже при отключении одного трансформаторав случае ремонта или аварии, оставшийся в работе полностью обеспечит питание всехпотребителей.
Второй вариант с одним автотрансформатором по суммарным капиталовложениями приведённым затратам является самым дешёвым и самым ненадёжным, так как при выходеиз строя трансформатора прекратится питание всех потребителей.
Питание потребителей через один трансформатор возможно в следующихслучаях:
1) от подстанции питаютсянеответственные электроприёмники, причём на случай отказа трансформатора предусмотренцентрализованный трансформаторный резерв с возможностью замены повреждённого трансформаторав течение суток;
2) для резервированияпитания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряженийимеются вторые источники питания, причём для потребителей первой категории обеспеченавтоматический ввод резерва.
Вывод: С учётом вышеизложенного, а также того, что большей частьюот подстанций питаются потребители всех трёх категорий и питание от системы подводитсялишь со стороны высокого напряжения, то по условию надёжности выбираю первый вариантс использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН–200000/330/110. Данный вариантструктурной схемы по суммарным капиталовложениям дороже второго на 34,5%, а по приведённымдороже второго на 32,4%, но обладает повышенной надёжностью электроснабжения.
2.Расчеттоков короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемысобственных нуждДля распределительных устройств 35-220 кВ двухтрансформаторныхподстанций при количестве присоединяемых линий равном двум рекомендуются следующиетиповые схемы:
1) два блока с отделителямии неавтоматической перемычкой со стороны линии;
2) мостик с выключателемв перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;
3) четырёхугольник.
Ориентировочнопо табл.1 определяю количество отходящих линий от РУ 110 кВ. Если Рмакс = 140 МВт,тогда выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенноувеличивать количество отходящих линий.
Следовательно,для РУ 330 кВ выбираю схему четырёхугольника, а для РУ 35 кВ схему мостика с поэтапнымпереходом к схеме с одной секционированной системе шин и заменой разъединителейвыключателями.
Определяю количествоотходящих линий от РУ 35 кВ. Согласно табл.12 при Рмакс = 60 МВт выбираю четыревоздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количествоотходящих линий.
Для РУ 35 кВ и для РУ СН 0,4кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин (межсекционный выключательв нормальном режиме отключен для снижения токов короткого замыкания).
/>Рис. 2. Окончательнаясхема2.1 Схема замещенияи приведение параметров элементов схемы к базисным условиям
Выбираю базисную мощность:Sб = 1000 МВ·А
В качестве базисного напряженияпринимаю среднее эксплутационное напряжение той ступени, на которой предполагаетсякороткое замыкание (340; 115; 37; 0,4 кВ).
В каждой точке короткого замыканияполучается свое значение базисного тока:
/>
Параметры элементов цепив относительных единицах, приведённые к базисным условиям
ТрансформаторыТДТН-40000/220
/> о.е.
/> о.е.
/> о.е.
Трансформаторысобственных нужд ТСЗ-250/10
/> о.е.
ЛЭП, питающиеподстанцию
Для воздушныхлиний напряжением 6 – 330 кВ среднее значение индуктивного сопротивления на 1 кмдлины X0 равно 0,4 Ом / км.
Тогда сопротивлениеодной линии, приведённое к базисным условиям равно:
/>0,5 о.е.
Система
/>0,2
о.е.
ЭДС системы принимаюравной единице: Ес = 1.
/>Рис. 3. Схема замещения подстанции длярасчета токов короткого замыкания2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)
Uб = 340 кВ, /> кА
/>Рис 4. Схемазамещения относительно точки К1
/> о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыканияот системы:
/> кА
Ударный ток короткого замыканияот системы:
/> , где />
По табл. 3.8 определяю Та=0,04с и Кус=1,779. Тогда /> кА.
Следовательно, расчетным токомкороткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 330 кВ является /> кА, /> кА.
2.3Короткое замыканиена шинах РУ-35 кВ (точка K2)
Uб = 115 кВ, /> кА; /> о.е.
Рис 5. Схема замещения относительноточки К2
/>Начальное значение периодической составляющейтока короткого замыкания от системы:
/> кА
По табл. 3.8 определяю Та=0,02с и Кус=1,607. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: /> кА.
Следовательно, расчетным токомкороткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является /> кА, /> кА.
