Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на проектируемой газомазутной ГРЭС-2400 МВт (8 К-300)

К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения соответственно через фильтры первой и третьей гармоник.

В защите БРЭ 1301.01 реле напряжения включается на трансформатор. Напряжения со стороны нейтрали, а к реле сопротивления (реле с торможением) подается выпрямленная сумма напряжений третьей гармоники от трансформатора напряжения в нейтрали, и на выводах генератора - рабочее напряжение и тормозное выпрямленное напряжение третьей гармоники со стороны нейтрали , при этом

Уставки защиты: Уставка органа первой гармоники в обоих исполнениях защиты по условию отстройки от непродолжительных снижений уровня изоляции в процессе эксплуатации должна быть не менее 10 В (рекомендуется 10 - 15 В).

Для органа третьей гармоники БРЭ 1301.01 следует принимать Zx cp = 1,5 или Кт = 0,67.

Для отстройки от возможных кратковременных срабатываний защиты в переходных режимах на её выходе должна быть выдержка времени порядка 0,5с.

4. Защита от замыканий на землю обмотки ротора.

Предусматривается защита для обнаружения замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения генератора путем замера сопротивления изоляции обмотки ротора относительно земли. Защита выполняется с наложением на цепь возбуждения переменного тока с частотой 17,5 Гц, который подводится от отдельного источника.

Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна иметь две уставки:

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 10 кОм с действием на сигнал;

- при снижении сопротивления цепи возбуждения до 4 кОм с действием на отключение.

Защита выполняется с помощью двух блоков: контроля сопротивления изоляции типа БЭ 1104Б.04 и частотного фильтра типа БЭ 1105Б.04, подключенных к цепям возбуждения генератора.

5. Продольная дифференциальная защита трансформатора блока.

Наименование величин	Обозн.	Расчетная формула	Един. изм.	Результаты расчета
				сторона 220 кВ	сторона 20 кВ	Сторона20 кВ отнесенная к СН
1	2	3	4	5	6	7
Первичные токи на сторонах трансфор-матора блока, соответ ствующие его ном. мощности			А
Соединение обмоток силового трансфор- матора				Y
Соединение вторичных обмоток трансформаторов тока					Y	Y
Коэффициент схемы соединения транс- форматоров тока					1	1
Коэффициент трансформации трансформаторов тока			Расч. уточн	2000/5	12000/5	1000/5
Вторичные токи в плечах защиты			А
				Основная сторона	Неосновная сторона
Выбор ответвлений трансреактора реле			А А А	4,25 (отв.3)	4,25 (отв.3)
Для необходимой отстройки от внешних КЗ в защите используются две цепи торможения, включенные на токи высшего и низшего напряжения блочного трансформатора
Выбор ответвлений промежуточных трансформаторов то- ка (ТТ1,ТТ2) цепи торможения			A А A А	4,55 5 (отв. 1)	4,82 5 (отв.1)
Первичный ток со стороны 230 кВ, соответствующий «началу торможения» с учетом принятых ответвлений промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле		=
Первичный ток срабатывания защиты: 1.по условию отстройки от тока небаланса в режиме, соответствующем «началу торможения» 2.по условию отстройки от броска тока намагничивания			А А А А
Принятый первичный ток срабатывания защиты			А	315,3
Относительный ток срабатывания реле, соответствующий «началу торможения»
Коэффициент торможения при внешнем трехфазном КЗ на стороне 20 кВ транс- форматора	где: - ток от системы, приведенный к напряжению основной стороны 230 кВ. ток от системы, приведенный к напряжению 20 кВ.
Выбор первичного тока срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора			А
Чувствительность защиты: 1.при двухфазном КЗ на стороне 20 кВ трансформатора блока в режиме холостого хода 2.при двухфазном КЗ на стороне 20 кВ трансформатора блока (ток от системы)		где где:

6. Расчет резервной продольной защиты блока.

Режим, вид и место КЗ	Ток КЗ, А
Ток трехфазного КЗ на стороне 220 кВ в режиме холостого хода блока	I(3)K1 G=11080
Ток трехфазного КЗ за трансформатором собственных нужд	I(3)K3 max= =857,35
Ток трехфазного КЗ на стороне 20 кВ: от системы от генератора	I(3)K2 S=6908,7 I(3)K2 G=9307

