В зависимости от положения в системе электроснабжения трансформаторные подстанции можно разделить на районные подстанции, подстанции промышленных предприятий, тяговые


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Тольяттинский государственный университет»


Институт энергетики и электротехники


Кафедра «Электроснабжение и элект
ротехника»


13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

(код и наименование направления подготовки, специальности)


Электроснабжение

(направленность (профиль))



БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА



на тему

«
Реконструкция электрической части подстанции 35/6 кВ
«Аппа
ратная
»



Студент(ка)

С.В. Марышкин

(И.О. Фамилия)


(личная подпись)

Руководитель

С.В.
Шаповалов


(И.О. Фамилия)


(личная подпись)

Консультанты


(И.О. Фамилия)


(личная подпись)



(И.О. Фамилия)


(личная подпись)










Допустить к защите




Заведующий кафедрой д.т.н., профессор В.В. Вахнина ________________


«____»_______________2016 г.



Тольятти 2016



2

Аннотация


Объектом

выпускной квалификационной работы
является
понизительная

подстанция

35/6

кВ «
Аппаратная» Свердловской области
.

Основными задачами проекта являются расчет токов короткого
замыкания на стороне высшего и низшего напряжения подстанции; выбор
высоковольтного оборудования распределительных устройств высокого и
низшег
о напряжения подстанции; расчет трансформаторов собственных нужд;
выбор микропроцессорной релейной защиты и автоматики.

Пояснительная записка содержит
5
2

страниц
ы
,
11

рисунк
ов и 16

таблиц.
Графи
ческий материал представлен на 6

листах формата А1.





















3

Содержание


Введение

................................
................................
................................
.......................

4

1 Описание ПС «Аппаратная»

................................
................................
...................

6

1.1 Опи
сание объекта проектирования

................................
................................
..

6

1.2 Электрическая часть подстанции «Аппаратная»

................................
............

7

2 Расчет токов короткого замыкания

................................
................................
......

11

2.1 Расчет тока трехфазного коротко замыкания

................................
...............

11

3 Выбор электрической схемы трансформаторной подстанции

..........................

16

3.1 Выбор электрической схемы подстанции

................................
.....................

16

4 Выбор высоковольтного оборудования подстанции

................................
..........

18

4.1 Выбор оборудования для ОРУ


35 кВ

................................
..........................

18

4.2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ

................................
...........................

28

5 Собственные нужды подстанции «Аппаратная
»

................................
................

36

5.1 Расчет собственных нужд подстанции

................................
..........................

37

6 Выбор релейной защиты и автоматики

................................
...............................

39

6.1 Общие положения

................................
................................
............................

39

6.2 Релейная защита трансформатора

................................
................................
..

40

6.
3

Дифференциальная защита шин 6 кВ

................................
............................

44

7 Расчет заземляющего устройства подстанции

................................
....................

46

Заключение

................................
................................
................................
................

49

Список
использованных источников

................................
................................
......

50


4

Введение

О
сновными звеньями

электроэнергетики

являются
электростанции

и
трансформаторные
подстанции
. Данные объекты обеспечивают

развитие
промышленной и экономической сфер госу
дарства, социальн
ое развитие и
улучшение условий
жизне
обеспечения

людей.

После развала СССР (1991 г.) энергетическая отрасль России испытывает

значительное недофинансирование.
Все э
то привело

в итоге

к тому, что
основная часть электростанций и
трансформаторных
подстанций
мораль
но и
физически устарели

и не соответствует современным требованиям
эк
ономичности, безопасности, надёжности.
Одной из важнейших задач

развития электроэнергетики

в настоящее время

является модернизация или
техническое перевооружение

(замена
устаревшего

оборудования
)

электростанций и подстанций
. Реализация данных мероприятий п
риводит к
увеличению эффективности работы электроэнергетических систем, надежности
и бесперебойному снабжению потребителей электроэнергией надлежащего
качества.

Выпускная квалификац
ионная работы посвящена
реконструкци
и
трансформаторной
подстанции (ПС) «
Аппаратная
» 35
/6 кВ, которая нах
одиться
в черте г.

Нижняя Тура, Свердловской области
. Необходимость реконструкции
вызвана тем
, что

оборудование
,

установленное на подстанции
,

не отвечае
т
современным критериям
эффективности и
надежности.

А
ктуальность реконструкции ПС 35
/6 кВ «
Аппаратная
я» заключается в
замене электрооборудования на подстанции
, в связи с увеличением
потребления.

Целью
выпускной квалификационной работы

является повышение
эф
фективной

работы понизительной подстанции 35/6 «
Аппаратная
».

Согласно поставленной цели были поставлены следующие задачи:

-

Анализ установленного оборудования с описанием главных
недостатков;

-

Расчет токов короткого замыкания;

5

-

Выбор современного высоков
ольтного оборудования;

-

Замена устаревшей релейной защиты на новую микропроцессорную.

При реконструкции подстанции
необходимо учесть следующие
нормативно
-
правовые документы:

-

ПУЭ

9 издание

2015
;

-

Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей
Российской Федерации (РД 34.20
-
501.95).

6

1 Описание ПС «
Аппаратная
»

Электрическая подстанция



это
электроустановка
, предназначенная для
приема, преобразования и распределения
электрической энергии
, состоящая
из

трансформаторов

или других преобразователей элек
трической энергии,
устройств управления,

распределительных

и вспомогательных устройств.

Трансформаторные подстанции


это основа

городских систем
электроснабжения. В зависимости от положения в систем
е электроснабжения
трансформаторные подстанции можно разделить на райо
нные подстанции,
подстанции промышленных предприятий, тяговые подстанции
,
системообразующие подстанции

и др.


1.1 Описание объекта проектирования

Трансформаторная подстанция 35/6 кВ «
Аппаратная
»

расположена в
Свердловской области
,
г. Нижняя тура на улице С
троительная
. Год ввода в
эксплуатацию


1971 г. Данная
трансформаторная
подстанция принадлежит
П
АО «МРСК


Урала»,
и эксплуатируется филиалом «
Нижнетуринский РЭС
».

Понизительная подстанция снабжает
электроэнергией в основном
потребителей
I

и
II

категории
по надёжности электроснабжения, по кабельным
линиям 6 кВ.


ПС
«
Аппаратная
»

является
подстанцией тупикового типа
. Питание ПС
осуществляется
по двум

воздушным линиям электропередач 35 кВ.