2.4Короткое замыканиена шинах РУ-6 кВ (точка K3)
Uб = 37 кВ, /> кА
/>Рис 6. Схемазамещения относительно точки К3
/> о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыканияот системы:
/> кА
По табл. 3.810определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы:/> кА.
Проектируемая в работе понижающая подстанция не является крупнойпромышленной подстанцией, поэтому подпитку от двигателей при определении токов короткогозамыкания не учитываю.
Следовательно, расчетным токомкороткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является /> кА, /> кА.
2.5Короткое замыканиена шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)
Uб = 0,4 кВ, /> кА
/>Рис 7. Схемазамещения относительно точки К4
/> о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыканияот системы:
/>кА
По табл. 3.810определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы:/>кА.
Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции мала(250 кВ·А), поэтому подпитку от двигателей собственных нужд при определении токовкороткого замыкания не учитываю.
Следовательно, расчетным токомкороткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУСН 0,4 кВ является /> кА, /> кА.
3.Выбор электрическихаппаратов и проводников
3.1Выбор выключателей
В ГОСТ 687-78 приведены следующиепараметры выключателей:
1. Номинальное напряжениеUном.
2. Номинальный ток Iном.
3. Номинальный ток отключенияIоткл.
4. Номинальное процентноесодержание апериодической составляющей тока в токе отключения />
5. Действующее значениепериодической составляющей Iдин иамплитудное значение полного тока Im дин, которыехарактеризуют электродинамическую стойкость выключателя.
6. Ток термической стойкостиIт и время действия тока термической стойкостиtт.
7. Номинальный ток включенияIвкл.
8. Время действия выключателя:
– собственное времяотключения tсв– промежуток времени от подачи команды на отключение до расхожденияконтактов выключателя;
– время отключения tов – промежуток времени от подачи командына отключение до полного погасания дуги во всех фазах;
– время включения выключателяtвв – промежуток времени от подачи командына включение до возникновения тока в цепи.
9. Параметры восстанавливающегосянапряжения при номинальном токе отключения.
Таблица 3. Условия выборавыключателейРасчетные величины Каталожные данные выключателя Условие выбора Uуст Uном Uуст ≤ Uном Iраб утяж Iном Iраб утяж ≤ Iном Iпо Iдин Iпо ≤ Iдин iу Im дин iу ≤ Im дин Iпτ Iоткл Iпτ ≤ Iоткл β βном β ≤ βном
/>Iпτ + iаτ
/>
/>Iпτ + iаτ ≤ /> Вк Iт2· tт Вк ≤ Iт2· tт />
3.1.1РУ-330кВ
Наибольший токнормального режима в цепи высокого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторамиопределяю с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТноминальной мощности S´Тном.
Так как SТ ном = 200 МВ·А, то S´Т ном = 250 МВ·А.
/> А
Наибольший токремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельноработающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегруженна 40 %.
/> А
Расчётные токикороткого замыкания: /> кА, /> кА
Предварительно по табл.5.2выбираю ячейку элегазовую ВГУ-330Б-40/3150У1, параметры которой:
/>
Таблица 4. Расчетныеи каталожные данныеРасчетные величины
Каталожные данные выключателя
ВГУ-330Б-40/3150У1 Условие выбора Uуст = 330 кВ Uном = 330кВ 330 = 330 Imax = 437,4 А Iном = 3150 А 437,4 Проверка наотключающую способность
Короткое замыканиев точке K1 является удаленным, поэтому периодическуюсоставляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактовможно принять незатухающей /> кА
Время от момента возникновениякороткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,04 = 0,05с
Для этого момента времениапериодическая составляющая тока короткого замыкания: /> кА, где постоянная времени затуханияапериодической составляющей Tа = 0,03с определена по табл. 3.8.
/>
Номинальное процентноесодержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключенияопределяю по по рис. 35 для τ = 50 мс: />.
Так как />, то проверку наотключающую способность по полному току не выполняю.
Термическаястойкость выключателя
Полный импульсквадратичного тока />
Принимая максимальноевремя действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения токакороткого замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 c.
Тогда /> (кА)2·с
/>(кА)2·с > /> (кА)2·с
По всем основным условиямвыбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.
3.1.2РУ-110кВ
Наибольший токнормального режима в цепи среднего напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторамиопределяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летнийпериод S´нагр С.
Так как перспективнаянагрузка на 10-летний период неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузкеобмоток среднего и низкого напряжений автотрансформатора, то есть />. В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущуючерез трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн.р.= 0,7).