Расчет защиты сведен в таблицу 2.Таблица 2

Наименование величины и расчетные выражения	Единицы измерения	Исходные и расчетные величины Сторона 110 кВ Сторона 10,5 кВ
1	2	3	4
Первичные токи, приведенные к номиналь-ной мощности трансформатора Sт. ном Iт.ном = -------------- 3 Uт.ном Схема и группа соединения обмоток силового трансформатора	А	Y
1	2	3	4
Тип трансформатора тока Схема соединения и коэффициент схемы Расчетный коэффициент трансформации 3 Iт.ном КI р = ------------ Iвт Принятый коэффициент трансформации		ТФЗМ 110 Ксх = 3 2000/5	ТШВ 10 Y Ксх = 1 12000/5
Расчет тока небаланса Iнб расч = Iнб расч + Iнб расч + Iнб расч = = Кодн Ка I(3)max + U I КЗ max Кодн = 1; Ка = 1; = 0,1; U = +2х2,5% / 100 = 0,05 Iнб расч - определяется после расчета витков реле	А	1,0 · 1,0 · 0,1 · 11080 + 0,05· 11080 = 1662
Первичный ток срабатывания защиты: а) по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении блока под напряжение (холостой ход) Iсз = Котс Iт.ном, где Котс = 1,3 б) по условию отстройки от расчетного максимального тока небаланса при внешнем КЗ в точке К1 Iсз = Котс Iнб расч max в) по условию отстройки от расчетного максимального тока КЗ за трансформатором собственных нужд (К3) Iсз = Котс I(3)КЗ max	А А А	1,3 · 1051 = 1366,3 1,3· 1662 = 2160,6 1,3 · 857,35 = 1114,56 принимаем Iсз = 2160,6 А
Проверка возможности применения реле РНТ-565: от системы I(2)КЗ min Кч = ---------- > 2 Iсз От генератора I(2)К min G Кч = ----------- > 2 Iсз Защита удовлетворяет требованию чувствительности. Поэтому расчет продолжаем с использованием РНТ-565
Расчет тока срабатывания реле. Вторичные токи в плечах защиты Ксх Iт.ном I2 = ---------------- КI Ток срабатывания реле на основной стороне Ксх Iсз iр осн = ---------- КI	А А
		Основная сторона	Неосновная сторона
Расчет числа витков реле (AW)ср о Wосн расч = ------------ Iср осн (AW)ср о = 100 Ав Принятое число витков дифференциальной обмотки Wд.уст	Витки Витки		Wд.уст = 10
Расчетное число витков для неосновной стороны I2 осн Wнеосн.расч = Wд.уст ----------- I2 неосн Принятое число витков в том числе уравнительных	Витки Витки витки	W220 уст = 11 Wур 1 = 11 - 10 = 1
Расчет тока небаласа и уточненного тока срабатывания защиты Wрасч - Wприн Iнб расч = ------------------ I(3)КЗ max Wрасч Iнб уточн = Iнб расч + Iнб расч + Iнб расч Iсз уточн = Котс Iнб max уточн Котс = 1,3 Т.к. принятый Iсз = 776 А больше Iсз уточн после выбора витков реле, расчет числа витков остается без изменения	А А А	1108 + 554 + 418,1 = 2080,1 1,3 · 2080,1 = 2704,13
Действительный ток срабатывания реле (AW)cp o icp = ------------ Wд.уст Первичный ток срабатывания уточненный icp KI K Iсз = ------------ Kcх Минимальный коэффициент чувствитель-ности: от системы I(2)КЗ min Кч1 = ----------- > 2 Icp От генератора I(2)RP ьшт Кч2 = ---------- > 2 Iсз	A A

Вывод: защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

7. Газовая защита блочного трансформатора.

Назначение: от замыканий внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, который образуется в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительного повышения температуры.

Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями, действующими на сигнал и на отключение выключателей трансформатора соответственно.

Защита выполняется на реле типа РГТ-80.

Реле типа РГТ-80 имеет два поплавка верхний 6.1 и нижний 6.2, на которых установлены постоянные магниты, управляющие герконами. Поплавки реагируют на изменение уровня масла в корпусе реле. Кнопка проверки 7 служит для проверки работы поплавков 6.1 и 6.2 и напорной пластины 5.

В нормальном состоянии газового реле поплавки 6.1 и 6.2 находятся в крайних верхних положениях, а напорная пластина 5 - в исходном положении.

При снижении уровня масла в корпусе реле опускается сначала верхний поплавок 6.1. При его опускании происходит срабатывание верхней (сигнальной) контактной системы. При дальнейшем снижении уровня масла в корпусе реле опускается нижний поплавок 6.2. и происходит срабатывание нижней (отключающей) контактной системы. При восстановлении уровня масла поплавки 6.1 и 6.2 поднимаются до своего начального положения, а контакты контактных систем возвращаются в исходное состояние.

При превышении скорости потока масла из бака в расширитель значения уставки срабатывания реле напорная пластина перемещается, и срабатывают контакты нижней (отключающей) контактной системы. При прекращении потока масла напорная пластина возвращается в исходное положение.

Уставки реле по скорости потока масла: 0,65; 1,0 и 1,5 м/с.

Принимаем уставку 1,0 м/с.

Резервные защиты

1. Защита от внешних симметричных коротких замыканий.

Большая эллиптическая ось характеристики реле

=

Малая ось эллипса Z_мал = К_э Z_{уст max} = 0,5·1,1 = 0,55 Ом

Изменение параметров осей эллиптической характеристики реле с учетом смещения в III квадрант. Величина смещения большой оси:

Z = 0,12 Z_{уст max} = 0,12 · 1,1 = 0,132 Ом

Сопротивление срабатывания защиты

Z_{уст max} = Z_{уст max} - Z = 1,1 - 0,132 = 0,968 Ом

Сопротивление срабатывания реле

Проверка чувствительности защиты:

- по замеряемому сопротивлению при КЗ на шинах высшего напряжения трансформатора блока

- по току точной работы при КЗ на шинах 110 кВ

где I_т.р. = 2 А

2. Защита от несимметричных КЗ и перегрузок.

Ток срабатывания пускового органа защиты в относительных единицах

I_{х2 ср.по} = К_отс I_{x2 min}; К_отс = 1,05

I_{x2 min} = 0,082 при А = (5-10)

I_{х2 ср.по} = 1,05 · 0,082 = 0,09

Допустимая длительность перегрузки током обратной последовательности

Ток и время срабатывания сигнального органа

I_х2ср.со = 0,05; t_cp.co = 10 c.

Ток срабатывания отсечки выбирается исходя из условия обеспечения необходимой чувствительности при двухфазном КЗ на шинах ВН блока в сверхпереходном режиме (в относительных единицах).

где К_ч = 1,3 или

Выдержка времени отсечки выбирается на ступень селективности t = 0,3 с превышающей выдержку времени той ступени дистанционной защиты, с которой согласована отсечка.

3. Защита от симметричных перегрузок.

Уставка пускового органа

I_хср.по = 1,1; I _ср.по = 1,1 · I_ном.G

Уставка сигнального органа

I_{х ср.со} = 1,05; I_ср.со = 1,05 · I_{ном G}

Характеристика интегрального органа защиты от перегрузок

C

t_ср.ио = ------------ , где С и В - коэффициенты, зависящие от характеристики срабатывания

(I_x - B)² блок- реле;

I_ст

I_x = ------- - относительный ток статора;

I_{ном G}

I_ст, I_{ном G} - ток одной фазы статора генератора и номинальный ток генератора соответственно в первичной цепи.

Расчет коэффициентов В и С характеристик срабатывания интегрального органа защиты для генератора ТГВ-300-2УЗ.

