Тема- пример компоновки и расчета главной электрической схемы ТЭЦ Вариант 2 Выполнил- с

Работа добавлена на сайт samzan.net:

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

 «ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

СУРГУТСКИЙ ФИЛИАЛ

Кафедра: Электроснабжение  промышленных предприятий

Курсовая работа

по дисциплине «Электростанции и подстанции»

Тема: пример компоновки и расчета главной

электрической схемы ТЭЦ

Вариант 2

Выполнил: ст. гр. Э-410

Артамонов И. А.

Проверил: к. т. н., доцент

Долингер С. Ю.

Сургут 2013

Технические параметры станции	Усл. обозн.	Ед. изм.	Вариант 2
Мощность станции	Ртэц	МВт	480
Вид топлива			Газ
Суточный график работы генераторов	Табл №		3
Параметры первого потребителя
Напряжение	U1	кВ	10
Максимум активной мощности	Р1	%	20
Вид промышленности		Рис №	3
Параметры второго потребителя
Напряжение	U2	кВ	110
Максимум активной мощности	Р2	%	65
Вид промышленности		Рис №	5
Параметры энергосистемы 1	ЭС 1
Мощность энергосистемы	S1	МВА	5800
Относительное сопротивление	Хс1	о.е.	0,83
Параметры энергосистемы 2	ЭС 2
Мощность энергосистемы	S2	МВА	3000
Относительное сопротивление	Хс2	о.е.	0,83
Схема соединения энергосистем и станции		Рис. №	2
Длина линий электропередач	L1	км	56
L2	км	63
L3	км

Выбираем два генератора P=32 МВТ и один - P=63 МВТ

Структурные схемы проектируемой электроустановки.

а)

б)

Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции

Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции  (сх. а)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
1	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
2	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
3	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
4	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
5	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
6	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
7	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
8	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
9	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
10	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
11	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
12	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
13	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
14	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
15	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
16	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
17	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
18	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
19	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
20	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
21	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
22	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
23	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1

Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции (сх. а)

Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции  (сх. б)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
1	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
2	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
3	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
4	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
5	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
6	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
7	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
8	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
9	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
10	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
11	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
12	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
13	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
14	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
15	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
16	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	611,3	85,6	525,7	314,9	194,8
17	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
18	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
19	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	611,3	85,6	525,7	296,0	224,8
20	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
21	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
22	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1
23	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	580,7	81,3	499,4	296,0	190,1

Суточный график перетока мощности в нормальном режиме работы станции (схема б)

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ (сх. а)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
1	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
2	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
3	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
4	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
5	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
6	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
7	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
8	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
9	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
10	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
11	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
12	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
13	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
14	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
15	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
16	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
17	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
18	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
19	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
20	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
21	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
22	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
23	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7

Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ (сх.а)

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ (сх. б)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
1	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
2	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
3	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
4	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
5	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
6	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
7	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
8	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
9	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
10	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
11	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
12	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
13	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
14	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
15	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
16	118,8	16,6	102,1	185,9	-83,8	611,3	85,6	525,7	314,9	127,1
17	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
18	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
19	118,8	16,6	102,1	174,7	-72,6	611,3	85,6	525,7	296,0	157,1
20	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
21	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
22	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7
23	112,8	15,8	97,0	174,7	-77,7	580,7	81,3	499,4	296,0	125,7

Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ (сх.б)

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме блока (сх. а)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
1	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
2	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
3	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
4	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
5	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
6	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
7	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
8	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
9	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
10	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
11	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
12	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
13	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
14	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
15	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
16	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	258,3	36,2	222,1	314,9	-108,8
17	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	258,3	36,2	222,1	296,0	-78,7
18	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	258,3	36,2	222,1	296,0	-78,7
19	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	258,3	36,2	222,1	296,0	-78,7
20	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
21	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
22	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3
23	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	245,4	34,4	211,0	296,0	-98,3

Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме блока (сх.а)