/> => />
С учётом этого:/>
Наибольший токнормального режима в цепи среднего напряжения:
/> А
Наибольший токремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельноработающего трансформатора.
/> А
Расчётные токикороткого замыкания: /> кА, /> кА
Предварительно по табл. (основныетехнические данные выключателей, применяемых ОАО «МОСЭЛЕКТРОЩИТ») выбираю элегазовыйвыключатель ВГБУ-110, параметры которого:
/>
Таблица 5. Расчетные и каталожные данныеРасчетные величины
Каталожные данные выключателя
ВГБУ-110 Условие выбора Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ 110 = 110 Imax = 918,1 А Iном = 2000 А 918,1 Проверка наотключающую способность
Короткое замыканиев точке K2 является удаленным, поэтому периодическуюсоставляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактовможно принять незатухающей /> кА
Время от момента возникновениякороткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,035= 0,045с
Для этого момента времениапериодическая составляющая тока короткого замыкания: /> кА, где постоянная времени затуханияапериодической составляющей Tа = 0,02с определена по табл. 3.8.
/>
Номинальное процентноесодержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения:/>.
Так как />, то проверку наотключающую способность по полному току не выполняю.
Термическаястойкость выключателя
Полный импульсквадратичного тока />
Принимая максимальноевремя действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения токакороткого замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,055= 0,155 c.
Тогда /> (кА)2·с
/>(кА)2·с > /> (кА)2·с
По всем основным условиямвыбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.
3.1.3РУ-35кВ
Наибольший токнормального режима в цепи низкого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторамиопределяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летнийпериод S´нагр С. Так как перспективная нагрузка на 10-летнийпериод неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузке обмоток среднего и низкогонапряжений трёхобмоточного трансформатора, то есть />. В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущуючерез трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн.р.= 0,7).
/> => />
С учётом этого:/>
Наибольший токнормального режима в цепи среднего напряжения:
/> А
Наибольший токремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельноработающего трансформатора.
/> А
Расчётные токикороткого замыкания: /> кА, /> кА
Предварительно по табл. 5.2выбираю масляные баковые выключатель С-35-3200-50БУ1, параметры которого:
/>
Таблица 5. Расчетные и каталожные данныеРасчетные величины
Каталожные данные выключателя
С-35-3200-50БУ1 Условие выбора Uуст = 35 кВ Uном = 35 кВ 35= 35 Imax = 2944,4 А Iном = 3200 А 2944,4 Проверка наотключающую способность
Короткое замыканиев точке K2 является удаленным, поэтому периодическуюсоставляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактовможно принять незатухающей /> кА
Время от момента возникновениякороткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,055= 0,065с
Для этого момента времениапериодическая составляющая тока короткого замыкания: /> кА, где постоянная времени затуханияапериодической составляющей Tа = 0,02с определена по табл. 3.8.
/>
Номинальное процентноесодержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения:/>.
Так как />, то проверку наотключающую способность по полному току не выполняю.
Термическаястойкость выключателя
Полный импульсквадратичного тока />
Принимая максимальноевремя действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения токакороткого замыкания:
tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,08= 0,18 c.
Тогда /> (кА)2·с
/>(кА)2·с > /> (кА)2·с
По всем основным условиямвыбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.
3.1.4РУСН-0,4кВ
Uуст = 0,4 кВ; Sсн = 0,25 МВ·А
Наибольший токнормального режима в цепи собственных нужд:
/> А
Наибольший токремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельноработающего трансформатора.
/> А
Выбираю по табл.6.9 автоматический трёхполюсный выключатель АВМ4С, параметры которого:
/>
Таблица 8. Расчетные и каталожныеданныеРасчетные величины Каталожные данные выключателя АВМ4С Условие выбора Uуст = 0,4 кВ Uном до 0,5 кВ 0,4 По всем основным условиямвыбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель./>3.2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются подлительному номинальному току номинальному напряжению, проверяются на термическуюи электродинамическую стойкость.
Таблица 9. Условия выбораразъединителей:Расчетные величины Каталожные данные разъединителя Условие выбора Uуст Uном Uуст ≤ Uном Iраб утяж Iном Iраб утяж ≤ Iном iу Im дин iу ≤ Im дин Вк Iт2· tт Вк ≤ Iт2· tт
Расчетные величины для разъединителейте же, что и для выключателей.