Из технических условий на генератор:

I_ст

при -------- = 1,3 - время перегрузки 4 минуты или 240 секунд

I_{ном G}

I_ст

при -------- = 1,35 - время перегрузки 3 минуты или 180 секунд.

I_{ном G}

С С

Тогда ---------- = 240; --------------- = 180; решая эти уравнения:

(1,3 - В)² (1,35 - В)²

С = 240· (1,3 - В)² = 180· (1,35 - В)² В_расч = 0,65

Согласно техническим условиям на блок-реле БЭ 1103 В = (0,8 - 1,0),

принимаем В = 0,8. Тогда С = 240 · (1,3 - 0,8)² = 60

Согласно техническим условиям на блок-реле С = (3 - 50), принимаем С = 50.

В этом случае

C 50

t_ср.ио = ---------- = ------------- = 200 c.

(I_x - B)² (1,3 - 0,8)²

При В = 0,8; С = 50; I_х = 1,3 t_ср.ио < t_доп = 240 с.

4. Защита от внешних КЗ на землю.

I_ном.G = 10,2 кА; I_{2 сз} = 0,6 ·I_ном.G = 6120 А; К_I = 1000/5; m = 4; n = 2.

Расчет грубого комплекта. Расчетным режимом для согласования чувствительности является КЗ на ЛЭП, отключаемой с другого конца быстродействующей защитой. При этом

I_{0 расч} I_{2 сз}

I₂ = I⁽¹⁾₀ или ---------- = --------

_{0 2}

₀ = 1/n = Ѕ = 0,5; ₂ = 1/m = ј = 0,25, где

m - число блоков станции; n - число блоков с заземленной нейтралью.

I_{2 сз} = 768 А - из расчета защиты от токов обратной последовательности.

₀ 0,5 20

3I_{0 cз} = 3 К_отс ----- I_сз = 3 · 1,1 · -------· 6120 · ------ = 3672 А

₂ 0,25 220

3I_{0 cз} К_сх 3672 · 1

I_ср = ------------- = --------------- = 18,36 А выбираем реле РТ-140/20

К_I 1000/5

t_{сз 1} = 4,5 с - на отключение выключателя ВН

t_{сз 2} = 5 с - на отключение блока;

t_{cз 3} = 4 c - на отключение выключателя при разземленной нейтрали.

Расчет чувствительного комплекта.

а) по условию обеспечения срабатывания при самопроизвольном неполнофазном отключении блока при минимальной нагрузке

I_min 0,4 I_ном 0,4· 1051

I_сз < ------- = ----------- = -------------- = 350,3 А

K_отс 1,2 1,2

S_ном 400000

I_ном = ----------- = ------------ = 1051 А

3 U_ном 3 · 220

I_сз К_сх 350,3 · 1

I_ср = ---------- = ----------- = 1,75 A.

К_I 1000/5

б) по согласованию с грубым комплектом

I_{ср (гк)} 18,36

I_ср = ----------- = -------- = 17,5 А

1,05 1,05

Принимаем I_ср = 1,75 А, выбираем реле типа РТ-140/2.

5. Защита от асинхронного режима при потере возбуждения.

Диаметр окружности характеристики реле сопротивления

Z_защ = 1,1 X_d = 1,1·2,49 = 2,74 Ом

Смещение характеристики

Z_смещ = 0,4 · Х_d = 0,4 · 3,4 = 1,36 Ом

Вторичные сопротивления

6. Защита от повышения напряжения.

S_н.тр 400000

I_н.тр = --------- = ----------- = 1051 А

3· U_н 3 · 220

Напряжение срабатывания пускового органа

U_сз = 1,2 · U_н.г. = 1,2 · 20 = 24 кВ

U_сз 24000

U_ср = ------ = ------------- = 120 В, выбираем реле РСН 14-30

К_U 20000/100

Ток срабатывания блокирующего реле

I_сз = 0,1 · I_н.тр = 0,1 · 1051 = 105,1 А

I_сз 105,1

I_ср = --------- = --------- = 0,26 А, выбираем реле тока РТ-40/Р

К_{I ВН} 2000/5

Выдержка времени t_сз = 3 с.

7. Защита от перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения.

Сигнальный орган - принимается I_{х сз со} = 1,05;

I_{сз со} = 1,05 · 3050 = 3202,5 А. Выдержка времени t_со = 10 с.

Пусковой орган - принимается I_{х сз по} = 1,1;

I_{сз по} = 1,1 · 3050 = 3355 А.

Определяется выдержка времени интегрального органа

C

t_{р ио} = -----------

(I_{x p} - B)²

I_p

при ---------- = 1,5 время перегрузки ротора 60 с.

I_p.ном

I_p

При -------- = 1,2 время перегрузки ротора 240 с.

I_р.ном

С С

----------- = 60; -------------- = 240.

(1,5 - В)² (1,2 - В)²

Решая эти уравнения, получим В_расч = 0,9.

Согласно техническим условиям на блок-реле В = (0,8 - 1,0). Принимаем В = 0,9.

Тогда С_расч = 240·(1,2 - 0,9)² = 21,6

Согласно заводским данным С = (3 - 40). Принимаем С = 21,6.

С 21,6

Тогда t_{ср ио} = ----------- = -------------- = 233 с

(1,2 - В)² (1,2 - 0,9)²

t_{ср ио} < t_доп = 240 с.

8. Дополнительная резервная токовая защита на стороне высшего напряжения.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока защищаемого трансформатора

К_отс 1,2

I_сз = ------ I_н.т. = ------ ·1051 = 1483,8 А

К_воз 0,85



9. Автоматический пуск пожаротушения трансформатора.

Пуск автоматики пожаротушения производится от дифференциальной защиты, защиты ошиновки и газовой защиты трансформатора.

