Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

Примем гибкую ошиновку из полого алюминиевого провода ПА-640, у которого согласно [1] допустимый длительный ток >

Производим выбор шин 500кВ:

Выбор площади сечения сборных шин по экономической плотности тока не производится;

По нагреву в нормальном режиме > , ПА-640

Проверка на термическую стойкость не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [2].

На электродинамическое действие токов КЗ не проверяются гибкие шины РУ при согласно [2].

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. выбран полый провод ПА-640 (не требуется по ПУЭ).

Фазы располагаем горизонтально согласно [5] на расстоянии

Аф-ф=4200мм.

9.2 Выбор гибких токопроводов, выводы 500 кВ - сборные шины

Согласно [2] сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока, по [2]. В РУ выше 35 кВ применяются шины, выполненные проводами АС. Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов.

Экономически целесообразное сечение , определяется из соотношения

,

где -- расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; -- нормированное значение экономической плотности тока, .

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.» (По [ПУЭ, 1.3.25]).

Сечение выбираем по экономической плотности тока:

.

, так как в году по [2].

Тогда

.

Наметим по условиям коронирования согласно ПУЭ провод АС-700/86 с (вне помещения)[ПУЭ, Таблица 1.3.29].

, т.к. .

На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [ПУЭ].

На схлестывание не проверяем т.к. .

Произведем проверку по условиям коронирования. Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении 35 кВ и выше, т.к. процессы ионизации воздуха вокруг проводника приводят при этих напряжениях к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, создающих радиопомехи, и к образованию озона, вредно влияющего на поверхности контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение короны до допустимых значений.

Стоит уточнить, что в нашем случае проверку на корону выполнять не надо, т.к. провода выбраны согласно ПУЭ по условиям коронирования. Но поскольку на ОРУ расстояния между проводами меньше чем на ВЛ, то выполним проверку.

Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:

, где - коэффициент шероховатости проводов.

-эквивалентный радиус расщепленных проводов при n=2, см (по ПУЭ).

При горизонтальном расположении фаз:

, где - расстояние между соседними фазами [ПУЭ, Таблица 4.2.2.], берем минимальное расстояние между фазами, чтобы внести запас, который отчасти позволит избежать коронирования даже при плохих погодных условиях (например, высокая влажность).

.

Напряженность вокруг расщепленного провода:

,

где -коэффициент учитывающий число проводов n в фазе, при n=2;

-эквивалентный радиус расщепленных проводов при n=2.

Расстояние в расщепленной фазе принимается в установках 330-750 кВ равным 40 см. [2].

Здесь принято т.к. на шинах ЭС поддерживается ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более .

Тогда условие необразования короны (т.е. коронирования не будет):

;

;

, то есть провод АС-700/86 по условиям короны не проходит, и поэтому необходимо расщепить провода, например на 3.

Напряженность вокруг расщепленного провода:

,

где -коэффициент учитывающий число проводов n в фазе, при n=3;

-эквивалентный радиус расщепленных проводов при n=3.

Расстояние в расщепленной фазе принимается в установках 330-750 кВ равным 40 см. [2]

Здесь принято т.к. на шинах ЭС поддерживается ;

Тогда условие необразования короны (т.е. коронирования не будет):

;

;

, то есть провод АС-700/86 с расщеплением на три по условиям короны проходит.

9.3 Выбор шин 110 кВ

Т. к. сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равный току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока 220 МВт.

(расчет см. выше, выбор выключателя)

Наметим гибкую ошиновку двумя проводами типа АС-600/72.

2х АС-600/72.

Наружный диаметр провода d=33,2 мм2, Iдоп=2•1050=2100 А.

Фазы расположены горизонтально на расстоянии Аф-ф=3000 мм (минимально допустимое расстояние согласно табл. 4.2.2 ПУЭ составляет 1000 мм).

Производим выбор шин 110кВ:

1. Выбор площади сечения сборных шин по экономической плотности тока не производится;

2. По нагреву в нормальном режиме > , 2Ч АС-600/72.

3. Проверка на термическую стойкость не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе. [2]

4. На электродинамическое действие токов КЗ проверяются гибкие шины РУ при согласно [2].

Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ, Н/м

где D-расстояние между фазами, согласно [11] для 110 кВ - 3 м; - среднеквадратичное значение (за время прохождения) тока двухфазного КЗ.

С достаточной точностью для расчетов можно принять

Подставляя получим:

Определяют силу тяжести 1м токопровода с учетом внутрифазных распорок, Н/м, , где m-масса 1м провода, кг. Определяем m согласно [6] m=2,17 кг

Отсюда

4.3 Определяют отношение , где h-стрела провеса, для ОРУ обычно не превышает 2-2,5 метра [5], -эквивалентное по импульсу тока время действия быстродействующей защиты, с. ,

- время действия защиты, на шинах 110 кВ было принято 0,03 с.; 0,05-учитывает влияние апериодической составляющей.

4.4 По диаграмме [2] в зависимости от и определяем отклонение провода b, м , и угол б. Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым , -наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов ОРУ-110, согласно ПУЭ , равно 0,45 м. -диаметр данного провода сечением 600.