По табл. 5.5 выбираю для РУ-330кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-330/3200У1, для РУ-110 кВдвухколонковый разъединитель наружной установки РНД-110/1000У1, а для РУ-35 кВ двухколонковыйразъединитель наружной установки РНД-35/3200У1.
Таблица 10. Выбор разъединителейМесто установки и тип разъединителя Расчетные величины Каталожные данные разъединителя Условие выбора
РУ-330 кВ
РНД-330/3200У1 Uуст = 330 кВ Uном = 330 кВ 330 = 330 Imax = 612,4 А Iном = 3200 А 612,4 Iт2· tт/>= 632·2 = 7938 (кА)2·с 2,7 РУ-110 кВ
РНД-110/1000У1 Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ 110 = 110 Imax = 918,1 А Iном = 1000 А 918,1 РУ-35 кВ
РНД-35/3200У1 Uуст = 35 кВ Uном = 35 кВ 35 = 35 Imax = 2944,4 А Iном = 3200 А 2944,4 В РУ 35 кВ и выше применяютсягибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновкав пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотноститока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальнойнагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
/> А
Imax = 2*Iраб утяж = 2944,5 А
В РУ 35 кВ каждая фаза дляуменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяетсярасщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю ориентировочнопровод 3хАС-600/72, для которого
Iдоп = 3·1050 = 3150 А > Imax = 2944,5 А
Сечение провода q = 600 мм2, диаметр d = 3,32см, радиус r0 = 1,66 см. Фазы расположены горизонтальнос расстоянием между ними D = 107 см.
Проверка на термическоедействие тока к.з. непроизводится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока к.з. (проверкана схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность:
/> кВ/см, где коэффициент /> учитывает шероховатостьповерхности провода.
Максимальное значение напряжённостиэлектрического поля вокруг расщеплённых проводов:
/>
где коэффициентk, учитывающий количество проводов в фазе,для n = 3 определяется по формуле />
Расстояние междупроводами в расщепленной фазе в установках 35 кВ принимается равным а = 20 см, тогда/>.
/>кВ
/> см — среднегеометрическоерасстояние между проводами фаз.
Эквивалентныйрадиус расщепленных проводов при n = 3 /> см.
Следовательно,/> кВ/см
Провода не будуткоронировать, если />.
1.07E = 4,78 кВ/см
Окончательно принимаюпровод 3хАС-95/16.
3.2.2Выбор токоведущихчастей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 35 кВвыполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономическойплотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевыхпроводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономическицелесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 2944,5/1= 2944,5 мм2.
По табл.7.35 выбираю провод3хАС-600/72, для которого Iдоп = 3150 А.
Проверка поусловию нагрева в продолжительном режиме.
Imax = 2944,5 А
Проверка на термическоедействие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытомвоздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА
3.2.3Выбор сборных шин110 кВ
В РУ 35 кВ и выше применяютсягибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновкав пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотноститока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальнойнагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
/> А
Imax = 1,4*Iраб утяж = 1311 А
В РУ 110 кВ каждая фаза дляуменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяетсярасщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю ориентировочнопровод 2хАС-300/66, для которого
Iдоп = 1360 А > Imax = 1311 А
Сечение провода q = 500 мм2, диаметр d = 2,45см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтальнос расстоянием между ними D = 300 см.
Проверка на термическоедействие тока к.з. непроизводится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока к.з. (проверкана схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность:
/>
кВ/см, где коэффициент /> учитывает шероховатостьповерхности провода.
Максимальное значениенапряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:
/>
где коэффициентk, учитывающий количество проводов в фазе,для n = 2 определяется по формуле />
Расстояние междупроводами в расщепленной фазе в установках 110 кВ принимается равным а = 25 см,тогда />.
/>кВ
/> см — среднегеометрическоерасстояние между проводами фаз.
Эквивалентныйрадиус расщепленных проводов при n = 2 /> см.
Следовательно,/> кВ/см
Провода не будуткоронировать, если />.
1.07E = 11,871 кВ/см
Окончательно принимаюпровод 2хАС-300/66.
3.2.4Выбор токоведущихчастей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономическойплотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевыхпроводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономическицелесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 1311/1= 1311 мм2.
По табл.7.35 выбираю провод2хАС-300/66, для которого Iдоп = 1360 А.
Проверка поусловию нагрева в продолжительном режиме.