Зона повреждения при пуске пожаротушения от дифференциальных реле ограничивается баком трансформатора с помощью реле тока, включенного в провод, заземляющий бак трансформатора. Это реле реагирует на внутренние КЗ на землю на стороне ВН и разрешает пуск пожаротушения от дифференциальных защит трансформатора и его ошиновки на стороне ВН. При этом обеспечивается работа цепи пуска в случае повреждения вводов высшего напряжения высокого напряжения трансформатора, наиболее часто сопровождающихся пожаром.

При внутренних повреждениях на стороне НН пуск пожаротушения от дифференциальной защиты разрешается лишь при одновременном срабатывании газовой защиты, даже если действие ее отключающего элемента переведено на сигнал.

Первичный ток срабатывания защиты нулевой последовательности в схеме пуска устройства пожаротушения выбирается по условию обеспечения надежной работы этого реле при замыканиях на корпус трансформатора блока

3I_{0 мин} - минимальный ток в месте КЗ при отключенном от системы энергоблоке.

Реле тока нулевой последовательности включается на трансформатор тока с коэффициентом трансформации K_I = (300/5 - 600/5) и ориентировочно принимается типа РТ-140/2.



4. Охрана труда при установке заземлений на ВЛ

ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия. Разрешается: ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях, подключенных к этим ответвлениям, при условии, что ВЛ заземлена с двух сторон, а на этих подстанциях заземления установлены за отключенными линейными разъединителями;

ВЛ напряжением 6 - 20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшей к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов, где ВЛ отключена, разрешается ее не заземлять при условии, что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами.

На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах, имеющих заземляющие устройства.

На ВЛ напряжением до 1000 В достаточно установить заземление только на рабочем месте.

Дополнительно к заземлениям, указанным в пункте 22.1 Правил, на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз, а при необходимости и грозозащитные тросы.

При монтаже проводов в анкерном пролете, а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).22.4. Не разрешается заземлять провода (тросы) на конечной анкерной опоре смонтированного анкерного пролета, а также смонтированного участка ВЛ во избежание перехода потенциала от грозовых разрядов и других перенапряжений с проводов (тросов) готового участка ВЛ на следующий, монтируемый, ее участок.

На ВЛ с расщепленными проводами разрешается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы.

На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре, на которой ведется работа, или на соседней. Разрешается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.

При работах на изолированном от опоры молниезащитном тросе или на конструкции опоры, когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1 м, трос должен быть заземлен. Заземление нужно устанавливать в сторону пролета, в котором трос изолирован, или в пролете на месте проведения работ.

Отсоединять и присоединять заземляющий спуск к грозозащитному тросу, изолированному от земли, следует после предварительного заземления троса.

Если на этом тросе предусмотрена плавка гололеда, перед началом работы трос должен быть отключен и заземлен с тех сторон, откуда на него не исключена подача напряжения.

Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам, на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах, не имеющих заземляющих спусков, разрешается присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством.

В электросетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при наличии повторного заземления нулевого провода разрешается присоединять переносные заземления к этому нулевому проводу.

Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или к конструкциям должны быть очищены от краски.

Переносное заземление на рабочем месте разрешается присоединять к заземлителю, погруженному вертикально в грунт, не менее чем на 0,5 м. Запрещена установка заземлителей в случайные навалы грунта.

На ВЛ напряжением до 1000 В при работах, выполняемых с опор либо с телескопической вышки без изолирующего звена, заземление должно быть установлено как на провода ремонтируемой линии, так и на все подвешенные на этих опорах провода, в том числе на неизолированные провода линий радиотрансляции и телемеханики.

На ВЛ, отключенных для ремонта, устанавливать, а затем снимать переносные заземления и включать имеющиеся на опорах заземляющие ножи должны работники из числа оперативного персонала: один, имеющий группу IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или группу III (на ВЛ напряжением до 1000 В), второй - имеющий группу III. Разрешается использование второго работника, имеющего группу III, из числа ремонтного персонала, а на ВЛ, питающих потребителя, из числа персонала потребителя.

Отключать заземляющие ножи разрешается одному работнику, имеющему группу III, из числа оперативного персонала.

На рабочих местах на ВЛ устанавливать переносные заземления имеет право производитель работ с членом бригады, имеющим группу III. Снимать эти переносные заземления разрешается по указанию производителя работ два члена бригады, имеющие группу III.

На ВЛ при проверке отсутствия напряжения, установке и снятии заземлений один из двух работников должен находиться на земле и вести наблюдение за другим.

Требования к установке заземлений на ВЛ при работах в пролете пересечения с другими ВЛ, на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ, на ВЛ под наведенным напряжением и при пофазном ремонте предусмотрены главой XXXVIII Правил.



5. Специальная часть

Распределительное устройство (РУ) -- электроустановка, служащая для приёма и распределения электрической энергии.

Распределительное устройство содержит набор коммутационных аппаратов, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства релейной защиты и автоматики (РЗиА) и средства учёта и измерения. Компоновкой РУ обеспечивается размещение всех намеченных схемой аппаратов в таком порядке, при котором вся конструкция в наибольшей степени отвечает всем действующим требованиям и правилам.

Основным аппаратом РУ является выключатель -- устройство, способное включать, нести и отключать нормальные токи нагрузки, а также включать и автоматически отключать (при заранее заданных условиях) токи аварийного режима, такие, как токи короткого замыкания. В настоящее время используют современные высоковольтные элегазовые выключатели. А так же разработаны выключатели - разъединители с элегазовой изоляцией, которые в свою очередь выполняют функцию и выключателя и разъединителя и необходимость установки отдельного разъединителя на площадки ОРУ отпадает. Разъединители служат для замыкания и размыкания цепей без нагрузки; в качестве оперативных они используются для переключений в схемах соединений, а как неоперативные применяются для отсоединения участков коммутации и оборудования, выводимых в ремонт.

Распределительные устройства бывают открытого типа, закрытого и комплектные.

- Открытые распределительные устройства (ОРУ) -- распределительные устройства, у которых силовые проводники располагаются на открытом воздухе без защиты от воздействия окружающей среды. Применяются при напряжениях от 110 кВ и выше.

- Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) -- распределительные устройства, оборудование которых устанавливается в закрытых помещениях. Применение ЗРУ высоких напряжений обосновано: в местности с агрессивной средой (морской воздух, повышенное запыление), холодным климатом, при строительстве в стеснённых условиях, в городских условиях для снижения уровня шума и для архитектурной эстетичности.

- Комплектные распределительные устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ). Распределительное устройство, которое сформировано из полностью или частично закрытых шкафов и блоков, в которые встроены аппараты, устройства защиты и автоматики. Такие устройства обычно поставляются в полностью собранном, готовом к использованию состоянии. Комплектные распределительные устройства предназначены как для внутренней, так и для наружной установки. Применяются при напряжениях от 110 кВ и выше.

Недостатки ОРУ очевидны это постоянное воздействие окружающей среды на токоведущие части, изоляторы, коммутационные аппараты и остальные агрегаты ОРУ. Так же ОРУ занимают огромные площади на территории станций и подстанций, что особенно наблюдается на ОРУ высокого напряжения где внешней изоляцией является воздух который обладает не достаточной диэлектрической способностью. Для того что бы создать необходимую диэлектрическую прочность токоведущие части разводятся друг от друга на большие расстояния, что в свою очередь увеличивает площадь застройки распределительного устройства.

Говоря о закрытых распределительных устройствах внешним диэлектриком между токоведущими частями является, тот же воздух и соответственно для использования их на высокие напряжения будут требоваться огромные здания. Строительство таких помещений экономически нерационально. Таким образом, применение ЗРУ высоких напряжений обоснованно: в местности с агрессивной средой (морской воздух, повышенное запыление), холодным климатом.

В современной энергетике все вышеперечисленные проблемы были решены с внедрением комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией на станции и подстанции. В настоящий момент КРУЭ функционируют на различных станциях и подстанциях по всему миру и показывают хорошие результаты. Но использование КРУЭ требует высоких экономических затрат по сравнению с ОРУ и ЗРУ.

Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой.

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ)

ЗРУ надежнее, удобнее, безопаснее, эксплуатация их не зависит от климатических условий и погоды, но они дороже и применяются преимущественно для схем генераторных напряжений и в установках собственных нужд, реже для напряжений 110 кВ и 220 кВ. При напряжении 220 кВ и выше размеры зданий становятся очень большими.

В условиях загрязненного воздушного бассейна (дымовые и химические уносы, отложения морских солей, смог и т. п.) даже для сверхвысоких напряжений ЗРУ предпочтительны, так как загрязненная атмосфера приводит к отложениям пыли и солей на изоляторах, проводах и оборудовании, что снижает надежность изоляции, вызывает коррозию и разрушение токоведущих частей и, как следствие, приводит к меньшему сроку службы оборудования, частым отключениям для чистки и ремонтов, увеличению расходов по эксплуатации РУ.

В районах Крайнего Севера с особо суровыми климатическими условиями сооружение ЗРУ имеет неоспоримые преимущества перед ОРУ.

Для размещения ЗРУ обычно требуется меньшая площадь, чем для размещения ОРУ, а кроме того, при ЗРУ легче согласовать архитектурный облик здания с архитектурой и национальным колоритом прилежащих зданий и сооружений, а также пейзажем.

Однако, стоимость ЗРУ обычно на 10--25 % выше стоимости соответствующих ОРУ.

Косвенным образом на выбор вида РУ влияют его местоположение среди сооружений электростанции, рельеф местности, отводимая территория, требования к защищенности сооружения, направления трасс линий передачи и т. п. Иногда приходится применять многоэтажное для ЗРУ и ступенчатое для ОРУ расположение оборудования, не исключаются и подземные компоновки.

Поперечный разрез ЗРУ 220 кВ с двумя основными и обходной системами шин.

Открытое распределительное устройство (ОРУ)

Открытое распределительное устройство (ОРУ) -- распределительное устройство, оборудование которого располагается на открытом воздухе. Все элементы ОРУ размещаются на бетонных или металлических основаниях.

Расстояния между элементами выбираются согласно ПУЭ. На напряжении 110 кВ и выше под устройствами, которые используют для работы масло (масляные трансформаторы, выключатели, реакторы) создаются маслоприемники -- заполненные гравием углубления. Эта мера направлена на снижение вероятности возникновения пожара и уменьшение повреждений при аварии на таких устройствах. Сборные шины ОРУ могут выполняться как в виде жёстких труб, так и в виде гибких проводов. Жёсткие трубы крепятся на стойках с помощью опорных изоляторов, а гибкие подвешиваются на порталы с помощью подвесных изоляторов. Территория, на которой располагается ОРУ, в обязательном порядке огораживается.

Преимущества ОРУ:

- ОРУ позволяют использовать сколь угодно большие электрические устройства, чем, собственно, и обусловлено их применение на высоких классах напряжений.

-При производство ОРУ не требуется лишних затрат на строительство помещений.

- Открытые распределительные устройства практичнее, чем ЗРУ в плане модернизации и расширения

- Визуальный контроль всех аппаратов ОРУ

Недостатки ОРУ:

- Затруднённая работа с ОРУ при неблагоприятных погодных условиях.

- ОРУ намного больше, чем ЗРУ.

В качестве проводников для сборных шин ОРУ и ответвлений от них применяются многопроволочные провода марок А и АС, а также жёсткие трубчатые шины. При напряжениях 220 кВ и выше необходимо расщепление проводов, чтобы уменьшить потери на коронирование.

Длинна и Ширина ОРУ зависит от выбранной схемы станции, расположения выключателей (однорядное, двухрядное и т.д.) и линий электропередачи. Кроме того, должны быть учтены подъездные пути для автомобильного или железнодорожного транспорта. ОРУ должно иметь ограду высотой не менее 2,4 м. В ОРУ токоведущие части аппаратов, проводники сборных шин и ответвления от сборных шин во избежание пересечений размещают на различной высоте в два и три яруса. При гибких проводах сборные шины размещают во втором ярусе, а провода ответвлений в третьем.