Нашли и

поэтому никаких мер предпринимать не нужно.

5. Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. выбран провод сечением 600 мм2, а согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ 70 мм2.

6. Фазы располагаем горизонтально согласно [5] на расстоянии

Аф-ф=3000мм.

9.4 Выбор гибких токопроводов, выводы 110 кВ - сборные шины

Согласно [2] сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока, по [2]. В РУ выше 35 кВ применяются шины, выполненные проводами АС. Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов.

Экономически целесообразное сечение , определяется из соотношения

,

где -- расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; -- нормированное значение экономической плотности тока, .

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.» (По [ПУЭ, 1.3.25]).

Сечение выбираем по экономической плотности тока:

.

, так как в году по [2].

Тогда .

Наметим по условиям коронирования согласно ПУЭ два провода АС-600/72 с (вне помещения)[ПУЭ, Таблица 1.3.29].

2х АС-600/72. Наружный диаметр провода d=33,2 мм2.

, т.к. .

На электродинамическое действие токов КЗ проверяются гибкие шины РУ при согласно [2].

Определяется усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ, Н/м где D-расстояние между фазами, согласно [11] для 110 кВ - 3 м; - среднеквадратичное значение (за время прохождения) тока двухфазного КЗ.

С достаточной точностью для расчетов можно принять

Подставляя получим:

Определяют силу тяжести 1м токопровода с учетом внутрифазных распорок, Н/м, , где m-масса 1м провода, кг. Определяем m согласно [6] m=2,17 кг

Отсюда

Определяют отношение , где h-стрела провеса, для ОРУ обычно не превышает 2-2,5 метра [5], -эквивалентное по импульсу тока время действия быстродействующей защиты, с. ,

- время действия защиты, на шинах 110 кВ было принято 0,03 с.; 0,05-учитывает влияние апериодической составляющей.



По диаграмме [2] в зависимости от и определяем отклонение провода b, м , и угол б. Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым , -наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения. Для токопроводов ОРУ-110, согласно ПУЭ, равно 0,45 м. -диаметр данного провода сечением 600.

Нашли

и

поэтому никаких мер предпринимать не нужно.

Наметим по условиям коронирования согласно ПУЭ два провода АС-600/72 с (вне помещения)[ПУЭ, Таблица 1.3.29].

2х АС-600/72. Наружный диаметр провода d=33,2 мм2.

, т.к. .

На термическую стойкость не проверяем, т.к. голые провода на открытом воздухе [ПУЭ].

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. выбран провод сечением 600 мм2, а согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ 70 мм2.

9.5 Выбор комплектного токопровода для генераторов 500 МВт

От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполнены комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Применение закрытых экранированных токопроводов позволяет исключить опасные для генератора междуфазные к.з., защитить шинопроводы от попадания на них пыли, влаги, посторонних предметов, уменьшить электродинамические силы, действующие на шины при внешних к.з., а также упростить процесс монтажа токопроводов.

Выбор пофазно-экранированного токопровода от генератора-ТВВ-500-2УЗ до ТС

Uном=20 кВ

Выбираем комплектный токопровод ТЭНЕ-24-18700-560 производства компании «МосЭлектроЩит».

Проверяем выбранный токопровод:

Таблица 22

Выбранный токопровод удовлетворяет условиям проверки и принимается к установке.

Основные характеристики и оборудование комплектного токопровода:

- номинальное напряжение 24 кВ

- номинальный ток 18700 А

- электродинамическая стойкость560 кА

- токоведущая шина , d*s , мм650х15

- междуфазное расстояние А,мм 1300-3000

- тип опорного изолятора ОФР-24-750 кр

- Тип трансформатора напряжения ЗНОЛ-20

- тип трансформатора тока ТШВ-24-24000/5;

Проверка трансформаторов напряжения и тока будет произведена позже.

Рис. 14. Внешний вид фазы главного токопровода

ТЭНЕ-20-12500-400 (вид с торца по сечению).

Диаметр экрана - 1362 мм; диаметр шины - 800 мм.

1 - изолятор верхний; 2 - контакт пружинный; 3 - шина токо-

ведущая; 4 - кожух-экран.

10. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

10.1 Выбор трансформаторов напряжения

10.1.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 500 кВ

Трансформаторы напряжения (TV) предназначены для отделения первичных и вторичных цепей, они понижают напряжение до величины 100 или В.

Трансформаторы напряжения служат для понижения напряжения, подаваемого в установках переменного тока на измерительные приборы РЗ и А. Применение трансформаторов напряжения позволяет использовать для измерений на высоком напряжении стандартные измерительные приборы, расширяя пределы их измерения. Обмотки реле, включаемые через TV, также, как правило, имеют стандартное исполнение.

Условия выбора TV:

По напряжению установки ;

По классу точности;

По конструкции и схеме соединения обмоток;

По вторичной нагрузке ;

По назначению;

где Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности (ВА);

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения (ВА).