Imax = 1311 А
Проверка на термическоедействие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытомвоздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА
Окончательно принимаю провод2хАС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110до сборных шин 110 кВ.
3.2.5Выбор сборных шин330 кВ
В РУ 35 кВ и выше применяютсягибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновкав пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотноститока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальнойнагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
/> А
Imax = 1,4*Iраб утяж = 612,4 А
В РУ 330 кВ каждая фаза дляуменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяетсярасщепление проводов.
По табл. 7.35 принимаю ориентировочнопровод АС-300/66, для которого
Iдоп = 680 А > Imax = 612,4 А
Сечение провода q = 300 мм2, диаметр d = 2,45см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтальнос расстоянием между ними D = 450 см.
Проверка на термическоедействие тока к.з. непроизводится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока к.з. (проверкана схлестывание) не производится, так как Iпо = 3,69 кА
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность:
/> кВ/см, где коэффициент /> учитывает шероховатостьповерхности провода.
Максимальное значениенапряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:
/>
где коэффициентk, учитывающий количество проводов в фазе,для n = 1 определяется по формуле />
Расстояние междупроводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см,тогда />.
/>кВ
/> см — среднегеометрическоерасстояние между проводами фаз.
Эквивалентныйрадиус расщепленных проводов при n = 1 /> см.
Следовательно,/> кВ/см
Провода не будуткоронировать, если />.
1.07E = 63,986 кВ/см > 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короныАС-300/66 не проходит.
Следовательно,возьмем 3хАС-300/66
Максимальное значениенапряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:
/>
где коэффициентk, учитывающий количество проводов в фазе,для n = 1 определяется по формуле />
Расстояние междупроводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см,тогда />.
/>кВ
/> см — среднегеометрическоерасстояние между проводами фаз.
Эквивалентныйрадиус расщепленных проводов при n = 1 /> см.
Следовательно,/> кВ/см
Провода не будуткоронировать, если />.
1.07E = 21,3 кВ/см
Окончательно принимаюпровод 3хАС-300/66.
3.2.6Выбор токоведущихчастей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ
Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.
Сечение выбираю по экономическойплотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевыхпроводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономическицелесообразное сечение
Sэ = Iнорм/Jэ = 612,4/1= 612,4 мм2.
По табл.7.35 выбираю проводАС-300/66, для которого Iдоп = 680 А.
Проверка поусловию нагрева в продолжительном режиме.
Imax = 612,4 А
Проверка на термическоедействие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытомвоздухе.
Проверка шин на электродинамическоедействие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 3,69 кА
Окончательно принимаю проводАС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110до сборных шин 330 кВ.
4.Выборизмерительных трансформаторов тока и напряжения
Контроль за режимомагрегатов электростанций и подстанций осуществляется с помощью измерительных приборов(указывающих и регистрирующих) и релейных устройств датчиков сигнализации, срабатывающихпри отклонениях параметров агрегата от заданных значений. В зависимости от характераобъекта контроля и структуры его управления объем контроля и место размещения контрольно-измерительнойаппаратуры могут быть различными. Приборы контроля для различных присоединений могутустанавливаться в разных цепях и разных местах – на центральном пульте управления,на блочных щитах управления, на агрегатных технологических щитах.
Для питания измерительныхприборов во всех цепях устанавливаются трансформаторы тока. Целесообразно использоватьТТ с несколькими сердечниками: один или несколько сердечников соответствующего классаточности используются для питания измерительных приборов, другие – для релейныхзащит. Измерительные трансформаторы напряжения устанавливаются на сборных шинах.От них питаются катушки напряжения измерительных приборов, приборы синхронизации,контроля изоляции, устройства релейной защиты. Трансформаторы напряжения также устанавливаютсяв цепях генераторов.Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 330 кВ
Трансформаторы тока для питанияизмерительных приборов выбирают по напряжению установки, номинальному первичномутоку, конструкции и классу точности, по вторичной нагрузке, проверяют на термическуюи электродинамическую стойкость.
Для ОРУ 330 кВ: Uуст = 330 кВ, Iраб утяж = 612,4 А, iу = 9,28 кА, Вк = 2,7 (кА)2·с
Предварительно выбираю потабл. 5.9 трансформатор тока ТФУМ-330А-У1, вариант исполнения вторичных обмотоккоторого 0,5/10р/10р/10р. Обмотка с классом точности 0,5 используется для присоединенияизмерительных приборов, а 10р – для использования в цепях релейной защиты.