Минимальное расстояние от проводников первого яруса до земли для 110 кВ 3600 мм, 220 кВ -- 4500 мм. Минимальное расстояние по вертикали между проводами первого и второго ярусов с учётом провеса проводов для 110 кВ -- 1000 мм, для 220 кВ -- 2000 мм. Минимальное расстояние между проводами второго и третьего ярусов для 110 кВ -- 1650 мм, для 220 кВ -- 3000 мм.

Минимальные допустимые изоляционные расстояния (в сантиметрах) в свету на воздухе открытых установок между неизолированными проводами разных фаз, между токоведущими частями или элементами изоляции, находящимися под напряжением, и заземленными частями конструкций:

Комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ)

Комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией представляют собой ячейки, чье пространство заполнено элегазом под давлением, соединённые в различные схемы распределительных устройств согласно нормам технического проектирования. Ячейки КРУЭ изготавливают из унифицированных деталей, что делает возможным сборку ячеек различного назначения из одних и тех же элементов. К ним относятся: полюсы выключателей, разъединителей и заземлителей; измерительные трансформаторы тока и напряжения; соединительные и промежуточные отсеки; секции сборных шин; полюсные и распределительные шкафы, шкафы системы контроля давления и шкафы трансформаторов напряжения. Ячейка каждого типа состоит из трех одинаковых полюсов и шкафов управления. Каждый полюс линейной, секционной или шинной соединительной ячейки имеет выключатель с приводом и элементами его управления, разъединитель с дистанционным электрическим приводом, заземлители с ручным приводом, трансформаторы тока и полюсные шкафы. Ячейки трансформаторов напряжения не имеют выключателей и трансформаторов тока. Ячейки и их полюсы соединяются одной или двумя системами однополюсных или трехполюсных шин.

Линейные ячейки имеют выводы для присоединения к токопроводам и отходящим кабелям. Соединение ячеек с силовыми кабелями производится при помощи кабельных вводов специальной конструкции, а с воздушными линиями с помощью газонаполненных вводов.

Безопасность и надежность электроснабжения зависит от выключателей, защищающих электрические сети от короткого замыкания. Традиционно на электростанциях и подстанциях устанавливались выключатели с воздушной изоляцией. В зависимости от номинального напряжения воздушного выключателя, расстояние между токоведущими частями и землей может составлять десятки метров, в результате чего для установки такого аппарата требуется очень много места. Напротив, элегазовый выключатель очень компактен, и поэтому КРУЭ занимает сравнительно небольшой полезный объем. Площадь подстанции с КРУЭ в десять раз меньше площади подстанции с воздушными выключателями. Токопровод представляет собой алюминиевую трубу, в которой устанавливается токоведущая шина, и предназначен для соединения между собой отдельных ячеек и элегазового оборудования подстанции. Так же в ячейку КРУЭ встраиваются измерительные трансформаторы тока и напряжения, ограничители напряжения (ОПН), заземлители и разъединители.

Таким образом, ячейка содержит в себе все необходимое оборудование и приборы для передачи и распределения электроэнергии различных напряжений. И все это заключено в компактный надежный корпус. Управление ячейками осуществляется в шкафах установленных на боковой стенки.

Распределительный шкаф вмещает в себя всю аппаратуру цепей дистанционного электрического управления, сигнализации и блокировки элементами ячеек.

Применение КРУЭ позволяет значительно уменьшить площади и объемы, занимаемые распределительным устройством и обеспечить возможность более легкого расширения КРУЭ по сравнению с традиционными РУ. К другим важным преимуществам КРУЭ можно отнести:

-Многофункциональность -- в одном корпусе совмещены сборные шины, выключатель, разъединители с заземляющими разъединителями, трансформаторы тока, что существенно уменьшает размеры и повышает надежность ОРУ;

-Взрыво - и пожаробезопасность;

-Высокая надежность и стойкость к воздействию внешней среды;

-Возможность установки в сейсмически активных районах и зонах с повышенной загрязненностью;

-Отсутствие электрических и магнитных полей;

-Безопасность и удобство эксплуатации, простота монтажа и демонтажа.

-Небольшие габариты

-Стойкость к загрязнению.

Ячейки, отдельные модули и элементы допускают возможность компоновки КРУЭ по различным электрическим схемам. Ячейки состоят из трех полюсов, шкафов и сборных шин. В шкафах размещена аппаратура цепей сигнализации, блокировки, дистанционного электрического управления, контроля давления элегаза и подачи его в ячейку, питания приводов сжатым воздухом.

Ячейки на номинальное напряжение 110--220 кВ имеют трехполюсное или пополюсное управление, а ячейки на 500 кВ -- только пополюсное управление.

В полюс ячейки входят:

- Коммутационные аппараты: выключатели, разъединители, заземлители;

- Измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- Соединительные элементы: сборные шины, кабельные вводы («масло элегаз»), проходные вводы («воздух--элегаз»), элегазовые токопроводы и др.

Стоимость КРУЭ достаточно велико перед традиционными видами РУ, поэтому применение нашлось только в случаях, где ее преимущества крайне необходимы - это при строительстве в стесненных условиях, в городских условиях для снижения уровня шума и для архитектурной эстетичности, в местах, где технически не возможно разместить ОРУ или ЗРУ, и на площадях где стоимость земли очень велика, а так же в условиях агрессивной среды для защиты токоведущих частей и увеличению сроку эксплуатации оборудования и в сейсмически активных зонах.



6. Экономическая часть

Исходные данные

Таблица 1.Справочные данные по турбинам и котлам

Тип и количество установленных турбин	8xК-300
Установленная мощность станции	Nу =2400МВт
Число часов использования установленной мощности	hу = 6a000ч.
Вид топлива	Газ- мазут.
Система технического водоснабжения	прямоточная

Расчёт абсолютных и удельных вложений капитала в новое строительство станции

Абсолютные вложения капитала в строительство станции с поперечными связями при разнотипном оборудовании.