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме блока (сх. б)

t	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S1	Sпер	Sг	Sсн	Sг-Sсн	S2	Sобм
0	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
1	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
2	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
3	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
4	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
5	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
6	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
7	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
8	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
9	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
10	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
11	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
12	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
13	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
14	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
15	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
16	197,5	27,7	169,9	185,9	-16,0	752,0	105,3	646,7	314,9	315,8
17	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	752,0	105,3	646,7	296,0	345,8
18	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	752,0	105,3	646,7	296,0	345,8
19	197,5	27,7	169,9	174,7	-4,9	752,0	105,3	646,7	296,0	345,8
20	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
21	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
22	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0
23	187,6	26,3	161,4	174,7	-13,4	714,4	100,0	614,4	296,0	305,0

Суточный график перетока мощности в ремонтном режиме блока (сх.б)

Выбор трансформаторов

Выбор трансформатора блока.

 ; ;     .

Pг (МВт)	Наименование	SГ ном (МВ∙А)	Трансформатор
200	ТГВ-200-2Д	235,3	ТДЦ-25000/110
120	ТВФ-120-2УЗ	125	ТДЦ-125000/110
110	ТВФ-110-2ЕУЗ	137,5	ТДЦ-200000/110
63	ТВФ 63 2ЕУ3	78,75	ТРДН-40000/110
32	ТВС 32 УЗ	40	ТРДН-40000/110

Выбор трансформатора связи.

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двукратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:

;

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН – 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится.

При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.

На графике перетока мощности нормального режима (рис. ) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора (40 МВА), и определяем время его перегрузки (получаем t = 10 ч). Теперь по этому графику определим следующие коэффициенты:

1.  коэффициент максимальной нагрузки

;

1.  коэффициент начальной нагрузки (недогрузки)

;

где Sэк1 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда SперSт.ном:

1.  коэффициент перегрузки

где Sэк2 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда Sпер  > Sт.ном :

Таким образом, с помощью коэффициентов К1 и К2 реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие

Так как условие (К2  > Кmax) не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом: вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение К '2=0,9Kmax=1,098 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу «Аварийные перегрузки». Для этого используем следующие данные:

– система охлаждения трансформатора Д;

– эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска ΘОХЛ = +5,6 °С;

– время перегрузки трансформатора tn = 24 ч;

– коэффициент начальной нагрузки Kt = 1;

– коэффициент перегрузки К2 = 1,098.

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп =1,4.

Вывод. Так как К'2=1,098 <К2доп =1,4, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН – 40000/110/10 принимается к установке в данной схеме.

Выбор схем РУ.

Согласно требованиям, ГРУ, как правило, выполняется с одной секционной системой сборных шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. секционирование должно выполняться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства. Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные и линейные реакторы и используются трансформаторы с расщепленными обмотками.

На выбор схемы ОРУ наибольшее влияние оказывают следующие факторы: общее число присоединений к шинам ОРУ; уровень напряжения; режимы работы связи станций с системой, то есть работа только с обменной мощностью или также с транзитной мощностью энергосистемы. Так как в данном проекте на станции должно быть установлено ОРУ – 110 кВ, то для этого уровня напряжения используем «двойную систему рабочих шин с обходной системой шин».

Для схемы а:

Количество присоединений необходимое для связи станции с энергосистемой:

Количество присоединений необходимое для пропускания максимальной мощности потребителю Р2 по ЛЭП:

Общее число присоединений к шинам ОРУ:

nору = nc + nP2 + nтр.св + nтр.бл = 2 + 8 + 2 + 2 = 14

Для схемы б:

Количество присоединений необходимое для связи станции с энергосистемой:

Количество присоединений необходимое для пропускания максимальной мощности потребителю Р2 по ЛЭП:

Общее число присоединений к шинам ОРУ:

nору = nc + nP2 + nтр.св + nтр.бл = 8 + 2 + 2 + 3 = 15

Технико-экономический расчёт структурной схемы.