Понизительная подстанция «
Аппаратная
» имеет открытое
распределительное

устройство (ОРУ) 35 кВ. ОРУ 35 кВ предназначено для
приёма
электрической энергии

напряжением 35 кВ и преобразования её в
напряжение городской электрической сети


6 кВ.

На рисунке 1 показано расположение ПС 35/6 кВ «
Аппаратная
» на
территории г.
Нижняя тур
а
.


7


Рисунок 1


Расположение ПС «
Аппаратная
»


Площадь реконструируемой подстанции в ограде
составляет
32×38 м или
1216

м
2
.

Подстанция функционирует без постоянного обслуживающего персонала.
Обслуживание производится оперативно
-
выездными бригадами. Опера
тивные
действия проводятся ежедневно с 8


17 ч.

Климат в районе ПС «
Аппаратная
» умеренно
-
континентальный, то есть
в
течении суток происходит
большая амплитуда температуры
окружающего
воздуха
. Среднемесячная температура воздуха в июле максимально
повышаетс
я до 40 °C, а в январе может опуститься до минус 43 °C. Средняя
температура за год равна 5,4°C. Среднегодовое количество осадков составляет
376 мм. Относительная влажность воздуха достигает 71,2 %.


1.2 Электрическая часть подстанции «
Аппаратная
»

На трансф
орматорной подстанции установлены два силовых
двухобмоточных трансформатора: Т1 и Т2 типа ТМ


4000/35 У1 с устройством
переключения без возбуждения (ПБВ): 2х2,5%, с классом напряжения

35/6 кВ.

На ПС
«
Аппаратная
»

открытое распределительное устройство 35

кВ

выполнено на разъединителях и выключателях (масляные выключатели 35 кВ),
8

с ремонтной перемычкой

со стороны подходящих воздушных линий
.

Особенностью данной подстанции является подключение
тр
ансформаторов собственных нужд к стороне 35 кВ, т
.е. при выполнени
и
выпускной квалификационной работы
трансформаторы собственных нужд

подстанции «
Аппаратная
»

необходимо
разместить (
переместить
) в ячейках

комплектно
-
распределительного устройства
10 кВ.

Так как
подстанция

«
Аппаратная
» был
а введена в эксплуатацию в 1971

г.
прошлого века,

на
текущий
момент оборудование установленное на территории
подстанции физически и морально устарело. В связи с приведенными фактами,
мною была выбрана тема по реконструкции подстанции «
Аппаратная
».

На данный момент в ОРУ
-
35 кВ используется с
ледующее высоковольтное
оборудование:

1. Масляный выключатель марки МКП


35/600 с встроенным
электромагнитным приводом марки ПЭ


11, а также со
встроенными
трансформаторами тока

типа ТВ
-
35П

в высоковольтные ввода
. Основные
технические характеристики выкл
ючателя приведены в таблице 1.

Таблица
1



Паспортные данные выключателя марки МКП


35/600

Параметры


Данные

Номинальное
U
, кВ


35

Наибольшее рабочее
U
, кВ

40,5

Номинальный I
, А


600

Номинальный
I

отключения, кА

25

I

термической стойкости, кА

52

Соб
ственное время отключения при номинальном
напряжении, не более, с: (с приводом ПЭ
-
11)



0,4

Масса, кг

360


Данные выключатели имеют ряд недостатков:

-

наличие большого количества масла

в баке выключателя
;

-

повышенная пожаро
-

и взрывоопасность;

-

необход
имость маслохозяйства на территории ПС
;

-

габариты (современные аналоги имеют меньшие габариты).

9

2. Раз
ъединитель марки РЛНД
с пру
жинным приводом
типа ПРН
-
220М.
Группа установленных
разъединителей
на ОРУ
-
35

кВ
марки
РЛНД отличаются
друг от друга

только чис
лом комплектов заземляющих ножей.

Основные
паспортные параметры приведены в таблице 2.
Предназначение РЛНД
-
35
включать и отключать обесточенные участки
электрической сети высокого
напряжения 35 кВ, а также
отключать заземленные участки

при помощи
стациона
рных заземляющих ножей

для проведения ремонтных работ
.

Таблица 2


Паспортные параметры РЛНД
-
2
-
35/1000

Номинальный I
, А

1000

I

термической стойкости, кА

25

I

электродинамической стойкости, кА

63

Время короткого замыкания главных ножей,
с

3

Допустимое т
яжение проводов, Н

530

Габариты, мм

1030х540х765

Масса, кг

88


Главным недостатком

разъединителя данной марки является
необходимость периодичного осмотра контактной системы.

3.

Разрядник марки РВС
-
35 кВ
климатического исполнения
У1
. РВС
-
35
кВ состоит из

нескольких взаимосвязанных частей. Устанавливается
конструкция на изолированное основание, которое позволяет присоединить
измерительные приборы и р
егистратор срабатывания. Главным элементом

разрядника вентильного стационарного Р
ВС
-
35 является многократные

искровые промежутки выполненный виде блоков, а также
нелинейные рабочие
резисторы, находящиеся в фарфоровой герметично закрытой покрышке.
Основные паспортные данные разрядника приведены в таблице 3.

Таблица 3


Паспортные параметры разрядника РВС


35

На
именование параметра

РВС
-
35

Класс напряжения сети, кВ

35

Пробивное
U
:


-

не менее


-

не более


78


98

10

Продолжение таблицы 3

Импульсное пробивное
U

при
отрезке

от 2 до 20 мкс, кВ


-

не более


125

U

при волне импульсного
I

8/20 мкс, кВ, не более


-

с
амплитудой тока 3000А


-

с амплитудой тока 5000А


-

с амплитудой тока 10000А


122


130


143

Масса, кг


-

не более


73,0


На стороне 6 кВ установлены ячейки КРУ в закрытом распределительном
устройстве с масляными выключателями, которые в свою очередь такж
е
морально устарели.

Согласно информации предоставл
енной обслуживающим персоналом
трансформаторной
подстанция

«
Аппаратная
»
, установленные трансформаторы
марки ТМ
-
4000/35 кВ
находятся в хорошем сос
тоянии и в замене не
нуждаются.

Устройства релейной защиты и

автоматики
трансформаторной
подстанции
выполн
ены на электромеханической базе. Устройства РЗиА также
устарели, следовательно в работе необходимо произвести выбор современных
средств релейной защиты для трансформаторной подстанции.

Используемая электрическа
я схема на подстанции «
Аппаратная
»
нуждается в замене на более современную, отвечающая требованиям
ПАО

«МРСК Урала
»
.