;

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй трансформатор напряжения и часть приборов присоединяют к нему.

Выбираем перечень приборов согласно [2]:

Таблица 23

№ п/п	Цепь	Место установки прибора	Перечень приборов	Примечания
1	Турбогенератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр и вольтметр(на генераторах 60 МВт и более)	Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). На генераторах мощностью до 12 МВт в цепи статора устанавливается один амперметр. На групповом щите турбины устанавливается ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр. На ЦЩУ устанавливается частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.
		Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей. Регистрирующий амперметр(на генераторах 60 МВт и более)
3	Блока генератор - трансформатор	Генератор	Приборы по п/п 1.	В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации
		Блочный трансформатор	НН СН ВН	-Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой Амперметр
4	Трансформатора связи с энергосистемой или РУ разного напряжения	Автотрансформатор	НН СН ВН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой
8	Линии 110-220 кВ	-	Амперметр, ваттметр и варметр, фиксирующий прибор для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях	1. Для линий с пофазным управлением устанавливаются три амперметра. 2. На линиях с двусторонним питанием ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами.
9	Линии 330-750 кВ	-	Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор для определения места КЗ, датчики активной и реактивной мощности	На линиях межсистемной связи устанавливаются счетчики активной энергии со стопорами
13	Сборных шин высшего напряжения электростанции	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр (на эл.станциях 200 МВт и более); приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп; осциллограф	1. На шинах 35 кВ устанавливается один вольтметр для контроля междуфазного напряжения и один вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений. 2. На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию, на шинах 150-220 кВ - по два осциллографа

В качестве РУ-500 в п.5 мы выбрали схему 3/2. Выбор TV производим для одной системы шин. На второй системе выбор производится аналогично. К шине подходят 2 автотрансформатора и отходят 4 линии для связи с системой, с двусторонним питанием. Согласно ПУЭ [5, Гл. 1.6.], установим КИА.

Всего мы установим два трансформатора напряжения (по одному на каждую шину РУ). Нижеследующая таблица приводится для одного трансформатора напряжения, наиболее загруженного, хотя мы стараемся распределить нагрузку равномерно. Допустимо ваттметры и варметры с двусторонней шкалой заменять на приборы с односторонней шкалой (при этом их количество возрастает в два раза). Например, так как мы имеем 4 отходящих линии, то нам надо установить 8 обычных ваттметров и 8 варметров, т.е. по 4 на один трансформатор напряжения.

Таблица 24.

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cos ?	sin ?	Число приборов	Рпотр. Вт	Qпотр. ВА
1. ЛЭП 500 кВ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	0
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	3	9	0
Счетчик активной энергии	АЛЬФАА1R-3-AL-T+	Потребляемая мощность 4ВА	2	0,5	0,866	2	4	6,928
Датчик активной мощности	Е-829	10	---	1	0	2	20	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	---	1	0	2	20	-
Фиксатор тока и напряжения импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	2	6	0
2. С.Ш.
а) показывающие
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
б) регистрирующие
Вольтметр	Н-394	10	1	1	0	1	10	0
Ваттметр	Н-395	10	2	1	0	1	20	-
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	1	7	-
в) синхронизирующие
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Синхроноскоп	Э327	10	1	1	0	1	10	-
ИТОГО:	122	6,928

Вторичная нагрузка составляет:

Выберем однофазные трансформаторы напряжения фирмы ABB-УЭТМ, г. Екатеринбург типа СРВ. Трансформаторы выпускаются по техническим условиям ТУ №1БП.793.001ТУ, соответствуют требованиям ГОСТ1983-89 и стандарту МЭК186, внесены в Государственный реестр средств измерения РФ, имеют сертификаты безопасности и соответствия.

Благодаря специальной конструкции емкостных элементов, трансформаторы этой серии по своим точностным и температурным характеристикам превосходят индуктивные трансформаторы.

Емкостной делитель трансформатора напряжения состоит из одного либо двух модулей, установленных один на другой. Каждый модуль содержит большое количество последовательно соединенных емкостных элементов, помещенных в фарфоровые покрышки. Модули заполняются синтетическим маслом, находящимся под небольшим избыточным давлением, которое создает расширительная система. В конструкции используются кольцевые уплотнительные прокладки. Емкостные элементы состоят из алюминиевой фольги, электротехнической бумаги и полипропиленовой пленки, пропитанных синтетическим маслом FARADOL 300, имеющим лучшие диэлектрические свойства, чем обыкновенное минеральное масло. Практика использования такой комбинированной изоляционной системы доказала нечувствительность ее диэлектрических характеристик к температурным изменениям.

Выбираем трансформатор напряжения СРВ-550(9a). Uном = 500 кВ, Sном = 120 ВА, класс точности 0,5.

Проверяем выбранный трансформатор по вторичной нагрузке:

;

(умножаем на 3, т.к. для однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, следует брать суммарную мощность всех трех фаз). Таким образом, данный трансформатор способен работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 6 мм2. Согласно ПУЭ, по условию механической прочности, сечение кабеля должно быть минимум 2,5 мм2. Согласно ПУЭ [5, П.3.4.4] падение напряжения в подводящих проводах не должно превышать 1,5% - до щитовых измерительных приборов и 0,5% - до расчетных счетчиков.