Технико-экономический расчет проводится по формуле

З = Рн·К + И

где   Рн – нормативный коэффициент использования капитальных затрат, для    

               энергетике Рн = 0,12;

        К – капиталовложения в установку;

        И – годовые издержки на эксплуатацию схемы.

Расчет капиталовложения сх. а

Таблица №7

Место установки	Тип оборудования	Кол-во			кВт	%	Цена за 1шт. тыс.руб.
ГРУ	ТРДН-40000/110	2	40	36	172	10,5	117
ОРУ	ТДЦ-250000/110	1	250	200	640	10,5	302
ТДЦ– 200000/100	1	200	170	550	10,5	263
Место установки	Тип оборудования	Кол-во					Цена за 1шт. тыс.руб.
ГРУ	ТВФ 63 2ЕУ3	1	78,75	63	10,5	0,8	480
ТВС 32 УЗ	2	40	32	10,5	0,8	250
ОРУ	ТВМ 200 2У3	1	235,3	200	15,75	0,85	593,4
ТВВ 110 2ЕУ3	1	137,5	110	10,5	0,8	350
ГРУ	Выключатели	15					24,5
ОРУ	Выключатели	14					75

Кгру = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;

Кгру = (2·117) + (480+250·2) + (15·24,5) = 1581,5 тыс. руб. ;

Кору = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;

Кору =(302 + 263) + (593,4 + 350) + (14·75) = 2558,4 тыс. руб. ;

К = Кгру + Кору ;

К = 1581,5 + 2558,4 = 4139,9 тыс. руб.

Расчет эксплуатационных издержек

Все виды эксплуатационных издержек определяются на один год эксплуатации установки по формуле

И = (Ра + Рор)К + Сэл·∆Wтр ,                                                                                       (4)

где   Ра – норма амортизационных отчислений (Ра = 0.064.);

       Рор110 = 0.03 для оборудования 35 –330кВ;

       Рор10 = 0.04 для оборудования до 20 кВ;

       Сэл – стоимость потерь электроэнергии (Сэл = 0.6  коп. / кВт·ч);

      ∆Wтр – потери электроэнергии в трансформаторах за год кВт·ч / год.

Расчет потерь в трансформаторе

Потери в трансформаторе зависят от графика мощности, проходящей через трансформатор, параметров трансформатора и их числа. Для однотипных параллельно работающих трансформаторов эти потери исчисляются по формуле

                                                                    (5)

где    ∆Pхх, ∆Pкз – потери холостого хода и короткого замыкания   

                             трансформатора,    кВт;

                    nтр – количество параллельно работающих трансформаторов;

                  Smax – максимум графика мощности, МВА;

                  Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА;

                       τ –  время наибольших потерь;

                      T – 8760 число часов в году.

Потери в трансформаторах связи

Расчет ведем по графику перетока мощности через трансформатор связи для нормального режима работа станции (таблица 2)

Время наибольших потерь определяется по формуле:

;

;

                                      

где    W = ∑ Siti – суточный переток мощности через трансформатор,    

                              определяемый графиком нагрузки.

ч.;

Потери в трансформаторе связи определяем по формуле (5)

∆Wтрсв = 2 · 36 · 8760 + 122,5 · 1,022² · 6737,7   = 1492,8 кВт·ч

 

Потери в трансформаторе блока

Через трансформаторе блока проходит мощность генератора блока. Генератор вырабатывает мощность круглогодично, поэтому

 τ =  8760 ч

Таким образом, потери в трансформаторе блока определяются по формуле (5)  

кВт·ч.;

 кВт·ч.

Полные потери в трансформаторах станции

∆Wтр = ∆Wтрсв + ∆W1трб + ∆W2трб;

∆Wтр =  (1492,8+6212,8+3333,77) ·10 ³= 11039,3 кВт·ч.