Параметры выбранного трансформаторатока:
Uном = 330 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная нагрузка в классеточности 0,5
r2ном = 2 Ом; допустимый ток термическойстойкости Iт = 38,6 кА; время термической стойкости tт = 2 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 99 кА.
Таблица 11. Расчетные и каталожные данныеРасчетные величины
Каталожные данные
ТФЗМ-330А-У1 Условие выбора Uуст = 330 кВ Uном = 330 кВ 330 = 330 Iраб утяж = 612,4 А I1ном = 1000 А 612,4 Для проверки трансформаторатока по вторичной нагрузке необходимо, пользуясь схемой включения и каталожнымиданными приборов, определить мощность, потребляемую приборами Sприб. Перечень необходимых измерительныхприборов, согласно табл. 4.11:
– приборы стрелочные,показывающие: амперметр в каждой фазе для осуществления пофазного управления, вольтметр,ваттметр, варметр;
– регистрирующие приборы:частотомер и вольтметр, прибор для определения места повреждения ФИП (фиксатор импульсногодействия);
/> />
Рис. 8. Схема включенияизмерительных приборов
Таблица 12. Вторичная нагрузкатрансформатора тока:Наименование прибора Тип Нагрузка трансформатора тока, В·А фаза А фаза В фаза С Вольтметр Э-335 0,5 0,5 0,5 Ваттметр Д-335 0,5 — 0,5 Варметр Д-335 0,5 — 0,5 Итого 1,5 0,5 1,5
Из таблицы видно, что наиболеезагружены трансформаторы тока фаз А и С, Sприб = 1,5 ВА.
Общее сопротивление приборов:/> Ом
Принимая сопротивление контактовrк = 0,05 Ом, определяю допустимое сопротивлениепроводов: rпр = r2 ном – rприб –rк = 2 – 0,06 – 0,05 =1,89 Ом.
Во вторичных цепях основногои вспомогательного оборудования на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ и вышеприменяются провода с медными жилами ρ = 0,0175Ом·мм2/м. Ориентировочная длина соединительных проводов L = 80 м (на подстанциях длина проводов на 15–20% ниже). Трансформаторытока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = L, тогда сечение:
/>мм2
По условию механической прочности,сечение медных соединительных проводов не должно быть меньше 2,5 мм2, поэтому принимаюмедный кабель с сечением жил 2,5 мм2.
/>Ом, тогда
r2 = rприб + rпр + rк = 0,06 + 0,56 + 0,05 = 0,67 Ом
Окончательно для цепи высокого напряжения силового автотрансформаторавыбираю трансформатор тока ТФУМ-330А-У1.Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 330 кВ
Трансформаторы напряжениявыбираются по напряжению установки, конструкции и схеме соединения обмоток, классуточности и по вторичной нагрузке.
В данном случае выбираю ТНпо напряжению установки Uуст =330 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1, параметрыкоторого:
/> кВ, /> В, />В.
Номинальная мощность одногоТН в классе точности 0,5: Sном =400 ВА.
Три таких ТН соединяют посхеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник. К вторичным обмоткам,соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутыйтреугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.
Таблица 13. Вторичная нагрузка трансформатора напряженияПрибор Тип S одной обмотки В·А Число обмоток соsφ siпφ Число приборов Общая потребляемая мощность Р, Вт
Q,
В·А Вольтметр Э-335 2 1 1 1 2 — Ваттметр Д-335 1,5 2 1 1 3 — Варметр Д-335 1,5 2 1 1 3 — Вольтметр регистрирующий H-393 10 1 1 1 10 — Частотомер регистрирующий Э-397 7 1 1 1 7 — Итого 25 —
Вторичная нагрузка: />ВА
Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность400 ВА в классе точности 0,5, необходимом для подключения измерительных приборов.Для группы трех однофазных ТН номинальная мощность будет в три раза выше.
Таким образом, S2Σ = 25
Окончательно для сборных шинОРУ 330 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-330-73У1.Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 35 кВ
Для ОРУ 35 кВ: Uуст = 35 кВ, Iраб утяж = 2944,4 А, iу = 25,5 кА, Вк = 25,2 (кА)2·с.
Предварительно выбираю потабл. 5.9 трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1, вариант исполнения вторичных обмоток которого 0,5/10р/10р. Обмотка склассом точности 0,5 используется для присоединения измерительных приборов, а 10р– для использования в цепях релейной защиты.