Проверка по потерям напряжения:

Так как мы имеем три однофазных ТV, соединённых в звезду, то следует взять суммарную мощность всех трёх фаз.

- удельное сопротивление меди.

;

- длина кабеля по [2].

. -для счетчиков

Принимаем выбранный трансформатор к установке.

10.1.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 110 кВ

Выбор TV производим для одной системы шин. На второй системе выбор производится аналогично. К шине подходят 2 автотрансформатора и отходят 8 линии для связи промышленным районом.

Подключим по одному ТU на каждую шину.

Допустимо ваттметры и варметры с двусторонней шкалой заменять на приборы с односторонней шкалой (при этом их количество возрастает в два раза). Подключим по одному трансформатору напряжения на каждую из секций и разнесем равномерно приборы между ними (между TV). Тогда для одного трансформатора напряжения по Таблице 19:

Таблице 25

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cos ?	sin ?	Число приборов	Рпотр. Вт	Qпотр. ВА
1. ЛЭП 110 кВ (2шт./TV)
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	8	24	0
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	8	24	0
Счетчик активной и реактивной энергии	АЛЬФАА1R-3-AL-T+	Потребляемая мощность 4ВА/2 Вт	2	0,5	0,866	4	8	13,86
Фиксатор тока и напряжения импульсного действия	ФИП	3	1	1	0	4	12	0
2. С.Ш.
а) показывающие
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
б) регистрирующие
Вольтметр	Н-394	10	1	1	0	1	10	0
Ваттметр	Н-395	10	2	1	0	1	20
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	1	7
в) синхронизирующие
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2
Синхроноскоп	Э-327	10	1	1	0	1	10
ИТОГО:	122	13,86

Согласно номинального напряжения 110 кВ и вторичной нагрузки выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-57У1

Uном = 110 кВ, Sном = 400 ВА для класса точности 0,5. (Н- трансформатор напряжения; К- каскадный; Ф- в фарфоровой изоляции; 110- номинальное напряжение, кВ).

Проверка трансформатора по вторичной нагрузке:

	132,92 ВА < 400 ВА

Для соединения трансформатора напряжения с приборами примем кабель КВВГ с сечением жил 4 мм2 (по условию механической прочности сечение должно быть минимум 4 мм2 для алюминиевых жил и 2,5 мм2 для медных жил - [ПУЭ]).

(Медный контрольный кабель, изоляция ПВХ, оболочка ПВХ, голый; 2,5 мм2 - сечение )

Проверка по потерям напряжения.

Согласно ПУЭ [5, П.3.4] падение напряжения от трансформатора напряжения до щитовых измерительных приборов не должно превышать 1,5%, а до расчетных счетчиков - 0,5%

Проверка по потерям напряжения.

Принимаем выбранный трансформатор к установке.

10.1.3 Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора

В цепи комплектного токопровода предлагается к установке трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-20.

Проверим его на пригодность к установке. Рассмотрим трансформатор напряжения типа ЗНОМ-Л-63У2, Uном = 20 кВ, Номинальная мощность в классе точности 0,5 составляет - S2 ном =75 ВА;

Проверим его по вторичной нагрузке. Согласно [8]:

Таблица 26

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cos j	sin j	Число приборов	Рпотр. Вт	Qпотр. ВА
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	0
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	0
Счетчик активной энергии	АЛЬФАА2R-3-AL-T	Потребляемая мощность 4ВА	2	0,5	0,866	1	2	3,464
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	0
Ваттметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	0
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	0
ИТОГО:	59	3,464

Вторичная нагрузка составляет:

Трансформатор ЗНОЛ-20-63У2 имеет номинальную мощность S2 ном =75 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом,

(для однофазных ТV, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз).

Проверка по потерям напряжения:

, ,

Принимаем выбранный трансформатор к установке.

10.2 Выбор трансформаторов тока

В трансформаторе тока (TA) при нормальных условиях применения вторичный ток практически пропорционален первичному току и при правильном включении совпадает по фазе. TA применяют при измерении больших токов, когда непосредственное включение приборов на полный ток электрической цепи невозможно. В этом случае измеряемый ток с помощью ТА понижают до значений, соответствующих шкале прибора.

Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбирают по поминальному напряжению, номинальным токам - первичному и вторичному и по классу точности. Необходимо также проверять электродинамическую и термическую стойкость.

Согласно ПУЭ обмотки ТА для присоединения счётчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5.

Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы действительная нагрузка вторичной цепи Z2, Ом, не превосходила нормированной для данного класса точности нагрузки ZНОМ, Ом.