11

2 Расчет токов короткого замыкания

Определение
токов
КЗ

при проектировании

электрической части
трансформаторной подстанции

необхо
дим
о

для в
ыбора
высоковольтного
оборудования
и т.д.



2.1 Расчет тока трехфазного коротко замыкания

На первоначальном этапе определения токов КЗ необходимо составить
расчетную схему и схему замещения

расчетной схемы.
На рисунке
2

представлена

расчётная схе
ма, а на рисунке

3

схема замещения для
определения значений токов короткого замыкания.




Рисунок 2


Расчетная схема ПС
«Аппаратная»


Рисунок 3


Схема замещения ПС
«Аппаратная»



12

Определяем и
сходные данные для расчета:

-

Система:


;

;

.


-

Линия (2
-
ух цепная ЛЭП):


;

;

.


-

Трансформатор:


;

.


Определим параметры

схемы замещения в относительных единицах.

Система:


;


.


Трансформатор:


;


13

;


Линия:


;


,


где
=7,5 %
-

напряжение короткого замыкания для трансформатора марки
ТМ мощностью

согласно паспортным данным).

КЗ в К1
:


;

.


Базисный ток:


;




кА
.



Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з:


;


кА
.




14

Ударный ток к.з
:


;



кА,


где
=1,8

ударный коэффициент по справочным данным.

КЗ
в точке
К2:



.


Базисный ток:



кА
.


Начальное действующее значение пери
одической составляющей тока к.з.:


кА
.


Ударный ток к.з.:


кА
,


где
=1,96


ударный коэффициент.

Полученные данные

расчета токов КЗ

сведены в таблицу 4.




15

Табли
ца 4


Данные расчета токо
в КЗ


№ п/п

U
н
, кВ

К
уд

I
(3)
к
, кА

i
уд
,
кА

К1

37

1,8

4,59

11,65

К2

6,3

1,96

4,12

11,38


16

3
Выбор электрической схемы трансформаторной

подстанции

К
схемам

РУ ПС

предъявляются
требования надежности и

безопасности
обслуживания, что и к
РУ

электрических станц
ий.

Классификацию
ПС:


-

тупиковые;


-

транзитные (проходные);

-

узловые.


3.1 Выбор электрической схемы подстанции

Согласно разработанному документу СТО 56947007
-
29.240.30.010
-
2008
ОАО «Федеральная сетевая компания единой энергетической компании» от 20
де
кабря 2007 г. основные требования предъявляемые к
электрическим
схемам

трансформаторных подстанций

являются:

-

Схемы РУ должны позволять вывод отдельных выключате
лей и других
аппаратов в ремонт.


Сравнение вариантов схем
производится на основании технико
-
э
кономических расчетов. Выбираются варианты, обеспечивающие требуемую
надежность,
следом более

экономичный.

Также данный документ приводит типовые электрические схемы РУ для
35 кВ:

-

Блок (линия
-
трансформатор) с

разъединителем;

-

Блок (линия
-
трансформатор)
с выключателем;

-

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со
стороны линий
;

-

Мостик с

выключателями в цепях линий и
ремонтной перемычкой со
стороны линии;

-

Мостик с выключателями в цепях
трансформаторов и
ремонтной
перемычкой

со стороны т
рансформаторов;

-

Одна рабочая секционированная выключателем система шин.

Согласно к выше приведенному, предлага
ется взамен действующей
17

схемы трансформаторной подстанции

35/6

кВ

«
Аппаратная
» выбрать
двухтрансформато
рную схему подстанции (рисунок 4
) с выклю
чателями и
неавтоматической перемычкой состоящей из двух разъединителей. Эта схема
обеспечит надёжность электроснабж
ения потребителей 1
-
й категории
присоединенных к данной подстанции.



Рисунок 4



Типовая электрическая схема подстанции 35/6 кВ «
Аппаратна
я
»
после реконструкции



18

4
Выбор
высоковольтного

оборудования подстанции

Выбор высоковольтного оборудования

6


750 кВ

на этапе
проектирования
,
реконструкции

или модернизации подстанции

определяется
по
электрической схеме расчетных условий: расчетных рабо
чих

токов
присоединений и
значений
токов КЗ
.
Полученные

величины сопоставляются с
соответствующими номиналь
ными

(каталожными)

данными

высоковольтного
оборудования, выбираемых по каталогам и справочникам.

Все электрооборудование должно проверяться на терми
ческую и
электро
динамическую устойчивость к реальным (расчетным) токам короткого
замыкания.


4.1 Выбор оборудования
для
ОРУ


35 кВ

Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:


,


где
S
Т.ном



мощность установленн
ого трансформатора;
U
Н



номинальное
напряжение.


4.1.
1

Выбор
высоковольтных
выключателей на стороне
35
кВ

Высоковольтные в
ыключатели предназначены для оперативной и
аварийной коммутаций в
электрических сетях. Во включенном положении
высоковольтные выключа
тели долж
н
ы
пропускать рабочие токи

и аварийные.

Обобщенные

требования к

конструкциям и техническим характеристикам
высоковольтных
выключателей устанавливается
нормативными
документами.

О
бъединение
электрических сетей в единую национальную

энергетическую
систему

привело к ужесточению

технических
требований,
предъявляемых к электрическим аппаратам высокого напряжения.
В

70
-
е годы

19

широко использовались
масляные и воздушные высоковольтные выключатели
которые
имеют
свои преимущества, и свои

существенные

недос
татки.
Основными недостатками выключателей данных типов являются свойства

сред,
используемых в этих аппаратах для изоляции и гашения дуги.
Эксплуатация
масляных и воздушных высоковольтных выключателей при низких
температурах окружающей среды, затруднительн
а.

Взамен воздушным и
масляным
выключателям пришли элегазовые

и вакуумные выключатели
,

которые сохранили преимущества традиционных сред,

но не имеют их
недостатков.

Элегазовые выключатели имеют

следующий

ряд преимуществ:

-

пониженные усилия оперирования
выключателем. Энергия,

для
гашения токов
КЗ
, частично используется из самой дуги, что уменьшает работу
привода и повышает

его

надежность;

-

использование в соединениях двойных
колец уплотнителей из
нитриловой резины
, а также «жидкостного затвора» в
узле
уплотнения
подвижного вала
;

-

инновационные

конструкторские решения
,

и
спользование
надежных
комплектующих
.