Эксплуатационные издержки определяются по формуле :

И =  Ра·К + Рор110· Кору + Рор10· Кгру + Сэл · ∆Wтр

И = 0,064·4139,9+ 0,03·2558,4 + 0,04·1581,5 + 0,006·11039,3 = 417,201 тыс. руб.

Расчет приведенных затрат

Расчет приведенных затрат проводится по формуле (3)

З = Рн·К + И

З = 0,125·4139,9 + 417,201 = 934,688 тыс. руб.

Расчет капиталовложения сх. б

Место установки	Тип оборудования	Кол-во			кВт	%	Цена за 1шт. тыс.руб.
ГРУ	ТРДН-40000/110	2	40	36	172	10,5	117
ОРУ	ТДЦ-200000/110	1	200	170	550	10,5	263
ТДЦ-  125000/110	2	125	120	400	10,5	140
Место установки	Тип оборудования	Кол-во					Цена за 1шт. тыс.руб.
ГРУ	ТВФ 63 2ЕУ3	1	78,75	63	10,5	0,8	480
	ТВС 32 УЗ	2	40	32	10,5	0,8	250
ОРУ	ТВФ 120 2УЗ	1	235,3	200	15,75	0,85	593,4
ТГВ 110 2У3	2	137,5	110	10,5	0,8	350
ГРУ	Выключатели	15					24,5
ОРУ	Выключатели	15					75

Кгру = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;

Кгру = (2·117) + (2·250) +480+ (15·24,5) = 1581,5 тыс. руб. ;

Кору = ∑ Ктр +∑Кген +∑Квык ;

Кору =(263 + 140) + (593,4+350·2) + (15·75) = 2821,4 тыс. руб. ;

К = Кгру + Кору ;

К = 1581,5 + 2821,4 = 4402,9 тыс. руб.

Расчет эксплуатационных издержек

Все виды эксплуатационных издержек определяются на один год эксплуатации установки по формуле

И = (Ра + Рор)К + Сэл·∆Wтр ,                                                                                       (4)

где   Ра – норма амортизационных отчислений (Ра = 0.064.);

       Рор110 = 0.03 для оборудования 35 –330кВ;

       Рор10 = 0.04 для оборудования до 20 кВ;

       Сэл – стоимость потерь электроэнергии (Сэл = 0.6  коп. / кВт·ч);

      ∆Wтр – потери электроэнергии в трансформаторах за год кВт·ч / год.

Расчет потерь в трансформаторе

Потери в трансформаторе зависят от графика мощности, проходящей через трансформатор, параметров трансформатора и их числа. Для однотипных параллельно работающих трансформаторов эти потери исчисляются по формуле

                                                                    (5)

где    ∆Pхх, ∆Pкз – потери холостого хода и короткого замыкания   

                             трансформатора,    кВт;

                    nтр – количество параллельно работающих трансформаторов;

                  Smax – максимум графика мощности, МВА;

                  Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА;

                       τ –  время наибольших потерь;

                      T – 8760 число часов в году.

Потери в трансформаторах связи

Расчет ведем по графику перетока мощности через трансформатор связи для нормального режима работа станции (таблица 2)

Время наибольших потерь определяется по формуле:

;

;

                                      

где    W = ∑ Siti – суточный переток мощности через трансформатор,    

                              определяемый графиком нагрузки.

ч.;

Потери в трансформаторе связи определяем по формуле (5)

∆Wтрсв = 2 · 36 · 8760 + 122,5 · 1,022² · 8293,5   =  1492,8 кВт·ч

 

Потери в трансформаторе блока

Через трансформаторе блока проходит мощность генератора блока. Генератор вырабатывает мощность круглогодично, поэтому

 τ =  8760 ч

Таким образом, потери в трансформаторе блока определяются по формуле (5)  

кВт·ч.

 кВт·ч.

Полные потери в трансформаторах станции

∆Wтр = ∆Wтрсв + ∆W1трб + ∆W2трб;

∆Wтр =  1492,8+3013,6+3819,5= 8325,9 кВт·ч.