10.2.1 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 500 кВ

Трансформаторы тока CT12/4000. Используются для преобразования тока первичной цепи (макс. 4000 А) во вторичный низкий ток (макс. 5 А), подаваемый на аналоговые и цифровые измерительные приборы. Имеются модели со встроенной первичной обмоткой или модели проходного типа. В первом случае трансформатор поставляется в комплекте с шиной или клеммами первичной обмотки; во втором случае в трансформаторе имеется отверстие, через которое пропускается шина или кабель, образующие первичную обмотку. По дополнительному заказу выпускаются трансформаторы с максимальным выходным током 1 А.

Таблица 27

UНОМ, кВ	Номинальный ток, А	Номинальная нагрузка в кл. точности 0,5, Ом	Ток эл. динамической стойкости, кА	Термическая стойкость
	первичный I1НОМ, А	вторичный I2НОМ, А			Допустимый ток, кА/ допустимое время, с
500	4000	5	30	157,5	63/1

Проверку проводим с использованием табличного метода:

Проверка ТТ в цепи линии 500 кВ:

Таблица 28

Условия проверки	Расчетные данные*	Данные по трансформатору тока SB 0,8
	Определяется ниже

При упрощенных инженерных расчетах можно принять, что вторичная нагрузка трансформатора тока (Z2) и номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности (Z2ном) носят чисто активный характер.

Согласно [2] состав приборов на линии 500кВ будет следующий:

Таблица 29

Прибор	Тип прибора		Нагрузка фаз
		А, ВА	В, ВА	С, ВА
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-304	0,5	-	0,5
Счетчик активной и реактивной энергии	АЛЬФА А1R-4-AL-T+	0,1	0,1	0,1
ИТОГО:		1,6	0,6	1,6

Наиболее нагруженными являются фазы А и С.

Расстояние от ТА до приборов выбираем в соответствии с [2]:

Таблица 30

Расположение ТА	Расстояние до прибора, м
Цепи РУ 330-500 кВ	150-175

Примем

Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на ПСТ напряжением 220 кВ и выше применяются провода с медными жилами.

Примем кабель с медной жилой()

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Включаем трансформаторы тока в полную звезду, при этом :

Принимаем медный контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 2,5мм2.

<< 30 Ом

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям, принимаем его к установке.

10.2.2 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 110 кВ

Баковые выключатели имеют трансформаторы тока, встроенные в основание ввода. В элегазовых выключателях ВЭБ применяются трансформаторы тока ТВ-110УХЛ1 класса точности 0,2S.

Внешний вид встроенных трансформаторов тока ТВ-110

Таблица 31

UНОМ, кВ	Номинальный ток, А	Номинальная нагрузка в кл. точности 0,5, Ом	Ток эл.динамической стойкости, кА	Термическая стойкость
	первичный I1НОМ	вторичный I2НОМ			Допустимый ток, кА/ допустимое время, с
110	3000	1; 5	30	212	68/3

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по трансформатору тока ТВ-110УХЛ1
.
	Определяется ниже



Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока (расчетная величина)

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности

Состав приборов в цепи отходящей линии 110 кВ

Таблица 32

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы,
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-304	0,5	-	0,5
Счетчик активной и реактивной энергии	АЛЬФА А1R-3-AL-T+	0,1	-	0,1
Сумма:	1,6	0,5	1,6

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Включаем трансформаторы тока в полную звезду, при этом :

Провода с медными жилами применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше.

Примем кабель с медными жилами, длиной 150 м, схема соединения трансформаторов тока - полная звезда.

Примем медный контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 2,5мм2.

<< 30 Ом

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям, принимаем его к установке.

10.2.3 Трансформаторы тока в цепи генераторов

В КЭТ предлагались к установке трансформаторы тока:

ТШВ-24-20000/5

Предварительно принимаем к установке ТА ТШВ-24-20000/5 со следующими параметрами:

Таблица 33

UНОМ, кВ	Номинальный ток, А	Номинальная нагрузка в кл. точности 0,5, Ом	Ток эл.динамической стойкости, кА	Термическая стойкость
	первичный I1НОМ, А	вторичный I2НОМ, А			Допустимый ток, кА/ допустимое время, с
20	20000	5	100	-	-

Предполагается, что данный трансформатор тока встраивается в КЭТ генераторов, следовательно, проверку по номинальному напряжению, току, электродинамической и термической стойкости не проводим - она была проведена при выборе самого комплектного провода.

Данный ТА необходимо проверить лишь по вторичной нагрузке:

Таблица 34

Прибор	Тип прибора		Нагрузка фаз
		А , ВА	В , ВА	С , ВА
а) статор
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	АЛЬФА А1R-4-AL-T+	0,1	0,1	0,1
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Датчик активной мощности	Е-829	1	---	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	---	1
б) ротор
Амперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
Регистрирующий амперметр	Н-344	---	10	---
ИТОГО:		13,1	21	13,1

Наиболее нагруженной является фаза В, по ней и будем проверять ТА.

Используем кабель с медными жилами, длиной 40м, схема соединения трансформаторов тока - полная звезда.



По условиям механической прочности примем медный контрольный кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

< 100 Ом

Таблица 35

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по TA, проверка
	1,22 Ом	Z2ном = 100 Ом 30 Ом > 1,22 Ом

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям, принимаем его к установке.