Параметры выбранного трансформаторатока:
Uном = 35 кВ; I1ном = 3000 А; I2ном =1 А; номинальная нагрузка в классе точности 0,5
r2ном = 30 Ом; допустимый ток термическойстойкости Iт = 57 кА; время термической стойкости tт = 3 с, ток электродинамической стойкости Iдин = 145 кА.
Таблица 14. Расчетные и каталожныеданныеРасчетные величины
Каталожные данные
ТФЗМ-35Б-II-У1 Условие выбора Uуст = 35 кВ Uном = 35 кВ 35 = 35 Iраб утяж = 2944,4 А I1ном = 3000 А 2944,4 Окончательно для цепи линии35 кВ, для цепи секционного выключателя и для цепи низкого напряжения силового автотрансформаторавыбираю трансформатор тока ТФЗМ-35Б-II-У1.Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 35 кВ
Выбираю ТН по напряжению установкиUуст = 35 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформаторнапряжения ЗНОМ-35-65У1, параметры которого:
/> кВ, /> В, />В.
Номинальная мощность одногоТН в классе точности 0,5: Sном =150 ВА.
Три таких ТН соединяют посхеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутый треугольник (Sном = 3·150 = 450 ВА). К вторичным обмоткам,соединенным в звезду, подключают измерительные приборы, а обмотки, собранные в разомкнутыйтреугольник, служат для подключения реле защиты от замыканий на землю.
Окончательно для сборных шинОРУ 35 кВ выбираю трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1.Выбор трансформаторов тока в цепях ОРУ 110 кВ
Для ОРУ 110 кВ: Uуст = 110 кВ, Iраб утяж = 918,1 А, iу = 15,35 кА, Вк = 8 (кА)2·с.
Предварительно выбираю потабл. 5.9 трансформатор тока ТТФЗМ110Б-III-У1. Вариант исполнения вторичных обмотоккоторого 0,5/10р. Обмотка с классом точности 0,5 используется для присоединенияизмерительных приборов, а 10р – для использования в цепях релейной защиты.
Параметры выбранного трансформаторатока:
Uном = 110 кВ; I1ном = 1000 А; I2ном = 5 А; номинальная нагрузка в классеточности 0,5
r2ном = 0,8 Ом; допустимый ток термическойстойкости Iт = 68 кА; время термической стойкости tт = 3 с, электродинамической стойкости Iдин = 158 кА.
Таблица 15. Расчетные и каталожные данныеРасчетные величины
Каталожные данные
ТШЛК-10-У3 Условие выбора Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ 110 = 110 Iраб утяж = 918,1 А I1ном = 1000 А 918,1 Окончательно для цепи среднегонапряжения силового автотрансформатора выбираю трансформатор тока ТФЗМ110Б-III-У1.Выбор трансформаторов напряжения на шинах ОРУ 110 кВ
Выбираю ТН по напряжению установкиUуст = 110 кВ. По табл. 5.13 принимаю трансформаторнапряжения НКФ-110-83У1, параметры которого:
/> кВ, /> В, />В.
Номинальная мощность одногоТН в классе точности 0,5: Sном =400ВА. Три таких ТН соединяют по схеме звезда с нулем / звезда с нулем / разомкнутыйтреугольник. К вторичным обмоткам, соединенным в звезду, подключают измерительныеприборы, а обмотки, собранные в разомкнутый треугольник, служат для подключенияреле защиты от замыканий на землю.
Окончательно для сборных шинОРУ 110 кВ выбираю трансформатор напряжения НКФ-110-83У1.
Литература
1.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы длякурсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд.,перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. –608 с.: ил.
2.Справочник по проектированиюэлектроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. — М.:Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
3.Петрова С.С. Проектированиеэлектрической части станций и подстанций: Учеб. пособие. – Л.: ЛПИ, 1989. –76с.
4.Рожкова Л.Д., Козулин В.С.Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. –3-е изд.,перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. –648 с.: ил.
5.Выбор главных схем иэлектрооборудования АЭС: Метод. указания / ЛПИ; Сост.: С.В. Кузнецов, А.К.Черновец, К.Г. Чижков, Ю.М. Шаргин, Л., 1990. 52 с.
6.Черновец А.К. Электрическая частьатомных электростанций. Компановка открытых распределительных устройств. Учеб.пособие. – Л.: ЛПИ, 1989. – 76 с.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкциираспределительных устройств. –3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат,1