Эксплуатационные издержки определяются по формуле :

И =  Ра·К + Рор110· Кору + Рор10· Кгру + Сэл · ∆Wтр

И = 0,064·4402,9 + 0,03·2821,4 + 0,04·1581,5 + 0,006·8325,9 = 479,643 тыс. руб.

Расчет приведенных затрат

Расчет приведенных затрат проводится по формуле (3)

З = Рн·К + И

З = 0,125·4402,9 + 479,643 = 1030,005 тыс. руб.

Вывод. Как следует из данных расчета обоих схем станции, приведенные затраты на строительство и эксплуатацию схемы ТЭЦ первого варианта (схема а) меньше затрат второго варианта (схема б), поэтому принимаем для дальнейшей проектной разработки схему а.

Схема замещения для схемы а

Расчет токов КЗ в точке К1:

Расчет токов КЗ в точке К2:

Коэффициент распределения цепи:

Итоговые результаты расчетов токов КЗ в точке К2 Итоговые результаты расчетов токов КЗ в точке К2

Источник	Iп0, кА	iу, кА	ку
Системы 1 и 2	0,26	0,67	1,820
Генератор G1	15,57	43,04	1,955
Генератор G2	24,47	75,93	1,955
Генератор G3	15,57	43,04	1,955
Генератор G4	14,37	39,94	1,965
Генератор G5	18,7	51,97	1,965
Полный ток в К2	80,16	254,59	–
Ток цепи реактора	18,23	50,41	1,955

Выбор и проверка аппаратов и проводников.

Выбор выключателей для цепей 110 кВ.

                                 

Таким образом, среди всех цепей I зоны наиболее тяжелый токовый режим приходится на блок. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току

Iрас = 1,86 кА

Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа ВЭК–110–40/2000У1 со следующими номинальными параметрами:

Uном = 110 кВ – номинальное напряжение;

Iном = 2,0 кА – номинальный ток;

Iотк.ном = 40 кА – номинальный ток отключения;

βном = 40 % – нормированное содержание апериодической составляющей;

Iдин = 40 кА – предельный сквозной ток (действующее значение);

imax.дин = 102 кА – предельный сквозной ток (наибольший пик);

Iдин = 40 кА – номинальный ток включения (действующее значение);

i max.дин = 102 кА – номинальный ток включения (наибольший пик);

Iт.ном = 50 / 3 – номинальный ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/с;

tсоб = 0,04 с – собственное время отключения;

tB = 0,065 с – время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя

Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям

                                            ;   ,

для чего требуется определить значения токов короткого замыкания Iпτ и iaτ в момент расхождения контактов выключателя

                                      с.

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:

– для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ:

,

где  – номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;

– по типовым кривым определяется коэффициент (τ)=0,92 и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

;

– вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

,

где Та – постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

–  по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения  

;

–  полный ток в момент времени τ      

кА;

– полный номинальный ток отключения

кА.

Для проверки выключателя на термическую стойкость рассчитывается импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия                                              

                                    с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле   

.

Данные выбора выключателя ВЭК–110–40/2000У1

Расчетные параметры системы	Каталожные данные выключателя	Условия выбора	Результат проверки
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uус т  Uном	удовл.
Iрас = 1,86 кА	Iном = 2,0 кА	Iрас  Iном	удовл.
Iп6,04 кА	Iотк.ном = 40 кА	Iп Iотк.ном	удовл.
рас = 89,73% i16,19 кА	ном = 36% iпол.отк = 79,2 кА	рас ном i iпол.отк	неудовл. удовл.
Iп0 =6,56 кА	Iдин = 40 кА	Iп0   Iдин	удовл.
iу = 51,97 кА	imax.дин = 102 кА	iу  imax.дин	удовл.
Bк = 143,09 кА2·с	I2т.ном·tТ = 37500 кА2·с	Bk   I2т.ном·tТ	удовл.