Исходя из
выше сказанного
, при
реконструкции открытого
распределительного устройства 35 кВ
выбор был сделан в пользу элегазовых
выключателей.

К устан
овке на ОРУ 35 кВ подстанции «
Аппаратная
» принимается

элегазовый выключатель марки ВГТ


35


5
0/3150 (рисунок 5
) компании
АО
«Группа СВЭЛ»

г.

Екатеринбург. Паспортные данные выбранного
выключателя приведены в таблице 5.

1)

Проверка по напряжению:




2)

Проверка по длительному току

20



Таблица 5


Паспортные данные выключателя марки ВГТ


35


50/3150

Наименование параметра

ВГТ


35


50/3150

Номинальное U
, кВ

35

Наибольшее рабочее

U
, кВ

40,5

Номинальный
I
, А

3150

Ном
инальный
I

отключения, кА

50

I терм.
стойкости

50

I эл/
динамической стойкости

122,5

Собственное время отключения, с.

0,035

Собственное время включения, с.

0,062

Тип привода

Пружинный



Рисунок 5



Элегазовый выключатель марки ВГТ


35


50/3150


3)

Проверка

по напряжению:

21




4)

Проверка

по длительному току




5)

Проверка

на симметричный ток отключения




6)

Проверка

возможности отключать апериодическую составляющую
тока КЗ:




;


где

-

постоянная времени затухания тока КЗ

(для РУ повышенного
напряжения под
станции
с).

7)

Проверка

по включающей способности:





8)

Проверка

на электродинамическую стойкость:


,


22

где
I
пр.скв



действующее зн
ачение периодической составляющей предельного
сквозного тока КЗ.

9)

Проверка

на термическую стойкость



;


где

-

максимальное время отключения повреждения на этом участке
(включая действие рел
ейной защиты).

Каталожные данные в таблице 6.

Таблица 6
-

Выбор выключателей на стороне 35кВ

Условия выбора

Расчётные величины

Каталожные данные
выключателя

ВГТ


35


50/3150



кВ


кВ



А


А



кА


кА



кА


кА



кА


кА



кА


кА



кА
2

с

кА
2

с


Из произведенных расчетов сделан вывод о возможности у
становки
выбранного

высоковольтного выключателя на ОРУ 35 кВ подстанции

«
Аппаратная
», так как технические параметры выключателя удовлетворяют
всем условиям проверки согласно
ГОСТ 687


78.


4.1.2 Выбор разъединителя на стороне 35 кВ

Разъединители предназна
чены для
создания видимого разрыва в сети
.

23

Следует отметить, что все современные аналоги по конструктивным
особенностям и техническим характеристикам практически одинаковы,
вследствие этого при выборе разъединителя первостепенным критерием
является цена
-
ка
чество.

Установленные разъединитель ОРУ 35 кВ ПС «
Аппаратная
» подлежат
замене при реконструкции.

К установке принимается разъединитель марки
РГ


35
.II/1000 УХЛ1
(рисунок 6
) компании ЗАО «Курс» электротехническое оборудование
г.

Великие Луки. Основные техн
ические параметры выбранного разъединителя
приведены в таблице 7.



Рисунок 6



Разъединитель марки
РГ


35 .II/1000 УХЛ1


Таблица 7


Паспортные данные разъедините
ля
РГ


35 .II/1000 УХЛ1

Наименование параметра

РГ


35 .II/1000 УХЛ1

Номинальное
U
, кВ

35

Наибольшее рабочее U
, кВ

40,5

Номинальный I
, А

1000

I терм/

стойкости, кА

16

Ток эл.динамической стойкости, кА

40

Время протекания номинального
кратковременног
о выдерживаемого тока
(время короткого замыкания), с.




24

-

для главных ножей

-

для заземляющих ножей

3

1

Необходимо проверить выбранный

разъединитель
. Проверку
разъединителей необходимо производить по основным параметрам:

1)

Проверка

по напряжению


;


2)

Проверка

по длительному току:


;


3)

Проверка

на электродинамическую стойкость


;


где
i
дин



наибольший пик (ток электродинамической стойкости).

4)

Проверка

на термическую стойкость:


.


Расчетные параметры при выборе разъединителя приведены в таблице

8.

Таблица 8


Выбор разъединителей

Условия выбора

Расчётные величины

РГ


35 .II/1000 УХЛ1



кВ


кВ



А


А



кА


кА



кА
2

с


кА
2

с

25


Из а
нализ
а

таб
лицы 8
,
видно


разъединитель
РГ


35 .II/1000 УХЛ1

был
выбран правильно и пригоден к установке на ОРУ


35 кВ
подстанции

«
Аппаратная
».


4.1.3 Выбор трансформатора тока на стороне 35 кВ

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до
зна
чений, наиболее удобных для измерительных приборов реле

(1 или 5 А)
, а
также для
«
отделения
»

цепей измерения и защиты от первичных цепей
высокого напряжения.

К установке на ОРУ


35
подстанции

«
Аппаратная
» принимается
трансформатор ток
а марки ТВ


35/300

к
омпании ООО «Робби» г. Москва.
Основные технические параметры выбранного трансформатора тока приведены
в таблице 9.

Выбранный трансформатор тока будет монтироваться ввода
выключателя.

Таблица 9


Паспортные данные трансформаторов тока марки ТВ


35/300

Наи
менование параметра

ТОЛ


35/300

Номинальное
U
, кВ

35

Наибольшее рабочее U
, кВ

40,5

Номинальный первичный I
, А

300

Номинальная f
, Гц

50

Номинальный вторичный I

5

Номинальная нагрузка вторичной обмотки при
cosφ=0,8; ВА:

30

Трехсекун
д
ный I

термическ
ой стойкости, кА

15

I

электродинамической стойкости, кА

63


26

Выбранный
трансформатор тока не
обходимо проверить по ряду
параметров согласно ГОСТ.
Трансформатор тока выбирае
тся согласно
следующим параметрам:

а) П
о
рабочему
напряжению установки:


;


б) П
о
рабочему
току:


,
.


Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току
установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению
погрешностей:

а) по конструкции и классу точности;

б) по электродинамической стойкости:



;
,


где
-

ударный ток КЗ по расчёту;
-

кратность электродинамической
стойкости по каталог
у;
-

номинальный первичный ток трансформатора
тока;
-

ток электродинамической стойкости;

в) по термической стойкости:


;
,


где

-

тепловой имп
ульс по расчёту;
-

кратность термической стойкости по
каталогу;

г) по вторичной нагрузке:

27


,


где
-

вторичная нагрузка трансформатора;
-

номинальная допустимая
нагруз
ка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 10.