11. ВЫБОР СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Установки собственных нужд являются важным элементом электрических станций и подстанций. Повреждения в системе собственных нужд неоднократно приводили к нарушению работы электростанций и к аварийному состоянию энергосистем.

Состав электроприёмников собственных нужд, потребляемые ими мощность и энергия зависят от типа электростанции (подстанции), вида топлива, мощности агрегатов и т. п.

Выбор схем собственных нужд электроустановок производят с учетом состава и характеристик электроприемников, мощности приводных механизмов, требований к надежности электроснабжения отдельных групп потребителей и т. д.

Электроприёмники собственных нужд по их влиянию на технологический режим электроустановки условно делят на ответственные и неответственные.

К ответственным относят электроприёмники, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или к аварии на электростанции или подстанции. Такие электроприемники требуют особо надежного питания.

Основным приводом механизмов собственных нужд являются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели различного исполнения с прямым пуском. Для тихоходных механизмов (шаровые мельницы), а также для очень мощных механизмов находят применение синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения в широких пределах, применяют двигатели постоянного тока, а также асинхронные двигатели с дросселями насыщения или с управляемыми тиристорами в цепи статора.

На электростанциях обычно принимают две ступени напряжения собственных нужд: высшее (3, 6 или 10 кВ) -- для питания мощных электроприемников и низшее (380/220 В с заземленной нейтралью) -- для питания мелких электроприемников.

Напряжение 660 В на отечественных электрических станциях и подстанциях пока не используется. Принятие той или иной системы напряжений зависит, в частности, от технико-экономических характеристик выпускаемых промышленностью электродвигателей. При одной и той же мощности асинхронные двигатели более низкого напряжения дешевле, чем двигатели более высокого напряжения. Однако по конструктивным и режимным (уровень токов к. з., условия самозапуска) соображениям увеличение мощности двигателей приводит к необходимости увеличивать их номинальное напряжение.

В настоящее время промышленность выпускает электродвигатели 380 В мощностью до 400 кВт, а электродвигатели 3--6 кВ, начиная с мощности 160--200 кВт. Двигатели 10 кВ могут иметь сопоставимые технико-экономические показатели, только начиная с мощности 630 кВт.

На КЭС, ТЭЦ, а также АЭС высшее напряжение системы собственных нужд, как правило, принимается равным 6 кВ; при расширении электростанций, уже имеющих напряжение 3 кВ, а также на электростанциях средней мощности с генераторным напряжением 10 кВ экономически оправданным может быть использование напряжения

3 кВ. На КЭС с агрегатами мощностью 800--1200 МВт и соответственно с крупными механизмами собственных нужд целесообразно применение напряжения 10 кВ.

Перечень ответственных и неответственных потребителей собственных нужд КЭС

Таблица 36

Ответственные потребители	Неответственные потребители
Питательные, циркуляционные и конденсатные насосы; Дымососы и дутьевые вентиляторы; Вентиляторы первичного воздуха; Мельницы и мельничные вентиляторы в системах без промежуточного бункера; Питатели пыли и топочные решетки; Питатели угля шахтных мельниц; Маслонасосы турбин; Вентиляторы охлаждения генераторов; Вентиляторы охлаждения трансформаторов; Резервные возбудители генераторов; Аварийное электрическое освещение; Валоповоротное устройство; Подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей; Аппаратура КИП.	Мельницы в системах с промежуточным бункером; Мельничные вентиляторы в системах с промежуточным бункером (если они не выполняют одновременно функции вентиляторов первичного воздуха); Механизмы топливоподачи; Механизмы золоудаления; Механизмы приготовления питательной воды; Механизмы маслохозяйства электростанции; Механизмы вентиляции помещений; Механизмы компрессорных установок; Механизмы электролизных установок; Подъемные устройства и прочие вспомогательные механизмы.

Потребители собственных нужд КЭС делятся не только на ответственные и неответственные, но и на блочные и общестанционные.

Блочная нагрузка питается от трансформаторов собственных нужд блоков, общестанционная по возможности равномерно распределяется между блоками (на первой стадии строительства КЭС общестанционную нагрузку питают либо от секций собственных нужд 1-го и 2-го блоков, либо от местной сети 6--35 кВ, имеющейся в районе строительной площадки).

Собственные нужды 10 кВ блоков получают питание от блочных трансформаторов собственных нужд, подключаемых на ответвлении между генератором и силовым трансформатором (автотрансформатором). Каждый блок мощностью 160 МВт и выше имеет две секции собственных нужд 10 кВ. Резервирование питания секций осуществляется от спаренных резервных магистралей 10 кВ, связанных с резервными трансформаторами собственных нужд. При нарушении электроснабжения от рабочего источника автоматически (под действием АВР) подается питание от резервного источника. Резервные магистрали секционируют выключателями через два-три блока и с помощью выключателей соединяют с резервными трансформаторами.

Резервные трансформаторы подключают к распределительному устройству среднего напряжения КЭС, или к другим независимым источникам питания. Они могут также подключаться на ответвлении к блокам, имеющим генераторные выключатели.