Вывод: выключатель типа ВЭК–110–40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.

Выбор разъединителей.

Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают. Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами

РНДЗ–1–110/2000-У1.

Результаты выбора разъединителей РНДЗ–1–110/2000У1

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uуст  Uном	удовл.
Iрас = 1,86 кА	Iном = 2,0 кА	Iрас  Iном	удовл.
iу = 51,97 кА	iдин = 100 кА	iу    iдин	удовл.
Bк = 143,09 кА2·с	I2т.ном·tт = 4800 кА2·с	Bк  I2т.ном·tТ	удовл.

Выбор выключателей в цепях генераторного напряжения 10 кВ.

За расчетный ток длительного режима принимаем Iрасч = 4,54 кА

                                         

По этим условиям подходит выключатель, предназначенный для внутренней установки типа генераторный выключатель серии LFP со следующими номинальными параметрами:

Uном = 10 кВ – номинальное напряжение;

Iном = 5 кА – номинальный ток;

Iотк.ном = 40 кА – номинальный ток отключения;

ном = 40 % – нормированное содержание апериодической составляющей;

Iдин = 40 кА – предельный сквозной ток (действующее значение);

imax.дин = 100 кА – предельный сквозной ток (наибольший пик);

Iдин =  кА – номинальный ток включения (действующее значение);

imax.дин =  кА – номинальный ток включения (наибольший пик);

Iт.ном = 40 – номинальный ток термической стойкости/допустимое время его действия, кА/с;

tсоб = 0,48 с – собственное время отключения;

tв = 0,07 с – время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя

Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям

                                            ;   ,

для чего требуется определить значения токов короткого замыкания Iпτ и iaτ в момент расхождения контактов выключателя

                                      с.

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:

– для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ:

,

где  – номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;

– по типовым кривым определяется коэффициент (τ)=0,78 и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

;

– вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

,

где Та – постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

–  по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения  

;

–  полный ток в момент времени τ      

кА;

– полный номинальный ток отключения

кА.

Для проверки выключателя на термическую стойкость рассчитывается импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия                                              

                                    с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле   

.

Данные выбора выключателя МГУ – 20 – 90/6300У3

Расчетные параметры системы	Каталожные данные выключателя	Условия выбора	Результат проверки
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uус т  Uном	удовл.
Iрас = 4,54 кА	Iном = 5,0 кА	Iрас  Iном	удовл.
Iп кА	Iотк.ном = 40 кА	Iп Iотк.ном	удовл.
рас = 93,17% i52,15 кА	ном = 40% iпол.отк = 79,2 кА	рас ном i iпол.отк	неудовл. удовл.
Iп0 =24,47 кА	Iдин = 40 кА	Iп0   Iдин	удовл.
iу = 75,93 кА	imax.дин = 100 кА	iу  imax.дин	удовл.
Bк = 1987,95 кА2·с	I2т.ном·tТ = 37500 кА2·с	Bk   I2т.ном·tТ	удовл.

Вывод: выключатель типа ВЭК–110–40/2000У1 проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях ОРУ.

Проверка секционных реакторов.

Секционные реакторы предварительно выбраны перед расчетом токов КЗ. Поэтому остается их проверить на электродинамическую и термическую стойкость.

Для проверки реактора на термическую стойкость расчет теплового импульса от тока КЗ сделаем по формуле

,

Результаты проверки секционного реактора

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя	Условие выбора	Результат проверки
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст  Uном	удовл.
Iрасч = 2,31 кА	Iном = 2,5 кА	Iрас  Iном	удовл.
iу = 50,41 кА	iдин = 60 кА	iу  iдин	удовл.
Bк = 1423,397 кА2·с	I2т.ном·tт = 4448 кА2·с	Bк  I2т.ном·tТ	удовл.

Выбор шин.