Таблица 10


Расчёт трансформатора тока 35 кВ

Расчётные данные

Данные ТВ
-

35


кВ


кВ


А


А


кА


кА


кА
2

с


кА
2



4.1.4 Выбор ограничителя перенапряжения 35 кВ

На
многих подстанциях
для защиты от коммутационных и грозовых

перенапряжений
высоковольтного
оборудования

используются

вентильные
раз
рядники. Данный вид оборудования

имеет ряд
существенных
недостатков:

-

высокое значение коэффициента нелинейности материалов (тервита и
вилита);

-

н
естабильность напряжений пробоя;

-
вы
сокий уровень шума при работе.

В настоящее время широкое распространение получили ограничители
перенапряжения.
Следовательно, необходимо установить ограничители
перенапряжения (ОПН).

ОПН выбраны по следующим условиям:

-

по длительно допустимому рабочему на
пряжению
U
нр
;

-

по номинальному напряжению
U
опн
;

-

по величине импульсного разрядного тока
I
р
;

-

по величине коммутационных перенапряжений;

28

-

по величине грозовых перенапряжений;

-

защитному уровню ограничителя;

-

величине тока срабатывания противовзрывног
о устройства (ток
взрывобезопасности)
I
доп
;

-

по механической нагрузке;

-

по уровню частичных разрядов.

1. Для сети 35 кВ с учетом технического задания ближайшее значение
U
нро
=37

кВ. Приняты ОПН компании «Альфа
-

Энергетика» г.Москва.

2. Выбор ОПН по услов
иям обеспечения взрывобезопасности.

Выбранный ОПН имеет ток срабатывания противовзрывного устройства и
номинальный разрядный ток равными 40 кА и 10 кА

соответственно,

что
больше тока трехфазного КЗ

на шинах ВН подстанции (4,59 кА), и
соответствуют приведен
ным выше требованиям.

3. Выбор класса энергоемкости.

Величина энергоемкости ограничителя
ОПН
-

35/550/37
-
10
-
III(IV)
-
УХЛ1


3,4 кДж/кВ.

4. Проверка ОПН по механическим характеристикам.


4.2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ

Распределительное устройство, со
бранное из

стандартизированных

ячеек
собранных
на промышленных предприятиях

называется комплектным
распределительным устройством. На напряжении до 35 кВ я
чейки изготовляют
в виде шкафов собираемых

общий ряд. В шкафах

КРУ

элементы

вторичных
цепей
(
приборы у
чета, средства РЗиА и т.д.
) выполняют
ся с помощью

проводов

в твердой изоля
ции, а элементы от 1 кВ и выше выполняются
проводниками с
воздушной изоляцией (шины с изоляторами).

Каждая
ячейка

К
РУ разделяется на четыре отсека
.

Для отличия

ячеек

КРУ

одного типа
и марки, но
предназначенные для

раз
ного функционального

назначени
я
предприятия изготавливающие ячейки
КРУ

для удобства
присваиваю
т им каталожные номера.

Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:

29


,


где
S
Т.ном



мощность установленного трансформатора;
U
Н



номинальное
напряжение.

Так как на территории подстанции «
Аппаратная
» окружающая среда не
имеет химически опасных примесей
к
установке
были выбраны

ячейки КРУ
типа

КРУН


12Б (КРУНБ
-
6) (рисунок 7
) с климатическ
им исполнением ХЛ1,
компании «Производственно
-
коммерческая компания «КЭРС» г. Москва.
Основные технические характеристики выбранной ячейки КРУ представлены в
таблице 11.

Таблица 11


Паспортные данные КРУ типа КРУН


12Б

Номинальное напряжение, кВ

6,

10

Н
оминальная частота, Гц

50

Номинальный ток главных цепей, А

1000

Номинальный ток отключения установочного
выключателя, кА (вакуумных выключателей)


20


Вид изоляции

воздушная

Вид линейных высоковольтных присоединений

воздушные, кабельные

Условия обслуж
ивания

с

двусторонним
обслуживанием

Степень защиты по

ГОСТ 14254
-
96

Брызгозащитное
исполнение IP24

Типы трансформаторов тока

ТОЛ, ТПОЛ, ТПЛ

Типы трансформаторов напряжения

НАМИ, 3(ЗНОЛ)

Типы ограничителей перенапряжения

ОПНР, ОПН
-
РС/TEL

Типы высоковол
ьтных предохранителей

ПКТ, ПКН


30

КРУН 12Б исполняются с вакуумными выключателями типа ВВ/TEL
-
10(6)
-
20/1000 У2 или

ВВУ
-
С
ЭЩ
-
10(6) с применением
микропроцессорной
релейной защиты

тип
ов

УЗА
-
10А.2, RZA
-
33, Орион, Сириус, ТЭМП, MiCOM,
БИМ, SEPAM 1000+.


Рисунок 7



КРУ типа КРУН


12Б


4.2.1 Выбор выключателей на 6 кВ

Выключатель выбирается по таким же параметрам, что и выключатель на
высокой стороне. К установке принят выключа
тель
ВВ/TEL
-
6
-
20/1000
(рисунок

8
).

Все каталожные и расчетные величины сведены в таблице 12.

Таблица 12
-

Выбор выключателей на стороне 6кВ

Условия выбора

Расчётные величины

Каталожные данные
выключателя

ВВ/TEL
-
6
-
20/1000



кВ


кВ



А


А



кА


кА



кА


кА



кА


кА



кА


кА



кА
2

с

кА
2

с

31


Рисунок 8



ВВ/TEL
-
6
-
20/1000


4.2.2 Выбор трансформатора тока

Выбираем и проверяем трансформатор тока: ТОЛ

6.

Все каталожные и
расчетные величины сведены в таблице 1
4
. Тр
ансформатор тока ТОЛ


6

кВ

(рисунок 9
)

обеспечивает

надежную

передачу сигнала измерительной
информации измерительным приборам.

Таблица 1
3



Расчетные и каталожные данные трансформатора тока ТОЛ
-
6

кВ

Расчётные данные

Данные ТОЛ


6 кВ


кВ


кВ


А


А


кА


кА





На низкой стороне кон
троль за работой
двух
обмоточного
трансформатора ведут с помощью следующего комплекта приборов:
амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии.
Данные
контрольно
-
измерительных приборов представлены в таблице 1
4
.