При проектировании установки СН будем учитывать следующее:

В задании на дипломный проект указано, что СН проектируемой КЭС используют напряжение 10 кВ и 0,4 кВ.

Блочные трансформаторы СН КЭС присоединены отпайкой от энергоблока. РТСН питается от РУ-220 кВ.

Так как мощность энергоблоков выше 160 МВт, то количество секций на каждый энергоблок принимается по две на каждый энергоблок.

Резервные магистрали также секционируются выключателями, секционирование производят через 2-3 блока.

Резервное питание СН осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами СН.

Потребители СН напряжением 0,4 кВ присоединяются к секциям 0,4 кВ, которые получают питание от трансформаторов 10/0,4 кВ.

Нагрузка на 0,4 кВ составляет примерно 10% от нагрузки СН блока.

Трансформаторы СН, с целью поддержания необходимого напряжения на шинах СН, имеют РПН.

Мощность трансформаторов С.Н. была выбрана ранее см. Выбор ТСН.

Рис. 15. Схема питания собственных нужд

Таблица 37

№ п/п	Тип	Номинальная мощность, МВА	Напряжение обмоток (кВ)	Потери (кВт)	UК (%)
			ВН	НН	PХ	PК	ВН-НН	ВН-СН
ТСН	ТРДНС-40000/35/6,3	40	36,75	10,5-10,5	31	170	12,7	40

В схеме СН установим ячейки КРУ. Максимальным током будет ток ТСН блока 500 МВт, токи К.З. на низкой стороне которого мы не рассчитывали в п.6., а ячейки КРУ выбираем только по номинальным параметрам.

Рабочий ток утяжеленного режима:

Примем к установке КРУ серии КМ-1КФ. Шкафы комплектных распределительных устройств серии КМ-1КФ предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью.

Шкафы КРУ применяются в закрытых распределительных устройствах (РУ), в распределительных устройствах наружной установки (по типу КРУН К-47) и электроустановках с частыми коммутационными операциями. Производителем данных КРУ является фирма КЭМОНТ, Россия.

Шкаф КРУ состоит из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися шторками. Выключатель высоковольтный с приводом установлен на выкатном элементе (тележке). В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных вводов.

В схеме с.н. предполагается установка КРУ с выключателями вакуумными серии ВВ/TEL-10-20/1000 производства ПГ «Таврида Электрик»

ВВ - выключатель вакуумный

TEL - наименование серии

10 - номинальное напряжение, кВ

20 - номинальный ток отключения, кА

1600 - номинальный ток, А

Десять основных конкурентных преимуществ ВВ/TEL

· высокий коммутационный и механический ресурс;

· отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов;

· питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;

· малое потребление мощности по цепи оперативного питания;

· высокое быстродействие при включении и отключении ;

· возможность отключения при потери оперативного питания;

· не требуется изменения существующих схем вторичной коммутации;

Совместимость с максимальным числом существующих КРУ и КСО;

· допускается работа в любом пространственном положении;

· малые габариты и вес.

Таблица 38

UНОМ, кВ	IНОМ, А	Номинальный ток отключения IОТК.НОМ, кА	Содержание апериодической составляющей Н, %	Ток электродинамической стойкости	Ток термической стойкости IТЕР, кА/ допустимое время его действия tТЕР, с	Полное время отключения tОТК.В, с
				iДИН, кА	IДИН, кА
10	1600	20	40	64	40	20/3	0,03

Проверим выключатель ВВ/TEL-10-20/1600

Таблица 39

Условия проверки	Расчетные данные	Данные по выключателю проверка
*
*
при
*
*

Следовательно, данный выключатель может быть принят к установке.

12. Выбор аккумуляторных батарей

В настоящее время на электрических станциях и подстанциях осуществляют режим постоянного подзаряда аккумуляторных батарей. Это значит, что в нормальном режиме электроустановки (ЭС и ПС) подзарядный агрегат питает всю постоянно включенную нагрузку () и компенсирует ток самозаряда аккумуляторной батареи (). Следовательно, GB в режиме подзаряда всегда заряжена на полную емкость. Зарядка аккумуляторной батареи необходима, если в аварийном режиме на ЭС и ПС емкость ее заряда снизилась более, чем на 10%.[17]

Определим нагрузку на аккумуляторную батарею.