К_ст = [ К_бл^г + К_бл^п ] К_рс · К₁· К_u тыс.руб.

где К_бл^г ПТ- капиталовложения в головной блок (К-300-240), тыс.руб.

К_бл^п - суммарные капиталовложения в каждые последующие блоки, тыс.руб.

К_рс - поправочный коэффициент на территориальный район строительства,

К₁ - коэффициент учитывающий вид системы технического водоснабжения

К₁ = 0,9 - при прямоточной системе водоснабжения

К_u - коэффициент индекса цен капитала по данным Госкомстата РФ на 01. 02. 14 г.

К_ст = (7611100+7•4124725)·1,1·0,9·1,74 =62847639,8 тыс.руб.

Удельные вложения капитала



Энергетические показатели работы электростанции.

Выработка и отпуск электроэнергии с шин станции.

Годовая выработка электроэнергии электростанцией.

W_В = Nу · hу · 10^-3 тыс.МВт ч/год

где hу - число часов использования установленной мощности.

W_В = 2400·6000·10^-3 =14400 тыс. МВт ч/год

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды в целом по КЭС.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённый на отпуск электроэнергии.

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции.

W_о = W_в - W_сн ^, тыс.МВт ч

W_о = 14400-356 =14044 тыс.МВт ч/год

Годовой расход условного топлива.

Нормативный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

Определяется для каждого типа турбины в зависимости от числа часов использования установленной мощности, использования отборов в течение года.

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

Годовой расход натурального топлива энергетическими котлами.

Издержки производства электрической и тепловой энергии по экономическим элементам затрат на энергию.

Материальные затраты.

Топливо на технологические цели.

По этому пункту учитывается топливо, которое расходуется непосредственно на производстве электроэнергии. Топливо оценивается с учетом транспортных затрат.

Ц_тв^пот=5000 руб/м³

Примем цену газа равной 5000 руб/м³

И_топл=Ц_дог В_н^г=5000·3513,6=17565600 тыс.руб/год

Затраты на вспомогательные материалы.

Н_вм - норматив затрат на вспомогательные материалы.

И_у - установленная мощность станции

К_и- коэфф-т инфляции.

Затраты на подготовку питательной воды

П_пв=1,08•D₀•н_бл•h_у•Ц_в•10^-3=1,08•270,8•3.6•8• 6000•55•10^-3=

=2779577.8 тыс. руб. год.

плата за пользование водными объектами

Число часов использования установленной мощности:

Расход свежего пара на турбины:

П_тв=1,08•W_охл•к _ив•н_бл•h_у•Т_в•(30%/100)•10^-3=

=1,08•36•8•6000•276•1,74•(30%/100)•10^-3 =268872,9 тыс.руб.год

Материальные затраты без учёта топлива.

Оплата труда.

Среднемесячная заработная плата одного работника.

В элементе « Затраты на оплату труда » отражаются затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала энергопредприятия. В состав затрат на оплату труда включаются выплата заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, все виды затрат, премий, оплаты очередных и дополнительных отпусков.

ЗП_ср^мес = Ст₁· К_t^{ср ·}К_рр^сс · К_пр^ср ·К_рзп руб/мес

где Ст₁ - месячная тарифная ставка рабочего первого разряда.

К_t^ср - средний тарифный коэффициент по промышленно- производственному персоналу электростанции.

К_рр^сс -средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда и другие компенсационные выплаты.

К_пр^ср - средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат текущие премирование, премирование за выполнение заданий по рабочей мощности, за экономию топлива, индивидуальные вознаграждения, за выслугу лет, по итогам работы за год и др.

К_рзп - районный коэффициент к заработной плате.

ЗП_ср^мес = 8000·2,2 · 1,16 · 1,7 · 1 = 52060,8 руб/мес

Годовой фонд оплаты труда на одного человека.

ФОТ_чел^г = ЗП_ср^мес · 12 · 10^-3 тыс. руб/год

ФОТ_чел^г = 52060,8 · 12 · 10^-3 = 624,7 тыс. руб/год

Затраты на оплату труда учитываемые в себестоимость продукции

И_от = Ч_ппп · ФОТ_чел^г тыс. руб/год

где Ч_ппп - численность промышленно-производственного персонала=780, чел;

И_от = 1096 · 624,7 =684703,642 тыс. руб/год

Коэффициент обслуживания:

Отчисления на социальные нужды

В элементах « Отчисления на социальные нужды » отражаются обязательные отчисления по установленным законодательством норма органам социального страхования , пенсионного фонда (34,2%), медицинского страхования (0,2%).

Отчисления в пенсионный фонд

= · И_от = · 684703,642 =237592,2 тыс. руб/год

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев и профессиональных заболеваний:

= · И_от = · 684703,642 =649,72 тыс. руб/год

Отчисления на социальные нужды:

тыс. руб/год

Амортизация основных фондов (средств).

В элементах « Амортизация основных фондов » отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных средств, рассчитанная по балансовой стоимости и утверждённым в установленном порядке нормам амортизации на реновацию.

Стоимость основных фондов (основных средств) электростанции.

С_ф = 0,9 · К_ст , тыс. руб

С_ф = 0,9 ·62847639,8 =56562875,8 тыс. руб

И_а=(Н_арен/100)•С_ф =(3,2/100)• 56562875,8 =1810012,03 тыс.руб/год

Н_арен-средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции (табл.6)

Отчисления в ремонтный фонд.

где Н_рф^ср - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по РФ электростанции %.

Плата за землю

Для определения платы за землю необходимо знать площадь земли, отчуждаемую под строительство электростанции с учётом всех необходимых сооружений, и ставку земельного налога.

Площадь земли под производственную площадку

F₁ = f₁ Nу ·10^-2 га

где f₁- удельная площадь застройки производственной площадки в зависимости от установленной мощности станции, с учетом градирен:

F₁ = 300 · 2400·10^-2 =4800 м²

Общий отвод земли под строительство КЭС F=F1=4800га

Определение ставки земельного налога на производственную площадь:

Ставка земельного налога зависит от места строительства электростанции. Если электростанция строится в черте города или пригородной зоне, то ставка на землю устанавливается для городских земель.

Средняя ставка земельного налога за производственную площадь:

- для электростанций, построенных вне населенного пункта

где С_зн1^ср - средняя базовая ставка земельного налога за производственную площадь, руб./м².

K₂ - коэффициент увеличении средней ставки земельного налога за счет статуса города, развития социально-культурного потенциала.

И_зем=С_зн1•F•10^-3=34,69•4800•10^-3=166,37 тыс.руб/год

F-общая площадь земли отводимая под эл/ст

С_зн1-средняя ставка земельного налога для эл/ст

Прочие отчисления

Учитываются налоги в составе себестоимости, плата за сточные воды, сбрасываемые в водные объекты, проценты но кредитам банков в пределах учетных ставок, командировочные и подъемные, представительские расходы в пределах нормативов, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения и прочие отчисления и платежи, предусмотренные законодательством в составе себестоимости.

Наименование	Годовые издержки, тыс.руб/год	Структура затрат,%	Себестоимость производства электроэнергии, руб./МВт·ч
1.Топливо	17565600	71.85	1250.7
2.Матер.затраты	3060561.2	12.51	217.9
3.Оплата труда	684703,64	2.8	48,75
4.От.соц.нужды	237592,2	0.97	16,92
5.Армотизация	1810012,03	7.4	128,9
6.Прочие затраты	1093715,3	4.47	77,87
Итого	21391623	100	1741.11



Заключение

Тема дипломного проекта: Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства высокого напряжения на проектируемой газомазутной ГРЭС-2400 МВт (8 К-300).

В дипломном проекте произведен расчет конденсационной электрической станции мощностью 2400 МВт. Станция предназначена для электроснабжения крупного промышленного центра.

На станции установлены конденсационные турбины типа К-300-240. Топливо - газ, резервное - мазут. Место строительства: Коми- Пермяцкий АО. Система технического водоснабжения: из реки.

Связь с энергосистемой на напряжении 500 кВ по двум воздушным линиям.

От шин 220 кВ отходят 6 воздушных линии в районную сеть.

На 1 листе графического чертежа показана тепловая схема, турбины типа ТГВ-300-2УЗи произведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Котел Пп-1000-255ГМ, Питательные насосы ПЭ-600-300, Питательный турбонасос ПТНА 1100-350-24-3, Конденсатные насосы 1 подъема КсВ 500-85-1 и 2 подъема КсВ-500-220, Циркуляционный насос ОПВ10-145, Деаэратор ДП-1000-65, Дутьевые вентиляторы ВДН-25-2, Дымососы ДОД-31,5.

На 2 листе показаны 10 вариантов структурных схем станции. Произведен расчет приведенных затрат по капитальным затратам, издержкам на обслуживание, амортизацию и потери в силовых трансформаторах и ущербу от недоотпуска электроэнергии. Выбрана схема с минимальными приведенными затратами (второй вариант). Показана на 3 листе. На высокое напряжение 500 кВ выбрана схема КРУЭ 3/2. На среднее напряжение 220 кВ выбрана схема КРУЭ с двумя системами сборных шин. Выбраны блочные силовые трансформаторы типа ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/220 и автотрансформаторы связи типа 3*АОДЦТН-167000/500/220.

Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для 4 точек: на шинах 500 кВ, шинах 220 кВ, генераторном напряжении 20 кВ, секции собственных нужд 6 кВ.

Выбраны электрические аппараты и проводники напряжением выше 1кВ:

.- Элегазовые ячейки ЯЭУ-500, ЯЭГ-220.

- Выключатели: ВГГ-20, BB/TEL-10. Разъединитель РВПЗ-1-20/12500УЗ.

? Проводники: гибкие сталеалюминевые провода 3АС-600/72, 2АС-400/22, комплектный пофазно-экранированый токопровод ТЭКН-Е-20-12500-400, жесткие шины ША 100х8.

? Измерительные трансформаторы тока: встроенные ТШ-20-12000/5 .

? Измерительные трансформаторы напряжения: для наружной установки НКФ-500, НКФ-220, встроенные ЗНОЛ-20.

Распределительные устройства 500 и 220 кВ выполнены типа КРУЭ, собственных нужд 6 кВ - комплектного типа внутренней установки с шкафами типа К-104 М.

На 4 листе в соответствии с НТП разработана схема собственных нужд станции. Выбраны рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд типа ТРДН-32000/220, ТРДНС - 3200/35; ТМ-1000/6,3/0,4.

На 5, 6 листах выполнена релейная защита, предоставлен расчет основных и вспомогательных защит блока генератор- трансформатор ТГВ-300-2УЗ.

На 7 листе выполнен экономический расчет станций, определены затраты на различные составляющие производства электрической тепловой энергии.

Определены себестоимость единицы электрической и тепловой энергии отпускаемой со станции. В разделе охрана труда был разработан вопрос «Охрана труда при установке заземлений на ВЛ».

На 8 листе показан специальный вопрос на тему «Сравнительный анализ конструкций распределительного устройства на высокое напряжение», на чертеже показан разрез ячеек.

На 9 листе разработан генеральный план станций.



Литература

1. Крючков И.П., Неклепаев Б.Н.. Электрическая часть электростанций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М. Энергоатомиздат,1989 г.

2. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.проф.образования/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.-2-е изд.стер.-М.:Издательский центр «Академия»,2005.-448 стр.

3. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под ред. Д.Л.Файбисовича.-2-е изд.перераб. и доп.-.: Изд-во НЦ ЭНАС,2006.-352с.: ил.

4. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей: ВНТП-81, 1981. - 122 страницы.

5. Правила устройства электроустановок - 7 издание, 2001. - 640 страниц.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. ѓ{ 3-е изд., перераб. и доп. ѓ{ М.: Энергоатомиздат, 1985. 352с.