32

Таблица 14


Данные ко
нтрольно
-
измерительных приборов


п/п

Прибор

Тип

S
прибора

[B
A]

1

Амперметр

СА3020

2

2

Счетчик активной энергии

ЦЭ

6803В

1,5

3

Счетчик реактивной энергии

ЦЭ6811

1,5

4

Варметр

ЕвроАльфа

2

5

Ваттметр

ЕвроАльфа

2


Итого


9


Расчет вторичной нагрузки

трансформатора тока:



Ом
.


Для ТОЛ
-

6 кВ в классе 0,5:

Ом
.

Допустимое сопротивление провода:




Ом
.


Для ПС используется

кабель с жилами

из алюминия
, длина которог
о

составляет 60 м. Схема соединения

трансформаторы тока
-

неполная звезда
,
поэтому
, тогда:


;


мм
.


33



Рисунок 9



ТОЛ


6
кВ


Принимаем

контрольный кабель с алюминиевыми жилами сечением
4

мм
2
.



Ом
.


Н
агрузка

на вторичной обмотке
:



Ом
.


4.2.3 Выбор трансформатора напряжения

Из обширного перечня транс
форматоров напряжения к установке
принимается трансформатор напряжения марки НАМИ


6 кВ
(рисунок 10
),
к
которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля
изоляции.

Контроль за оборудовани
ем

на стороне 6 кВ осуществляется с помощью
следующих

конт
рольно
-
измерительных приборов:
вольтметр, вольтметр
34

фазный, фазометр, частотомер. Данные контрольно
-
измерительных приборов
представлены в таблице 15.



Рисунок 10



Трансформатор напряжения НАМИ



6
кВ


Таблица 15


Контрольно
-
измерительные приборы во вторичной цепи ТН

Прибор

Типы

приборов


Потребляемая
мощность
одной
катушки,
ВА





Число
приборов


Общая
потребляемая
мощность

Р, Вт

Q
,
вар

Вольтметр

PZ195U
-
2X1

2,0

1

0

2

4

---

Ваттметр

СР3020

5

1

0

4

20

---

Счетчик
активной
энергии

ЕвроАльфа

1,5

0,38

0,925

10

5,7

16,2

Счетчик
реактивной
энергии

ЕвроАльфа

1,5

0,38

0,925

10

5,7

16,2

Итого

35
,4

32,4


.


Выбранный
мной
трансформатор напряжения
НАМИ


6 кВ
имеет
номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для
присоединения счетчиков, 75
. Таким образом:

35





Следовательно, трансформатор будет работать в выбранном классе
точности.
Из произведенных расчетов сделан вывод о возможности установки
трансформатора напряжения марки
НАМИ


6 кВ
, так как технические
параметры трансформатора напряжения удовл
етворяют всем условиям
проверки.

36

5 Собственные нужды подстанции «
Аппаратная
»

В зависимости от типа, мощ
ности трансформаторной подстанции

питание
п
отребителей собствен
ных нужд (освещение распределительное устройство,
отопление ячеек КРУ и т.д.) происходит

от
установленных трансфор
маторов
одного или двух в зависимости от

ответственности потребителей С
Н.

Также
следует отметить, что мощность трансформаторов нужд на подстанции не
должна превышать 63 кВА каждого трансформатора.

На двухтрансформаторных
трансформ
аторных
подстанциях 35

750 кВ
устан
авливаются два трансформатора СН
, на однотрансформаторных ПС
к
установке принимается

один трансформатор СН.

На подстанциях с оперативным пе
ременным током трансформаторы СН
подключаются к вводам

главных трансформаторов на
стороне низк
ого
напряжения подстанции
. Это
прежде всего
необходимо для управления
выключателями 6

10 кВ при полной потере напряжения на

сборных шинах
6
-
10

кВ.

Питание оперативных цепей переменно
го тока осуществляется от шин
СН

через
специальные
стабилизато
ры с напряжением 220 В.

Для обеспечения
надежного электроснабжения собственных нужд подстанции ш
ины 0,4 кВ
необходимо секционировать
.

На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы С
Н

присоединяются к шинам
6

35

кВ. Если отсутствует
РУ 6

35 к
В, то
трансформаторы собственных нужд подключаются

к об
моткам низкого
напряжения
основных трансформаторов.

Для опреде
ления мощности трансформатора СН

на первоначальном этапе
необходимо определить все
номинальные мощности электроприемников
собственных нужд,

а затем необходимо просуммировать мощности

вс
ех
потребителей СН и учитывая

коэффициент загрузки

трансформаторов
.

На данный момент питание собственных нужд на территории подстанции
«
Аппаратная
» осуществляется от двух
трансформаторов марки ТМ
-
16/35/0,4.


37

Расположены данные трансформаторы на территории открытого
распределительного устройства 35 кВ. Как отмечалось раннее одной из задач
бакалаврской

работы была модернизация собственных нужд подстанции.
Новые трансформаторы собственных нужд будут перенесены в
ячейки КРУН,
что позволит уменьшить стеснённость распределительного устройства 35 кВ.

При замене данного трансформатора собственных нужд планируется
поменять оперативный ток с переменного на выпрямленный, а также
произвести замену масляного трансформатора

СН на сухие трансформаторы.


5.1
Расчет
собственных

нужд подстанции

Данная подстанция является двухтрансформаторной следовательно
трансформаторов собственных нужд устанавливается также два.

При установке двух трансформаторов мощность их берется по полной
суммарной мощности потребителей собственных нужд:


.


Результаты расчета сводятся в таблицу 16.

Таблица 16


Выбор мощности трансформатора собственных нужд



п/п

Наименование потребителей

Общая потребляемая мощность
,

кВт
,
при установленной мощности
трансформаторов ПС




1

Подогрев выключателей и приводов

4,4х2

2

Подогрев шкафов КРУН

1,0

3

Подогрев приводов разъединителей

0,6х6

4

Подогрев релейного шкафа

1,0

5

Освещение ОРУ

2,0

6

Привод выключателя

1х2

7

Привод разъединителя

1х6

8

Отопление КРУН

1

9

Освещение КРУН

3

10

Пожарная сигнализация

1,5


Итого

20,1
кВт

38


Всего

14,07
кВт
(с учетом коэффициента загрузки
Кз=0,7)

На основании
полученных результатов расчета (
таблицы 16
)

для
подстанции «
Аппаратна
я
» было выбрано два транс
форматора собственных нужд
мощностью ТСЗ

16
кВА

компании
АО «Группа СВЭЛ» г. Екатеринбург
.