Таблица 10-3

Вид потребителя	Кол-во электроприемников	Параметры эл. приемников	Расчетные нагрузки, А
		Ном. мощность, кВт	Ном ток, А	Расчетный ток длит режима, А	Пусковой ток, А	Аварийный режим до 30 мин	Толчок тока в начале аварийного режима	Наибольший толчковый ток (в конце разряда)
Постоянная нагрузка	-	-	-	30	-	30	30	30
Аварийное освещение	-	-	-	200	-	200	-	200
Приводы выключателей: ВВ/TEL	2	-	5	-	-	-	30	-
Преобразовательный агрегат оперативной связи	1	7,2	38	30	100	30	100	30
Двигатели аварийного маслонасоса уплотнений генератора	3	25	128	120	300	360	-	360
Двигатели аварийного маслонасоса смазки подшипников турбины	3	14	73,5	73	184	219	-	219
Включение выключателя HECS-130	1	-	2,5	-	-	-	10	-
ИТОГО:	-	-	-	-	-	839	170	839

Аккумуляторная батарея в нормальных условиях работает в режиме нормального подзаряда и, следовательно, постоянной нагрузки не несет. Поэтому расчетной является аварийная ситуация на станции, когда батарея принимает на себя всю аварийную нагрузку[2]. По НТП для ТЭС и ГЭС, работающих в системе, рекомендуется принимать длительность работы аварийного режима равной 0.5.[19, стр.11]

Число основных элементов батареи (присоединяемых к шинам установки в режиме постоянного подзаряда):

,

где

- напряжение на шинах;

- напряжение на элементе в режиме подзаряда.

Общее число элементов в батареи:

, где

- напряжение на элементе в конце аварийного разряда.

С помощью элементного коммутатора обеспечивается требуемый уровень напряжения у потребителей постоянного тока в течение всего периода аварийного разряда аккумуляторной батареи.

Тогда число добавочных элементов, включаемых на элементный коммутатор:

.

 Предлагается установить шкафы постоянного оперативного тока ШОТ - 01 и заказать необходимое количество батарей, а именно 8 шкафов по 17 аккумуляторов.

Шкафы постоянного оперативного тока ШОТ - 01 компании «ЭНЕРГОМАШВИН»

Технические характеристики шкафа смотрите табл.

Табл. 40. Технические характеристики шкафов ШОТ-01



Рис. 16. Схема и внешний вид шкафа ШОТ-01-50



Рис. 17. Схема и внешний вид шкафа ШОТ-01-100

Библиографический список

1. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

2. Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

3. Тарасов В.И. Расчёты токов короткого замыкания в электроэнергетических системах. Учебное пособие по курсовому проектированию по дисциплине «Переходные процессы в электроэнергетических системах». - Иркутск, 2004 (электронная версия).

4. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под ред. Б. Н. Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 144 с.

5. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов / Ю. Б. Гук, В. В. Кантан, С. С. Петрова - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ие, 1985. - 312 с., ил.

6. Блок В.М. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др./Под.ред В.М. Блок.-М: Высш.шк., 1990.-383 с.

7. Околович М. Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400 с., ил.

8. Правила устройства электроустановок. Действующие главы шестого и седьмого изданий. - Электронная версия.

9. Проектирование электростанций. Методические указания к практическим занятиям студентов специальности 10.01 «Электрические станции». Составитель А. С. Жданов. - Иркутск: ИрГТУ, 1999. - 18 с.

10. Расчёт трёхфазных коротких замыканий на ПЭВМ: Методическое пособие по использованию программы «KZ 3F» для студентов направления 551700-Электроэнергетика. Составили О. В. Лобанова, А. М. Тришечкин. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2000. - 59 с.

11. Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

12. СТО ИрГТУ.005-2007. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов.

13. Тришечкин А. М. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Дипломное проектирование. Учебное пособие для вузов / А. М. Тришечкин, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002. - Ч.1. - 172 с.

14. Тришечкин А.М. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Дипломное проектирование. Учебное пособие для вузов / А. М. Тришечкин, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2002. - Ч.2. - 236 с.

15. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. Учебник электротехнических и энергетических вузов и факультетов. - М.: «Энергия», 1970. - 520 с.

16. Фадеев В. А. Современное состояние электроэнергетики и её влияние на развитие национальной экономики. - Электронная версия.

17. Электрическая часть электростанций и подстанций: методические указания к практическим занятиям. Составители: Н. А. Мурашко, А. С. Жданов, Э. Б. Старостина, А. Г. Акишина, Н. Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. - 60 с.

18. Электрическая часть электростанций и подстанций. Основы устройства электроустановок. Проектирование и конструирование электрической части электростанций и подстанций (токопроводы и КРУЭ). Методические указания к лабораторным занятиям. Составитель А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 60 с.

19. Электрическая часть электростанций и подстанций. Техника электрической части электростанций (элегазовые выключатели). Методические указания к лабораторным занятиям. Составители А. Г. Акишина, А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 40 с.

20. Электроэнергетика: производство, передача и распределение электроэнергии. Методические указания к лабораторным занятиям студентов. Составители: А. Г. Акишина, А. С. Жданов, Н. А. Мурашко, Н. Ю. Снопкова. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 84 с.

21. Жданов А. С. Электрическая часть электростанций и подстанций: Проектирование и конструирование электрической части электростанций/ А. С. Жданов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2005. -28с.

22. Замышляев Ф.А. Стационарные аккумуляторы EXID Technologies Зонненшайн// Ф.А. Замышляев / Энергетик. - 2001., - №4. - 40с.

23. Фадеев В. А. Современное состояние электроэнергетики и её влияние на развитие национальной экономики. - Электронная версия.

Размещено на Allbest.ru