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения (рис. 1.19) с допустимым током Iдоп = 4,64 кА со следующими характеристиками:

– материал шины – алюминиевый сплав                                            АДЗ31Т;

– допустимое механическое напряжение сплава                       доп = 89 МПа;

– расположение шин                                                               горизонтальное;

– соединение швеллеров                                                      жесткое (сваркой);

– момент сопротивления двух сращенных шин                Wy0-y0 = 100·10-6 м3;

– момент инерции двух сращенных шин                             Jy0-y0 = 625·10-8 м4;

– масса шины на один метр                                                         m = 5,55 гк/м;

– расстояние между фазами                                                                а = 0,8 м.

Размеры: h = 125 мм; b = 55 мм; c = 6,5 мм; r = 10 мм; g = 2740 мм2.

Максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при трехфазном КЗ

 Н/м,

где  а = 0,8 м – расстояние между фазами; Кф – коэффициент формы (К =1, т. к. выбран проводник корытного сечения с высотой сечения более 0,1 м);
Красп – коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников (Красп = 1 при расположении в одной плоскости). При таком усилии расстояние между опорными изоляторами

                                       м.

Задаем пролет между изоляторами L =1,8 м, что обеспечивает расчетное механическое напряжение в материале шины

                                  МПа.

Частота собственных механических колебаний шины

 Гц.

Вывод: выбранная шина удовлетворяет условиям динамической стойкости.

Проверка шины на термическую стойкость.

Расчетное значение импульса квадратичного тока, действующего на сборных шинах Вк = 1987,95 кА2·с. Минимально допустимое сечение по условию термической устойчивости

                                 мм2.

Вывод: выбранная шина термически устойчива, т. к. ее сечение больше, минимально допустимого

                                 Sшины = 2740 мм 2 > Smin = 500,97 мм2.

Выбор изоляторов.

Максимальная нагрузка на изолятор определяется формулой

 кН,

где  Кф – коэффициент формы (Кф = 1 для корытных проводников); Красп  = 1 при горизонтальном расположении проводников.

Выбираем опорный изолятор ОФ–10–4250 с разрушающим усилием
Fразр = 42,5 кН. Он удовлетворяет условию электродинамической стойкости, так как выполняется условие

                Fдоп = 0,6·Fразр = 0,6·42,5 = 25,5  кН > Fрасч = 9,74 кН.

Таким образом, данная шинная конструкция удовлетворяет всем условиям эксплуатации.

Выбор трансформаторов тока. Произведем выбор трансформатора тока в цепи генератора ГРУ. Выбор производится:

– по напряжению Uтт.ном  Uуст;

– по току Iтт.ном   Iуст;

– по конструкции и классу точности.

Расчетным током является форсированный режим работы генератора

Iрасч = 4,55 кА.

Выбираем шинный трансформатор тока с литой изоляцией, предназначенный для внутренней установки типа ТШЛ–10–5000–0,5/10р.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст = 10 кВ	Uтт.ном = 10 кВ	Uтт.ном  Uуст
Iрасч = 4,54 кА	Iтт.ном = 5,0 кА	Iтт.ном   Iуст
Вк = 143,09∙106 А2с	(кт·Iтт.ном)2·tт = 91875·106 А2·с	Вк (кт·Iтт.ном)2·tт
Z2	Z2ном = 1,2 Ом в классе точности 0,5	Z2  Z2ном

Расчет нагрузки трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка (Sприб), ВА
Фаза–А	Фаза–В	Фаза–С
Амперметр	Э–377	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д–335	0,5	–	0,5
Ваттметр	Д–335	0,5	–	0,5
Варметр	Д–335	0,5	–	0,5
Датч. акт. мощн.	–	0,5	–	0,5
Датч. реакт. мощн.	–	0,5	–	0,5
Счетчик акт. энергии	И–680	2,5	–	2,5
Амперметр регистр.	Н–393	–	10	–
Ваттметр регистр.	Н–348	10	–	10
Итого		15,1	10,1	15,1

Сопротивление нагрузки считаем по наиболее загруженной фазе А

–  сопротивление приборов

                                     Ом;

– сопротивление соединительных проводов определяем из условия

rприб  + rпров  + rконт   z2ном,

z2ном  – rприб – rконт   rпров 

1,2 – 0,604 – 0,1 0,496 Ом,

где rконт = 0,1 Ом – такое сопротивление контактов принимается при количестве приборов более трех (при меньшем числе rконт = 0,05 Ом).