39

6

Выбор релейной защиты и автоматики

6
.1 Общие положения

Главной

задачей

для

релейной защиты на
трансформаторных
подстанциях

является обнар
ужение повреждений
(ненормальные режимы) и
быстрая ликвидация данного повреждения. Релейная защита способна работать,
как на отключение повреждённого элемента электрической сети, так и на
оповещение (сигнализация) о
возникновении ненормальных режимов.

К за
щите
силовых
трансформаторов 35/6 кВ предъявляются следующие
требования:

-

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства
релейной защиты от следующих ви
дов повреждений
:

1
)
между
витковых
коротких
замыканий в обмотках;

2
) токов в обмотках, обусло
вленных внешними КЗ;

3
) токов в обмотках, обусловленных
аварийной
перегрузкой

оборудования

и т.д
.

-

Газовая защита
предназначена для ликвидации
повреждений внутри
бака
. Данный тип защиты должен применяться на всех силовых
трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А

и более.
Также допускается установка
газовой защиты на трансформаторах меньшей мощности, но с обязательным
обоснованием.
Газовая защита
настроена таким образом, что
при слабом
газообразовании и понижении уровня масла

она срабатывает на сигнал, если же
про
исходит интенсивное газообразование

и дальнейше
е

понижении уровня
масла
, то она срабатывает на отключение.

Выбранные ячейки КРУН тип КРУН
-
12Б

имеет возможность работать со
многими современными микропроцессорными устройствами. Для выявления
наиболее лучшего

аналога микропроцессорной релейной защиты был проведен
сравнительный анализ, который показал, что наиболее качественным
терминалом с высокими показателями по надёжности работы является
терминалы
компании
АО "Шнейдер Электрик"

серии MiCOM.

40

6
.2 Релейная за
щита трансформатора


Согласно результатам сравнительного анализа, к установке на
подстанци
и были приняты терминалы MiCOM, следующих типов:

-

MICOM

P
632

(дифференциальная защита трансформаторов);

-

MICOM

P
632,

MICOM

P
122

(защита от перегрузки);


-

MICOM

P
12
4



для газовой защиты
.


Произведём

расчёт дифференциальной защиты силового трансформатора


Первичный номинальный ток трансформатора

на стороне ВН и НН
:





Уставка

торможения
определяется:





где
Кн


коэффициент надежности равен 1,2;

ε
-

погрешность трансформатора

тока, принимается равной 10 %; Ка
-

коэффициент, учитывающий рост
погрешности при больших токах за счет апериодической составляющей,
принимается равным 1,3; Δ
U



диапазон регу
лирования коэффициента
трансформации защищаемого
силового
трансформатора, в зависимости от
типа трансформатора и регулятора РПН

(регулирование под нагрузкой)

значение Δ
U

принимается равным 16%, без РПН Δ
U

принимается 4%.



41


Принимает
ся
двадцати пяти процентная (25%)
тормозная характеристика.
Данное

значение
устанавливается в терминале
в качестве уставки
ДЗТ
.


Чувствительность
ДЗТ
:


,


где
-

приведенный к стороне ВН двухфазный ток КЗ, А.


.



Степень торможения
необходимо оценивать

при
протекании трехфазного
максимального тока

КЗ на шинах НН подстанции по выражению:




Согласно этому:


,


т.е. уставка возросла.


При токах КЗ свыше 6
I
ном.тр

срабатывает дифференциальная токовая
отсечка. При этом токе фактор торможения уже не
играет роли
.


Произведем расчет уставки токовой отсечки

для трансформатора.
Согласно ток срабатывания
:




42

где К
отс

-

коэффициент отстройки, принимаемый для цифровых реле
1,1…1,2;

I
кмах



ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого
элемента, кА.




Вычисляем ток срабатывания реле:




где
I
с.р



ток срабатывания защиты (первичный);
n
Т



коэффициент
трансформации трансформаторов тока; К
сх



коэффициент схемы соединения
трансформаторов тока и реле, при применении схемы полной или неполной
звезды К
сх

= 1 и при полном или неполном

треугольнике К
сх

=
.


.



Уставка

в
MICOM

I
с.р.у

= 4 А
-

на отключение.

Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:




Коэффициент чувствительности:


;




где К
чо



коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной
зоне.

43


,


т.е. условие выполняется.


Выберем уставки для защиты от перегрузки, ток срабатывания равен:


.

.



Вычисляем

ток срабатывания реле:


.



Принимаем к уставке на терминале защит
I
с.р.у = 1,3 А, с действием на
сигнал.


Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:


.



Согласно приведенным расчета
м

приняли к установке

терминалы

MICOM

P
122 и
MICOM

P
632 (рисунок 16
), потому что данные виды защит
удовлетворяют всем требованиям для защиты
силовых трансформаторов на
подстанции
.


44


Рисунок 11



Терминал
MICOM

P
632


6
.
3

Дифференциальная защита шин 6 кВ

Ток короткого замыкания
на первой секции
шин равен

I
к
max

= 4,12 кА,
I
нагр = 573,2 А.

Определим ток небаланса:





Пе
рвичный ток срабатывания защиты:

-

из условия отстройки от тока нагрузки:




-

из условия отстройки от тока
небаланса
:



45

Принимаем ток срабатывания защиты
I
с.з = 576,7 А.

Тогда ток срабатывания реле:


.


Коэффициент чувствительности:


, условие выполняется.


Время срабатывания защиты принимаем равным 0 с.

46

7

Расчет заземляющего устройства

подстанции

Заземляющее устройство

(ЗУ)

является
неотъемлемой ч
астью
действующих

электроустановок. Оно п
редназначено для
создания
необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания
электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсов токов с
молниеотводов, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю
и
для стабилизации напряжения фаз электрической сети относительно земли.

Существуют следующие виды защитного заземления:

-

защитное;

-

грозозащитное;

-
рабочее.

1.
Согласно ПУЭ
,

допустимое сопротивление заземляющего устройства

с учетом удельного сопротивлени
я грунта

определяется по следующей
формуле
:


Ом.


2. Сопротивление растекания

вертикального заземлителя определяется по
выражению и равно:




где


=
=400


(значение коэффициента се
зонности
=
1,5 для климатической зоны
II
);
=4 м


длина вертикального заземлителя, м;
d


диаметр стержневого заземлителя (для уголка с шириной пол
ки
b

принимается
d
= 0,95
b
),

м;
t
0



глубина заложения вершины вертикального заземлителя, м;

47



м.