При использовании алюминиевого контрольного кабеля АКВРГ с минимально допустимым сечением 4 мм2 его расчетная длина должна быть не более

Выбор трансформатора напряжения. 

Технические условия:

– место установки ТН – шины генератора ГРУ;

– наивысший класс точности приборов, подключаемых к ТН–1,0;

– в схеме трансформатора должен быть предусмотрен контроль изоляции.

Прибор	Тип	Sобм, ВА	Кол-во приборов	Общая мощность потребления
Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э–335	2,0	3	6,0	–
Ваттметр	Д–335	1,5	2	6,0	–
Варметр	Д–335	1,5	1	3,0	–
Датч. акт. мощн.	–	10,0	1	10,0	–
Датч. реакт. мощн.	–	10,0	1	10,0	–
Счетчик акт. энергии	И–680	2,0	1	4,0	9,7
Вольтметр регистр.	И–393	10,0	1	20,0	–
Ваттметр регистр.	Н–348	10,0	1	20,0	–
Частотомер	Э–372	3,0	2	3,0	–
Реле контроля изоляции	–	4,0	1	2,0	3,4
Итого	–	–	–	84,0	13,1

Для выполнения этих условий намечаем к установке пятистержневой, тре-хобмоточный трансформатор типа НТМИ–10–66УЗ со следующими параметрами:

– номинальные напряжения обмоток, В:

первичной 10 000;

вторичной основной 100;

вторичной дополнительной 100/3;

– номинальная мощность в классе точности 0,5 ВА 120;

– схема соединения обмоток Yo / Yo / Δ – 0.

Так как полная мощность нагрузки меньше номинальной в заданном классе точности Sнагр = 85 ВА < Sтн.ном = 120 ВА, данный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и принимается к установке.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.   Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей (ВНТП–81, Минэнерго СССР). – М.: ЦНТИ Информэнерго, 1981. –122 с.
2.   Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ. – М.: Минэнерго СССР, 1979. – 40 с.
3.   Нормы технологического проектирования атомных электрических станций: (ВНТП Минэнерго СССР). – М.: ЦНТИ Информэнерго, 1981. – 141 с.
4.   Нормы технологического проектирования гидроэлектростанций. – М.: Гидропроект, 1977. – 131 с.
5.   Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153–34. 0–20.257–98 / РАО ЕЭС России. – М., 2001. – 151с.
6.   Правила устройства электроустановок. – М.: Главгосэнергонадзор России,  1998. – 607 с.
7.   Типовая инструкция по переключениям в электроустановках: РД 153–34.0–20.505–2001. ОРГРЭС. – М., 2001.
8.   Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6–750 кВ / Сев.-Зап. отделение Энергосетьпроекта. – Л., 1979.
9.   Двоскин, Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств / Л. И. Двоскин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 200 с.
10.   Электрическая часть станций и подстанций / под ред. А. А. Васильева. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 575 с.
11.   Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций / Б. Н. Неклепаев. – М.: Энергия, 1986. – 640 с.
12.   Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 605 с.
13.   Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / В. М. Блок . – М.: Высш. шк., 1981. – 304 с.
14.   Гук, Ю. Б. Проектирование электрической части станций и подстанций / Ю. Б. Гук. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 с.
15.   Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: учеб. для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
16.   Справочник по электроснабжению и электрооборудованию / под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – Т.1. – 567 с.; 1987. – Т.2. – 591 с.
17.   Идельчик, В. И. Электрические системы и сети / В. И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.