3.
Количество вертикальных заземлителей определяется по выражению
:



=
= 18,3 шт.,


где



коэффициент использования вертикальных заземлителей,
распо
ложенных по контуру равный 0,6.

Таким

образом,
исходя из полученных результатов з
а исходное количество
вертикальных заземлителей
(уголков) принимается к установке
п
в

= 18 ш
т.

4.
Длина горизонтального заземлителя (полосы) определяется по выра
-
жению:


=
=
72
м.


5.
Сопротивление заземляющей полосы

определя
ется по выражению и
равно:




где

=
= 1600
, определяется

с учетом коэффициента
сезонности для горизонтальной полосы,
равного

=
4
,
полученного для
климатической зоны
II
.

6.
Действительное сопротивление растеканию г
оризонтального зазем
лителя
с учетом коэффициента использования

определяется по выраже
нию и равно:


=

32,3/0,295 =108 Ом,

48


где
=0,295.

7.
Сопротивление растекания

вертикальных заземли
телей с учетом
сопротивления
горизонтального заземлителя (без учета естественных
заземлителей) опре
деляется по выражению и равно:


.


8.
Уточненное количество вертикальных заземлителей определяется по

выражению и равно:


шт.


Таким образом, принимаем к установке в заземляющем контуре
подстанции в количестве
п'
в
=
10 шт. вертикальных заземлителей (угол
ков).
















49

Заключение

В
выпускной квалификационой

работе была произведена реконструкция
понизительной п
одстанции 35/6 «
Аппаратная
»
Свердловской области

в связи с
моральным и физическим износом основного оборудования, а именно: был
произведён расчет токов трёхфазного короткого замыкания и по ним выбрано
оборудование подстанции. При выборе оборудования подста
нции был проведен
сравнительный анализ современного электротехнического высоковольтного
оборудования. Согласно проделанным расчетам к установке было принято:

-

на стороне 35 кВ: элегазовый выключатель марки

ВГТ
-
35/3150
УХЛ1
;
трансформатор тока
ТОЛ



35 УХ
Л,
ограничитель перенапряжения;
разъединитель
марки

РГ.35


II
;

-

на стороне 6 кВ: были выбраны

ячейки КРУ типа КРУН 12Б наружной
установки с климатическим исполнением ХЛ1.

Также в
бакалаврской работе

была произведена замена морально
устаревшей релейной за
щиты на
микропроцессорные терминалы защит типа
«
MICOM
». Была произведена замена трансформаторов собственных нужд
понизительной подстанции «
Аппаратная
» на сухие трансформаторы.

В результ
а
те произведённой реконструкции техническое состояние
подстанции «
Аппа
ратная
»
соответствует
современным нормам и требованиям.






50


Список использованных источников

1.

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей.


М.: Энергоатомиз
дат, 2005.

2.

Правила устройства электроустановок. 7
-
е издание. СПб.:
Энерготомиздат, 2003.

3.

Сенько, В.В. Электромагнитные переходные процессы в электрических
системах. Методические указания к курсовому проектированию. Тольятти,
ТГУ, 2010
.

4.

Неклепаев, Б.Н. Элек
трическая часть электростанций и подстанций.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб.
пособие для вузов/ Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.


Энергоатомиздат, 1989.

5.

Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстан
-
ций/ Рожкова
Л.Д., Козулин В.С.
-
М.: Энергомиздат, 2003.

6.

Околович, М.Н. Проектирование электрических станций.

М.:
Энергоатомиздат, 2005.

7.

Петрова, С.С. Проектирование электрической части станций и
подстанций.

М.: Энергоатомиздат, 2003.

8.

Макаров, Е.Ф. Справочник по элек
трическим сетям 0,4
-
35 кВ и 110
-
1150 кВ: в 6 т.: учеб.
-

произв. изд. Т.2/ под ред. И.Т. Горюнова и др.


М. :
Папирус Про, 2003.

9.

Макаров. Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4
-
35 кВ и 110
-
1150 кВ: в 6 т.: учеб.
-

произв. изд. Т.3/ под ред. И.Т. Горюнов
а и др.


М. :
Папирус Про, 2004.

10.


Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4
-
35 кВ и
110
-
1150 кВ: в 6 т.: учеб.
-

произв. изд. Т.5/ под ред. И.Т. Горюнова и др.


М. :
Папирус Про, 2005.

11.


Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4
-
35 кВ и

110
-
1150 кВ: в 6 т.: учеб.
-

произв. изд. Т.6/ под ред. гл. специалистов ОАО
51

«Мосэнерго».


М. : Изд
-
во «Энергия», 2006.

12.

Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и
выбору электрооборудования: РД 153
-
34.0
-
20.527
-
98/ под ред. Б.Н. Неклепаева
.


М.: Изд
-
во НЦ ЭНАС, 2006.

13.

Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий:
учебник для вузов / Б.И. Кудрин.


М.: Интермет Инжиниринг, 2005.

14.

Свирен, С.Я. Электрические станции и подстанции: пособие по
дипломному проектированию/ С.Я. Свирен
-

М.: Интермет Инжиниринг, 1990.

15.

Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и
подстанций/ Л.Д.Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова


М.: Изд. центр
«Академия», 2004.

16.

Басс, Э.И. Релейная защита электроэнергетических установок/ Э.
И. Басс


М.:
Энергоатомиздат, 2002.

17.

Справочник энергетика. Учебник./В.И. Григорьев


М.: Колос,
2006.

18.

Mcdonald, J. D. Electric Power Substations Engineering / J. D.
Mcdonald [
и

др
.].


Майями
: CRC Press Taylor & Francis Group, 2012.


593c

19.

Hewitson, Leslie G. Practical

System Protection (Practical Professional
Books) / L. G. Hewitson.


Newnes, 2005.


290
с
.

20.

rd

Edition
(Energy Engineering) / J. M. Gers, E. D. Holmes.
-

The Institution of Engineering
and Tech
nology, 2011.


368
с
.

21.

Lakervi, E. Electricity Distribution Network Design, 2
nd

Edition (Energy
Engineering) / E. Lakervi, E. J. Holmes.
-

The Institution of Engineering and
Technology, 2005.


338
с
.

22.

Bayliss, C. Transmission and Distribution Electrical En
gineering / C.
Bayliss, B. Hardly.


Newnes, 2012.


1180
с
.



Приложенные файлы

  • pdf 4554139
    Размер файла: 957 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий