Технический проект теплофикационной электростанции

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

662,42 Кб
Опубликовано:

2013-03-19

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Технический проект теплофикационной электростанции

Введение

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергоносителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшение удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т. д.

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Производство электроэнергии осуществляется на электростанциях.

Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электрической энергии.

В настоящем курсовом проекте разрабатывается технический проект теплофикационной электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической энергией и теплом.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется положением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции с учетом выдачи тепла. Это обстоятельство предопределяет большой относительный расход электроэнергии на собственные нужды.

В данном курсовом проекте рассмотрен расчёт электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 220 МВт.

1. Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии

.1 Разработка вариантов схем выдачи энергии

Схема выдачи электроэнергии - это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними, а также от РУ к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы, трансформаторы, блоки генератор-трансформатор, нагрузка и токоведущие части, соединяющие генераторы, трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. Никакой аппаратуры: выключателей, трансформаторов тока и т. д. - в схеме не показывают. Схемы выдачи электроэнергии составляют при выборе главных схем электрических станций и подстанций.

Исходя из расположения в энергосистеме проектируемой ТЭЦ-220 МВт (рис. 1), необходимо на первом этапе проектирования разработать два варианта схем выдачи мощности. По заданию станция должна иметь два распределительных устройства (РУ): 6 кВ (РУ НН), 110 кВ (РУ ВН). Максимальные нагрузки на напряжении 6 кВ (РУ НН) составляют Р_макс.6=55 МВт, на напряжении 110 кВ (РУ ВН) - Р_макс.110=110 МВт; минимальные нагрузки по заданию следует принять 76% от максимальных; расходы на собственные нужды (СН) - 8,2%. Связь с КЭС осуществляется через РУ ВН воздушной двухцепной линией протяжённостью 115 км.

Рисунок 1 - Схема энергосистемы

Для данной мощности ТЭЦ - 220 МВт разработаем 2 варианта схем выдачи мощности. Выберем генераторы:

вариант: 2 генератора мощностью 63 МВт и 1 генератор мощностью 100 МВт;

вариант: 2 генератора мощностью 40 МВт и 1 генератор мощностью 160 МВт.

Питание потребителей генераторного напряжения целесообразно осуществлять от главного распределительного устройства (ГРУ) через отпаечные реакторы.

Для соединения РУ ВН и РУ НН используем двухобмоточные трансформаторы.

В результате полученные 2 структурные схемы будут отличаться мощностью генераторов и друхобмоточных трансформаторов.

Рисунок 2 -Структурная схема

1.2 Выбор генераторов

При выборе числа и мощности генераторов следует руководствоваться следующими соображениями:

Ø все генераторы на ГРУ принимаются одинаковой мощности;

Ø число генераторов должно быть не менее 2-ух и не более 8-ми;

Ø единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы.

В нашем случае мощность проектируемой ТЭЦ составляет 220 МВт.

Для 1 варианта схемы выдачи электроэнергии возьмем 2 генератора типа ТВФ-63-2У3 и 1 генератор типа ТВФ-100-2У3 [2, стр.76-81]. Выбранные генераторы удовлетворяют всем 3-м условиям: 2 генератора одинаковой мощности установлены на ГРУ, отклонение от установленной мощности всех трех не превышает 10% и составляет:

Параметры, выбранных генераторов сведем в таблицу 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Параметры турбогенераторов для 1 варианта

Тип турбогенератора	Ном. мощность		Ном. напряжение, кВ	сosφ_ном	Ном. ток, кА	Ном. частота вращения, об/мин	Соединение обмоток статора	x’’_d_*
	полная, МВ·А	активная, МВт
ТВФ-63-2У3	78,75	63	6,3	0,8	7,21	3000	YY	0,203
ТВФ-100-2У3	125	100	10,5	0,8	6,88	3000	YY	0,192

Для 2 варианта схемы выдачи электроэнергии возьмем 2 генератора типа ТФП-40-2У3 и 1 генератор типа ТЗФП(Г)-160-2У3. Выбранные генераторы удовлетворяют всем 3-м условиям: 2 генератора одинаковой мощности установлены на ГРУ, отклонение от установленной мощности всех трех не превышает 10% и составляет:

Параметры, выбранных генераторов сведем в таблицу 1.2.2.

Таблица 1.2.2 - Параметры турбогенераторов для 2 варианта

Тип турбогенератора	Ном. мощность		Ном. напряжение, кВ	сosφ_ном	Ном. ток, кА	Ном. частота вращения, об/мин	Соединение обмоток статора	x’’_d_*
	полная, МВ·А	активная, МВт
ТФП-40-2У3	50	40	6,3/10,5	0,8	2,2	3000	∆/Y	0,14
ТЗФП(Г)-160-2У3	188,2	160	15,75	0,85	5,67	3000	Y	0,213

1.3 Выбор трансформаторов

Для 1-го варианта схемы.

Выберем двухобмоточные трансформаторы Т1, Т2.

Выбираем трансформаторы исходя из следующих режимов работы:

. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

где Р_гни cosφ_гн - номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;

Р_ннмини cosφ_нн - минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки (по [3], cosφ_нн=0,8...0,9);

Р_сни cosφ_сн-мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд (по [3], cosφ_сн=0,8).

. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

. С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора:

где 1,4 - кратность длительно допускаемой перегрузки.

S_{т макс}=max(92,3;3,54)=92,3 МВА.

S_тн³

По [2] табл. 3.6 выбираем трансформатор типа ТДЦ-80000/110.

Выберем трансформатор Т3.

Расчётная мощность блочного трансформатора будет равна:

По [2, ст. 146, табл. 3.6] выбираем 1 трансформатор ТДЦ-125000/110.

Параметры трансформаторов, выбранных для первого варианта структурной схемы, сведём в таблицу 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Параметры трансформаторов для первого варианта структурной схемы выдачи электрической энергии

Тип трансформатора	S_ном, МВА	Напряжение обмотки, кВ				Потери, кВт		U_k, %			I_x, %	Ц,
		ВН	СН		НН	ΔР_х	ΔР_к	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДЦ-80000/110	80	121		-	6,3	85	310	-	11	-	0,6	113,7
ТДЦ-125000/110	125	121		-	10,5	120	400	-	10,5	-	0,55	140

Для 2-го варианта схемы:

Выберем двухобмоточные трансформаторы Т1, Т2.

. Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения рассчитывается по формуле (2.1):

. Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов рассчитывается по (2.2):

.С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора, (2.3):

S_{т макс}=max(34,8;25,2)=34,8 МВА.

S_тн³

По [2] стр. 146 табл. 3.6 выбираем трансформатор типа ТД-25000/110.

Выберем трансформатор Т3.

Расчётная мощность блочного трансформатора рассчитывается по формуле (2.4):

По [2, ст. 146, табл. 3.6] выбираем 1 трансформатор ТДЦ-200000/110.

Параметры трансформаторов, выбранных для второго варианта структурной схемы, сведём в таблицу 2.3.2.

Таблица 2.3.2 - Параметры трансформаторов для второго варианта структурной схемы выдачи электрической энергии

Тип трансформатора	S_ном, МВА	Напряжение обмотки, кВ				Потери, кВт		U_k, %			I_x, %	Ц,
		ВН	СН		НН	ΔР_х	ΔР_к	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТД-25000/110	25	121		-	6,3	19	120	-	10,5	-	0,23	62
ТДЦ-200000/110	200	121		-	15,75	170	550	-	10,5	-	0,5	222

2. Выбор и технико-экономическое обоснование структурной схемы выдачи энергии и разработка главной схемы электрических соединений

.1 Технико-экономическое сравнение структурных схем выдачи электроэнергии

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами

где - капиталовложение на сооружение установки, тыс. у. е.;

- нормативный коэффициент экономической эффективности, равный

,125;

- годовые эксплуатационные издержки, тыс. у. е./год.

У - ущерб, тыс. у. е./год.

Капиталовложения при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяем по укрупнённым показателям стоимости элементов схемы результаты сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Капиталовложения элементов схем

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Варианты
		Первый		Второй
		к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. руб	к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. у.е.
Генератор ТВФ-63-2У3	268	2	536	-	-
Трансформатор ТДЦ-80000/110	110	2	227,4	-	-
Генератор ТВФ-100-2У3	350	1	350	-	-
Трансформатор ТДЦ-125000/110	140	1	140	-	-
Генератор ТФП-40-2У3	250	-	-	2	500
Трансформатор ТД-25000/110	62	-	-	2	124
Генератор ТЗФП-160-2У3	650	-	-	1	650
Трансформатор ТДЦ-200000/110	222	-	-	1	220
Итого			1253,4		1494

Вторая составляющая расчётных затрат - годовые эксплуатационные издержки - определяются по формуле:

где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание ,%, для электрооборудования проекта примем Р_а=6,4% и Р_о=3% (стр.23[3]);

ΔЭ - потери энергии в кВт·час;

ß - стоимость 1 кВт·час потерянной энергии, равная 0,8 коп./(кВт·ч).

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

где ΔРхх - потери холостого хода;

ΔРкз - потери короткого замыкания;н - номинальная мощность трансформатора;м - максимальная нагрузка трансформатора;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т=8760часов;

t - число часов максимальных потерь, определяемое по [1] рис.5.6, в зависимости от Тmax = 4000 ч,t = 3000 ч;

Тmax - величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах НН.

Потери в двухобмоточных трансформаторах для 1-го варианта:

Для двух трансформаторов ΔЭ1= 2ÌΔЭ = 39,6∙10⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:

Всего для первого варианта: ΔЭ= ΔЭ1+ΔЭ2= (39,6+22,5)∙10⁵=62,1∙10⁵ кВт·ч.

Потери в двухобмоточных трансформаторах для 2-го варианта:

Для двух трансформаторов ΔЭтр= 2ÌΔЭ = 17,28∙10⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:

Всего для второго варианта: ΔЭ= ΔЭ1+ΔЭ2= (31,4+17,28)∙10⁵=48,68∙10⁵ кВт·ч.

Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс. у.е.

Определяем приведенные затраты:

Так как приведенные затраты 1 варианта меньше на 16,6%, то для дальнейшего рассмотрения принимаем этот вариант ТЭЦ.

2.2 Определение числа присоединений в РУ

Количество отходящих линий со стороны РУ 110 кВ и ГРУ 6 кВ определяем по формуле

где - максимальная мощность, выдаваемая на данный класс напряжения, МВт (по исходным данным);

для напряжения линии 110 кВ: Р_макс =55 МВт;

для напряжения линии 6 кВ: Р_макс =110 МВт.

- наибольшая передаваемая мощность для одной линии.

Для напряжения 6 кВ , а для 110 кВ . Принимаем т и т.

Таким образом число отходящих к потребителям линий ля напряжения линии 110 кВ: n_лэп ³ 110/50= 2,2≈3.

Принимаем число отходящих линий в РУ 110 кВ n_лэп = 3.

Определим количество отходящих линий на напряжении 6 кВ:

n_лэп ³ 55/5=11.

Принимаем число отходящих линий n_лэп = 12.

Главная схема электрических соединений (упрощенная) приведена на рис.3.2.1.

На данном этапе при известном числе линий, отходящих к потребителям (n_лэп), можно произвести предварительный выбор линейных реакторов.

2.3 Предварительный выбор линейных реакторов

- максимальная нагрузка шин генераторного напряжения (исходное данное):

- количество линий, присоединенных к данному линейному реактору,

- средний коэффициент мощности нагрузки:

, принимаем ,

По таблице 5.14. стр. 340 [3] выбираем одинарные реакторы внутренней установки типа РБД-10-2500-014У3.

Технические данные выбранных линейных реакторов заносим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Технические данные выбранного линейного реактора

Тип реактора

Uном

Iдл

Хр

ΔP

Iэдс

Iтерм

tтерм

кВ

Ом

кВт

кА

2150

0,14

2.4 Выбор реакторов и трансформаторов собственных нужд

Напряжение с.н. принимается равным 6кВ. Т.к. напряжение с.н. совпадает с генераторным, то вместо трансформаторов с.н. применяются реакторы с.н. Обычно для каждого генератора предусматривается отдельный источник питания (трансформатор или реактор).

.4.1 Выбор рабочих реакторов собственных нужд

Распределительные устройства с.н. каждого генератора выполняются с одной системой шин.

На ТЭЦ количество секций РУСН 6 кВ принимается равным числу котлов.

Рабочие реакторы с.н. на станциях со сборными шинами генераторного напряжения присоединяются к соответствующим секциям ГРУ. На ТЭЦ с числом рабочих реакторов с.н. 6 и менее принимают один резервный реактор.

Условие для выбора реактора собственных нужд:

Полная мощность с.н., МВА

где Р_сн% - расходы на собственные нужды, Р_сн%= 8,2%;

cosφ_сн-коэффициент мощности собственных нужд (по [2], cosφ_сн=0,8).

По формуле (3.6):

Номинальный ток рабочего реактора с.н.

По формуле (3.7):

Согласно результатам (по табл.5.14 [3], стр.340) выбираю одинарный реактор внутренней установки типа РБ-10-1000-0,22У3.

Этот выбор является предварительным, так как реактор выбирается еще и по току к.з.

Окончательный выбор реакторов произведем после расчета токов к.з. на шинах ГРУ.

2.4.2 Выбор трансформатора собственных нужд

Расчетная мощность трансформатора

где Р_сн% - расходы на собственные нужды, Р_сн%= 8,2%;

cosφ_сн-коэффициент мощности собственных нужд (по [2], cosφ_сн=0,8).

По формуле (3.8):

Выбираем трансформатор ТДНС-10000/35.

Таблица 3.3 Технические данные ТДНС-10000/35

Тип трансформатора	U_ном, кВ		S_ном, МВА	Потери, кВт		U_кз%			I_хх%
	ВН	НН		хх	кз	вн-сн	вн-нн	сн-нн
ТДНС-10000/35	10,5	6,3	10	12	60	-	8	30	0,75

Мощность резервного трансформатора с.н. принимается равной или несколько больше мощности наибольшего ТСН и на напряжение 110кВ. Принимаем трансформатор ТД-16000/110.

Таблица 3.4 Технические данные ТД-16000/110

Тип трансформатора	U_ном, кВ		S_ном, МВА	Потери, кВт		U_кз%			I_хх%
	ВН	НН		хх	кз	вн-сн	вн-нн	сн-нн
ТД-16000/110	121	10,5/6,3	16	13	80	-	10,5	-	0,25

2.5 Выбор секционного реактора

Выбор секционного реактора производится:

) по номинальному току ([2], стр.27)

2) По номинальному напряжению:

6 кВ<10 кВ.

Выбираем [3, табл. 5.14 стр.340] реактор типа РБДГ-10-4000-0,105У3.

Таблица 3.5 Технические данные РБДГ-10-4000-0,105У3

Тип реактора	Uном	Iдл	Хр	ΔP	Iэдс	Iтерм	tтерм
	кВ	А	Ом	кВт	кА	кА	с
РБД 10-2500-0,14У3	10	3700	0,105	18,5	97	38,2	8

3. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо сначала правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ.

На схеме намечают расчетные точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:

. на сборных шинах РУ каждого напряжения;

. на выводах генераторов;

. за трансформаторами собственных нужд;

. на отходящих ЛЭП.

Расчет будем вести для трёхфазного КЗ в относительных единицах, для чего задаемся базисными условиями: базовой мощностью - и базовым напряжением для каждой точки короткого замыкания - , , (из шкалы средних напряжений, по [1], стр. 132).

3.1 Составление схемы замещения и расчет её параметров

Следует отметить, что в данной схеме замещения, проектируемая, ТЭЦ-220 имеет связь с другой электрической станцией - КЭС-2400, которую представим 8-мью параллельными генераторами ТГВ-300-2У3, номинальной мощностью с о.е. и с [2, ст. 76, табл. 2.1]. Они подключены на параллельную работу с другими станциями через 8 параллельных трансформатора ТДЦ-400000/110, номинальной мощностью и ([2, ст. 146, табл. 3.6]). Но, т. к. генераторы и трансформаторы одинаковые, то в схеме замещения мы изначально представим их, как эквивалентные (), а численные значения учтём при расчёте параметров.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

) Эквивалентная ЭДС генераторов на КЭС найдём по формуле

) ЭДС генераторов будут равны

) Эквивалентное сопротивление генераторов КЭС найдём по формуле

) Эквивалентное сопротивление трансформаторов КЭС будет равно

Сложим последовательно сопротивления трансформаторов и генераторов для КЭС

5) Сопротивления 2-х параллельных линий, соединяющих КЭС с РУ 110 кВ, будут равны

) Найдём сопротивления двухобмоточных трансформаторов

) Сопротивление двухобмоточного трансформатора, находящегося в блоке с генератором ТЭЦ, рассчитывается по формуле

) Сопротивления генераторов ТЭЦ равны

) Сопротивление генератора ТЭЦ, находящегося в блоке с трансформатором ТЭЦ, рассчитывается по формуле

) Сопротивления линейных реакторов, отходящих от ГРУ

11) Сопротивления реакторов собственных нужд

) Сопротивление трансформатора собственных нужд рассчитывается по формуле

) Сопротивление резервного трансформатора собственных нужд рассчитывается по формуле

) Сопротивление секционного реактора

Расчёт токов короткого замыкания будем проводить, используя программу TKZ. Выходной файл программы в приложении А.

Результаты, полученные при расчёте токов короткого замыкания, приведём в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчёта токов короткого замыкания

Точка короткого замыкания	Источник	I_по, кА	,сТ_а,сk_уI_п_τ, кАi_а_τ, кАi_у, кА
1. К-1 (за реактором СН)	От всех источников	14,0	0,04	0,058	1,825	14	9,93	36,13
2. К-2 (за линейным ректором)	От всех источников	19,67	0,065	0,125	1,93	19,51	16,5	51,7
3. К-3 (шины ГРУ 6 кВ)	Г1	35,53	0,16	0,185	1,95	26,65	21,16	97,98
	Г2	16,63		0,185	1,95	14,63	9,90	45,86
	Г3	17,0		0,105	1,89	15,49	5,24	45,44
	Генераторы КЭС	21,97		0,075	1,86	21,97	3,68	57,79
	Суммарное значение	91,13		-	-	78,74	39,98	247,07
4. К-4 (шины ГРУ 6 кВ)	Г1	16,63	0,16	0,185	1,95	14,63	9,90	45,86
	Г2	35,53		0,185	1,95	26,65	21,16	97,98
	Г3	17,0		0,105	1,89	15,49	5,24	45,44
	Генераторы КЭС	21,97		0,075	1,86	21,97	3,68	57,79
	Суммарное значение	91,13		-	-	78,74	39,98	247,07
5. К-6 (КЗ за трансформатором ТСН)	От всех источников	10,38	0,04	0,065	1,85	10,38	7,93	27,16
6. К-7 (шины 110 кВ)	Г1	1,27	0,05	0,115	1,92	1,27	1,16	4,22
	Г2	1,27		0,115	1,92	1,27	1,16	4,22
	Г3	2,11		0,14	1,93	2,11	2,09	7,05
	Генераторы КЭС	2,72		0,025	1,66	2,74	0,52	7,82
	Суммарное значение	7,37		-	-	7,37	4,93	23,31
7. К-8 (КЗ за трансформатором РТСН)	От всех источников	12,66	0,04	0,058	1,83	12,66	8,98	32,76

Покажем пример расчёта токов короткого замыкания в таблице.

Значение периодической составляющей тока КЗ от Г1 в т. К1

Ударный ток находим по формуле

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (по [3, ст. 33, табл. 4.2]).

Для шин станции 6…10кВ с генераторами 30…60МВт - , .

Тогда

Найдём периодический и апериодический токи КЗ в момент времени .

- это расчётное время, для которого требуется определять токи КЗ. Оно находится по следующей формуле

где - время срабатывания релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя (для шин ГРУ 6 кВ примем маломасляный выключатель ВГМ-20-90/11200У3 и для этого выключателя это время примерно составляет 0,15 с [2, ст. 230, табл. 5.1]).

Получаем

Апериодическая составляющая тока КЗ равна

Периодическую составляющую тока КЗ в момент времени определим по типовым кривым. Для этого предварительно определяем номинальный ток генератора, приведённый к той ступени напряжения, где находится точка КЗ:

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ к, приведенному, номинальному току равно

По заданному отношению и времени определим с помощью кривых [1, ст. 164, рис. 3.27а] отношение

Таким образом, периодическая составляющая тока КЗ к моменту времени будет равна

4. Выбор аппаратов

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Разъединителем называется аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между токоведущими частями, оставшимися под напряжением, и токоведущими частями аппарата, выведенного в ремонт.

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными каталожным параметрам.

Для цепей напряжения 110 кВ в качестве выключателей возьмем элегазовые выключатели ЯЭ-110Л-23(13)У4 [2, стр.242, табл. 5.2]. В качестве разъединителей для цепей 110 кВ возьмем разъединители РНД-110/1250 Т1 [2, стр.272, табл. 5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.1. Для ЯЭ-110Л-23(13)У4, t_с.в. = 0,04 c (табл. 5.2, [2]).

с.

В таблице 5.1 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

К - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, К=1,4

Таблица 4.1 - Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей на ОРУ-110 кВ

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РНД-110/1250Т1	Выключатель ЯЭ-110Л-23(13)У4		110
Ном. ток, А			1250
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

Примечание: <> - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи, то их проверка на отключающую способность не производится

Для цепей напряжения 6 кВ в качестве выключателей возьмем маломасляные выключатели ВГМ-20-90/11200 У3 [2, стр.230, табл. 5.1]. В качестве разъединителей для цепей 6 кВ возьмем разъединители РВП-20/12500 У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.2. Для ВГМ-20-90/11200 У3, t_с.в. = 0,15 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.2 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

оборудование схема электрический мощность

Таблица 4.2 - Расчетные и каталожные данные выключателей и разъединителей цепей 6 кВ.

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВП-20/12500У3	Выключатель ВМГ-20-90/11200У3
Ном. напряжение, кВ			20
Ном. ток, А			12500
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с			=

Для цепей напряжения 6 кВ после реакторов СН в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/630УХЛ3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/630У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.3. Для ВВТЭ-10-20/630УХЛ3, t_с.в. = 0,03 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.3 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

Таблица 5.3. Расчётные и каталожные параметры выключателей на 6 кВ, расположенных за реакторами СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/630У3	Выключатель ВВТЭ-10-20/630УХЛ2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			630
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

Для линий напряжением 6 кВ, отходящих к потребителям в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВЭ-10-31,5/630У3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/630У3 [2, стр.266, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.4. Для ВВЭ-10-31,5/630У3, t_с.в. = 0,055 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 5.4 наибольший рабочий ток присоединения определяется с учётом возможных длительных перегрузок

Таблица 4.4 Расчётные и каталожные параметры выключателей на 6 кВ, расположенных на линиях, отходящих к потребителям

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/630У3	Выключатель ВВЭ-10-31,5/630У2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			630
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

В цепи трансформатора собственных нужд (ТСН 10000/35) в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/1000УХЛ3.

В качестве разъединителей возьмем разъединители РВ-10/1000У3 [2, стр.266, табл.5.5].

Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.5. Для ВВТЭ-10-20/1000УХЛ3, t_с.в. = 0,03 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 4.5 максимальный ток трансформатора собственных нужд

Таблица 4.5 Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей, расположенных после трансформатора СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВ-10/1000У3	Выключатель ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			1000
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметричный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

В цепи резервного трансформатора собственных нужд (ТД 16000/110) в качестве выключателей возьмем вакуумные выключатели ВВЭ-10-20/1600У3 [2, стр.231, табл. 5.1]. В качестве разъединителей возьмем разъединители РВР-III-10/2000У3 [2, стр.264, табл.5.5]. Основные параметры выбранных электрических аппаратов, приведем в таблице 5.6. Для ВВЭ-10-20/1600У3, t_с.в. = 0,055 c (табл. 5.1, [2]).

с.

В таблице 4.6 максимальный ток трансформатора собственных нужд

Таблица 4.6 Расчётные и каталожные параметры выключателей и разъединителей, расположенных после резервного трансформатора СН

Параметры	Расчетные величины	Каталожные данные		Условия для выбора и проверки
		Разъединитель РВР-III-10/2000У3	Выключатель ВВЭ-10-20/1600У3
Ном. напряжение, кВ			10
Ном. ток, А			1600
Номинальный ток отключения, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)		<>
2)апериодическая составляющая тока
3) асимметри чный (максимальное значение)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: 1)симметричный (эффективное знач.)
2)асимметричный (максимальное значение)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

4.2 Выбор линейного реактора

Сопротивление линейного реактора определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выбранного выключателя ВГМ-20-90/11200У3 с I_{ном откл.} = 90 кА.

Расчёт производим в соответствии со стр.27-28 [3].

Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора определяем по выражению:

Ом.

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{ном откл.} = 90кА будет:

Ом.

Их разность даст требуемое Х_р:

Ом.

Далее по U_ном = 6 кВ и I_ном.р = 1650 А выбираем реактор с большим Х_р:

РБД-10-2500-0,14У3 (таблица 5.14. [2]).

Таблица 5.7 Технические данные выбранного линейного реактора

Тип реактора	Uном	Iдл	Хр	ΔP	Iэдс	Iтерм	tтерм
	кВ	А	Ом	кВт	кА	кА	с
РБД 10-2500-0,14У3	10	2150	0,14	11	66	26	8

4.3 Выбор разрядников и ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений (ОПН) - это устройства, которые обеспечивают не только защиту изоляции от перенапряжений, но и гашение дуги сопровождающего тока в течение времени, меньшего, чем время действия релейной защиты.

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют разрядники и ограничители перенапряжений (их выбор производится по уровню напряжения):

· на напряжение 110 кВ: ограничитель перенапряжений ОПН-110У1, присоединенный на сборные шины совместно с ТН через общий разъединитель (табл.5.21 стр. 366 [3]);

· в нейтрали трансформатора напряжение будет на ступень ниже: вентильный разрядник РВС-35У1, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока;

· на напряжение 6 кВ: вентильный разрядник РВО-6У1, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частотой 50Гц в сетях с любой системой заземления нейтралей (табл.5.20 [3]).

5. Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование станций и подстанций (генераторы, трансформаторы, синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрических установок.

1. Сборные шины ОРУ-110 кВ

· по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения (длительно допустимому току)

Выбор сборных шин РУ ВН нельзя осуществлять по экономической плотности тока, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока. А сборные шины и вся ошиновка РУ ВН выполняется проводами АС. Выберем шины по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

В данном случае наиболее мощное присоединение - это трансформатор ТДЦ-125000/110.

Наибольший ток (с учетом перегрузки)

где - коэффициент, определяющий величину допустимых длительных перегрузок, для трансформаторов, находящихся в блоке с генератором .

По [2, стр. 428, табл. 7.35] выбираем провод АС-300/39 с параметрами: I_доп = 710 A; d = 24 мм.

I_доп = 710 А > I_мах= 688,9 А.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие шины обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о провод АС-300/39 удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

. Токоведущие части от выводов 110 кВ до АТ выполняем гибким токопроводом.

Сечение гибкого токопровода выбирается по:

· экономической плотности тока

Где - наибольший ток нормального режима, равный току наиболее

мощного присоединения. В данном случае это трансформатор

ТДЦ-80000/110, Т_макс=4000ч

экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Т_макс).

При Т_макс=4000ч =1,1∙10⁶ А/м².

Тогда

По [2, стр. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода АС-400/22, .

· длительно допустимому току

где - наибольший рабочий ток с учетом перегрузки.

что меньше допустимого тока, равного 830А.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики. Поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Выбираем провод АС-400/22, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

3. Сборные шины ГРУ-6кВ

Выберем сборные шины 6 кВ ГРУ. Предполагаем, что сборные шины будут расположены горизонтально при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости с расстоянием между фазами 0,8 м и расстоянием между опорными изоляторами (пролетом) 2 м.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току):

Сборные шины в связи с неравномерностью нагрузки по их длине по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение шин выбираем по допустимому току:

По табл. 7.6 [2, стр.398], выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения 2(200×90×12) мм² с I_{доп.ном.}= 8830 А.

Условие выбора: ≤ I_{доп.ном}.

≤ I_{доп.ном} =8830А (на две шины).

Сечение шины: 2×4040мм².

Проверка шин на термическую стойкость:

тогда тепловой импульс тока КЗ:

где − коэффициент, зависящий от материала проводника, принимается по табл. 5.2, [3].

Проверка шин на механическую прочность:

По таблице 4.1:. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления =490см³. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по табл.4.3[1]:

Для алюминиевого сплава (АД31Т): .

Поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению: U_{ном. изол}≥U_уст, т. е. 10>6 кВ;

по допустимой нагрузке F_расч≤ F_доп;

По табл. 5.7 [4,стр.248], выбираем опорные изоляторы ОФР-10-6000У3.

F_разр. = 60000 Н;

F_доп=0,6∙F_разр =0,6∙60000=36000 Н.

Максимальная сила, действующая на изгиб по табл. 4.3 [1]:

Поправка на высоту коробчатых шин

При расположении шин в вершинах треугольника:

F_расч=1,373×24722,7=33944,2Н< F_доп=36000- условие выполняется .

- сила, действующая на изолятор.

По табл. 5.7 [3, стр.288], выбираем проходные изоляторы ИП-10/8000-4250У2.

Изоляторы выбираем по:

номинальному напряжению U_{ном. изол}≥U_уст, т. е. 10>6 кВ;

по номинальному току , 7976,55<8000А;

по допустимой нагрузке F_расч≤ F_доп.

F_разр=42500 Н.

0,5 ∙=0,5∙24722,7=12361,4 H.

F_расч=12361,4< F_доп=0,6∙42500=25500 - условие выполняется.

4. Токоведущие части от выводов блочного двухобмоточного Т до ОРУ 110 кВ выполняем гибким токопроводом.

Выбирается по:

· экономической плотности тока

где - наибольший ток нормального режима, равный току наиболее мощного присоединения. В данном случае это трансформатор мощностью 125 МВ·А.

Тогда

По [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода 2хАС-300/39,

· длительно допустимому току

где -максимальный рабочий ток, который рассчитывается на основании перегрузки. Блочный трансформатор может быть нагружен мощностью, большей его номинальной мощности на 5%, поэтому

что меньше допустимого тока, равного 1420 А, поэтому по [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода 2хАС-300/39,

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о выбираем провод 2хАС-300/39, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

) Выберем гибкий токопровод соединяющий ОРУ 110 кВ и выводы резервного трансформатора собственных нужд.

Гибкий токопровод выполняется проводами АС.

Сечение токопровода выбирается по:

· экономической плотности тока

Где - площадь выбранного сечения;

- экономически целесообразное сечение токопровода

Где - наибольший ток нормального режима, равный току присоединения резервного трансформатора собственных нужд, мощностью 16 МВ·А.

экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Т_макс).

При Т_макс=4000ч =1,1∙10⁶ А/м².

По [2, ст. 428, табл. 7.35] выбираем сталеалюминиевые провода АС-95/16,

· длительно допустимому току

что меньше допустимого тока.

· термическому действию тока КЗ

Шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

· электродинамическому действию тока КЗ

Гибкие токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому выполнять проверку на электродинамическое действие тока КЗ для выбранных проводников нет необходимости.

· условиям коронирования

Согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ составляет 70 мм².

Т.о провод выбираем АС-95/16, который удовлетворяет всем вышеперечисленным условиям.

. Выберем комплектные пофазно-экранированные токопроводы для соединения выводов генераторов с ТСН и реакторами СН на ГРУ, а также от выводов генератора до выводов низкой обмотки трансформатора (шины 6 кВ).

В блоке генератор-трансформатор на блочных ТЭЦ участок от выводов генератора до вводов силового трансформатора, отпайка к трансформатору собственных нужд и к реакторам ГРУ выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом.

Пофазно-экранированный токопровод - токопровод, токоведущая шина каждой фазы которого заключена в индивидуальный экран (кожух). Экран предназначен для защиты от влияния внешних электромагнитных полей и для защиты окружающих металлических конструкций от электромагнитного влияния токонесущих шин и т.п.

Условия выбора токопровода:

Ток нормального режима генератора ТВФ-63-2У3

По (табл. 9.13,стр.540, [2]) выбираем пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Параметры токопровода таковы:

- номинальное напряжение 10,5 кВ ≥ U_уст = 10,5 кВ;

номинальный ток 8550 А ≥ I_{ном г} = 7216,9 А;

электродинамическая стойкость: 250 кА ≥ i_у = 247,07 кА;

токоведущая шина dхs=280х12 мм;

кожух (экран) Dхd=750х4 мм;

междуфазное расстояние а =1000 мм;

тип опорного изолятора ОФР-20-375с;

шаг между изоляторами 2500-3000 мм.

8. Выберем комплектные пофазно-экранированные токопроводы для соединения выводов генераторов с ТСН, а также от выводов генератора до выводов низкой обмотки трансформатора (блок генератор-трансформатор).

В блоке генератор-трансформатор на блочных ТЭЦ участок от выводов генератора до вводов силового трансформатора, отпайка к трансформатору собственных нужд выполняются комплектным пофазно-экранированным токопроводом. Условия выбора токопровода:

Ток нормального режима генератора ТВФ-100-2У3:

По (табл. 9.13,стр.540, [2]) выбираем пофазно-экранированный токопровод ГРТЕ-10-8550-250. Параметры токопровода таковы:

- номинальное напряжение 10,5 кВ ≥ U_уст = 10,5 кВ;

номинальный ток 8550 А ≥ I_{ном г} = 4398,9 А;

электродинамическая стойкость: 250 кА ≥ i_у = 171,7 кА;

токоведущая шина dхs=280х12 мм;

кожух (экран) Dхd=750х4 мм;

междуфазное расстояние а =1000 мм;

тип опорного изолятора ОФР-20-375с;

шаг между изоляторами 2500-3000 мм.

9) Для соединения выводов реактора с шинами 6,3 кВ выберем закрытый комплектный токопровод.

Выбираем по [2, ст. 544, табл. 9.14] закрытые комплектные токопроводы типа ТЗК-10-3200-125 на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток токопровода 3200 А, электродинамическую стойкость 125 кА.

Проверим токопровод по допустимому току

где

Условие выполняется.

Проверка по электродинамической стойкости

где , а . Следовательно, условие выполняется.

. Выберем кабели для отходящих линий к потребителям со стороны ГРУ 6,3 кВ. Потребители генераторного напряжения получают питание по кабельной линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, в земле. Будем использовать кабель марки ААШв (таблица 4.7 [1]). Мощность, передаваемая одной линией равна

МВ∙А

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией и числе часов использования от 3000 до5000 j_э = 1,4∙10⁶А/м² (таблица 4.5[1])

мм². (стр.232 [1])

По условиям монтажа примем два кабеля ААШв по 240мм², I_доп = 390 А (табл. 7.10 [1]). Поправочный коэффициент на температуру воздуха по табл.1.3.3[5] 0,93,тогда длительно допустимый ток на два кабеля:

что больше

Проверка кабелей на термическую стойкость:

тогда тепловой импульс тока КЗ

где − коэффициент, зависящий от материала проводника, принимается для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией по табл. 5.2, [3].

6. Выбор типов релейной защиты

Основная задача релейной защиты состоит в обнаружении повреждённого участка и возможно быстрой выдаче управляющего сигнала на его отключение. Наиболее частыми повреждениями, ЭО станций, а также ЛЭП являются короткие замыкания, при которых повреждённый участок отключается выключателем. Дополнительным назначением релейной защиты является выявление аномальных режимов работ, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для ликвидации (перегрузка, обрыв оперативных цепей и др.). В этом случае защита действует на линии.

. Защиты блока генератор-трансформатор

. продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ-565;

. продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ-565;

. защита напряжения нулевой последовательности от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

. газовая защита трансформатора от замыкания внутри кожуха трансформатора;

. токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр-реле тока обратной последовательности РТФ-2 и РТФ-3. При этом чувствительный орган реле РТФ-2 и РТФ-3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ-2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

. токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

. защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;

. максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

. цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

. защита обмотки ротора от замыкания на корпус в одной точке, в этом случае используется вольтметр для периодического контроля за состоянием изоляции цепей возбуждения, один зажим которого соединен с землей, а второй поочередно подключается к полюсам ротора, защита действует на сигнал.

. Защиты трансформаторов собственных нужд

. от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ-562;

. от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

. от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) и 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

. от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

. Защита ВЛЭП 110 кВ

. дистанционная защита;

. токовая защита нулевой последовательности;

. токовая отсечка;

. направленная защита с высокочастотной блокировкой.

. Защита кабельных линий 6 кВ

Для линий в сетях 6-10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства РЗ от многофазных и однофазных КЗ на землю.

· Защиту от многофазных КЗ следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

· Защита от однофазных КЗ на землю должна быть выполнена с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся КЗ; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные КЗ, без обеспечения повторности действия.

. Защита реакторов собственных нужд (РСН):

· от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

· защита от однофазных КЗ на землю должна быть выполнена с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся КЗ; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные КЗ, без обеспечения повторности действия.

. Защита генераторов:

· продольная дифференциальная токовая защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах генератора;

· максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок;

· поперечная дифференциальная защита;

· защита статора от замыканий на землю.

7. Защита силовых трансформаторов:

· защита от однофазных замыканий в обмотках трансформатора и всех видов КЗ на выводах и ошиновке СН - продольная дифзащита с реле типа ДЗТ;

· защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с тремя газовыми реле для кожухов трансформатора;

· защита от однофазных замыканий в регулировочных блоках устройства РПН, - токовая защита нулевой последовательности;

· защита от всех видов КЗ на выводах и ошиновке НН - дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ;

· защита от внешних КЗ на землю - токовая трехступенчатая защита нулевой последовательности;

· защита от многофазных замыканий на землю на стороне НН - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению;

· защита от симметричных перегрузок - максимальная токовая защита в однофазном исполнении.

8. Защита ГРУ 6кВ:

Для секционированных шин 6-10 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

. Защита ОРУ 110кВ:

· дифференциальные защиты от междуфазных и однофазных КЗ;

· устройство резервирования отказа выключателей.

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

7.1 Выбор измерительных приборов

Контроль режима работы основного и вспомогательного электрооборудования на электрических станциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих). Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаться в разных цепях и разных местах: на центральном пульте управления, на главных щитах управления, на блочных щитах управления и на местных щитах. Даже на аналогичных присоединениях в зависимости от особенностей их режима работы количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.

Однако для большинства случаев рекомендуется установка следующих измерительных приборов в цепях электрических станций и подстанций (таблица 7.1).

Таблица 7.1 - Контрольно-измерительные приборы на электростанции

Цепь	Место установки	Перечень приборов	Примечания
Генератор	Статор	Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактивной мощности. Регистрирующие приборы: ваттметр, амперметр.	1. Перечисленные приборы устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ). 2. На групповом щите турбины устанавливаются ваттметр, частотомер в цепи статора (если нет БЩУ) и вольтметр в цепи возбуждения. 3. При наличии БЩУ на ЦЩУ устанавливаются ваттметр и варметр. 5.На ЦЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр.
	Ротор	Амперметр, вольтметр. Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителей.
Трансформатор двухобмоточный	ВН НН	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой.	-
Линии собственных нужд	На одну секцию	Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии.	На блочных ТЭЦ приборы устанавливаются на вводе 6.3кВ.
Линия 6кВ к потребителям	-	Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий,принадлежащих потребителю.	Если не ведется денежный расчет, счетчик реактивной энергии не устанавливается.
Линия 110 кВ	-	Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.	На линиях межсистемной связи устанавливаются счетчики активной энергии со стопорами.
Сборные шины ГРУ 6кВ	На каждой секции или системе шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, частотомер, приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра и синхроноскоп.	Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации.
Сборные шины ОРУ 110 кВ	На каждой секции или системе шин	Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений; регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ваттметр; приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп; осциллограф.	На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию.
Шины 6кВ собственных нужд	Общие приборы с переключением на любую секцию или систему шин	Два регистрирующий вольтметра для измерения междуфазных напряжений и два частотомера. Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений	-
Шиносоединительный и секционный выключатель	-	Амперметр	-
Обходной выключатель	-	Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, расчетные счетчики и фиксирующий прибор.	-

7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

1) Выбор измерительных трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов и реле производится по следующим условиям:

· по напряжению установки

U_ном ³ U_уст

· по номинальному току первичной цепи

I_1ном ³ I_max

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

· по конструкции и классу точности;

· по электродинамической стойкости

i_у = k_эд∙∙I_1ном

где k_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

· по термической стойкости

В_к £ (k_т∙I_1ном)²∙t_t,

где В_к - тепловой импульс по расчету;

k_т - кратность термической стойкости по каталогу;

t_т - время термической стойкости по каталогу.

· по вторичной нагрузке

Z₂ £ Z_2ном,

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности (по справочнику).

Рассмотрим выбор трансформаторов тока для присоединения измерительных приборов в цепи генератора ТВФ-63-2У3.

Максимальный ток в цепи генератора по условию возможной работы при понижении напряжения на 5 %

Выберем трансформатор тока для участка цепи, выполненной пофазно экранированным токопроводом ГРТЕ-10-8550-250. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [1, ст. 370, табл. 4-9]. Для данного комплектного токопровода выбираем встроенные трансформаторы тока типа ТШЛ-20-1Б-8000/5, параметры которого берём по [2, ст. 300, табл. 5.9]

Сравнение расчётных и каталожных данных по ТТ приведём в таблице 7.2.

Таблица 7.2 -Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ

Параметры	Расчетные величины	Ном. (каталожные) величины ТТ типа ТШЛ-20-Б-8000/5	Условия для выбора и проверки
Ном. напряжение, кВ
Ном. ток, А
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА²∙с

Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь каталожными данными приборов (табл. 6.26, [2]), определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл. 7.3):

Таблица 7.3 - Вторичная нагрузка трансформатора тока в цепи генератора

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	-	2,5
Амперметр регистрирующий	Н-344	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	-	10
Ваттметр (щит турбины)	Д-335	0,5	-	0,5
Итого	10,5	17

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов по

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока ТШЛ20Б-I в классе точности 0,2 составляет 1,2 Ом. Принимаем сопротивление контактов r_к= 0,1 Ом, тогда допустимое сопротивление проводов

Ом.

Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более применяются провода с медными жилами. Зная сопротивление проводов r_пр, можно определить сечение соединительных проводов

где l_расч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять в пределах от 20 до 40 м. Принимаем l = 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l_расч=l.

ρ - удельное сопротивление материала провода, ρ = 0,0175 Ом∙м.

Тогда расчетное сечение провода

мм²

В качестве соединительных проводов применяются многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой и полихлорвиниловой изоляцией и полиэтиленной изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2.5 мм², так как применять кабель сечением меньшим 2,5 мм² для медных жил не допустимо.

Трансформаторы тока в других местах выбираются аналогично, поэтому их расчет не приводится. Выбранные трансформаторы тока сведены в таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Сводная таблица выбранных трансформаторов тока

Место установки ТТ	Тип трансформатора тока
Цепи генераторов Г1, Г2: Статор Ротор	ТШЛ 20Б-I, К_т = 8000/5; 0,2/10Р
Цепи генераторов Г3: Статор Ротор	ТФЗМ110Б-1, Кт=700/5
Цепи резервного ТСН 110 кВ: Обмотка ВН Обмотки НН	ТВТ 110-I, К_т = 300/5 ТВЛМ-6, К_т = 1000/5; 0,5/10Р
Блочный трансформатор Т1: Обмотка ВН	ТВТ 110-I, К_т = 600/5
ОРУ-110 кВ	ТФЗМ 110Б-I I I, К_т = 1050/5;
ГРУ-6 кВ	ТВЛМ-6У3, К_т = 300/5
В цепи ТСН: На стороне ВН На стороне НН	ТПЛК-10, К_т = 600/5 ТВЛМ-6У3, К_т = 400/5; 1/10Р
В цепи кабельной линии	ТВЛМ-6У3, К_т = 400/5; 1/10Р

7.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

по напряжению установки

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности.

При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме, открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора; S_2∑ - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В·А.

Выбор трансформаторов напряжения для присоединения измерительных приборов рассмотрим на примере трансформатора напряжения, установленного в цепи генератора ТВФ-63-2У3.

Участок от выводов генератора до силового трансформатора выполнен пофазно-экранированным токопроводом, в цепи которого установлен трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-20УЗ, к которому присоединяется измерительные приборы и приборы контроля изоляции в цепи генератора. Проверим его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в табл.7.5

Таблица 7.5 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Общая потребляемая нагрузка
							P, Вт	Q, В·А
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Датчик активной мощности	Е-829	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Счетчик активной энергии	И-680	2 Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20	-
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10	-
Частотомер	Э-372	3	1	1	0	2	6	-
Итого							71	9,7

Вторичная нагрузка

В·А.

Выбранный трансформатор ЗНОЛ.06-20У3 имеет номинальную мощность 75 В·А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.

Таким образом, В·А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Таблица 8.6 - Сводная таблица выбранных трансформаторов напряжения

Место установки	Тип трансформатора напряжения
Цепь генераторов	ЗНОЛ.06-20УЗ
ОРУ 110 кВ	НКФ-110-83У1
ГРУ 6 кВ	НТМИ-10-66У3

8. Выбор конструкций и описание всех распределительных устройств, имеющихся в проекте

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

1. Открытое распределительное устройство 110 кВ.

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством - ОРУ.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций электрических аппаратов.

ОРУ 110 кВ выполнено по схеме одной рабочей системы шин с обходной. Схема рекомендуется для распределительных устройств 110кВ при числе присоединений 5÷7 - в моем курсовом проекте число присоединений равно семи. Рабочая система шин может секционироваться по числу источников питания. Обходная система шин используется с целью замены одного какого-либо присоединения.

Стоимость жестких шинных конструкций выше стоимости гибких шин и для их крепления требуются более дорогие и менее надежные опорные изоляторы, поэтому на проектируемой станции сборные шины и ошиновка выполнены гибкими неизолированными сталеалюминиевыми проводами. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные.

К ОРУ-110 кВ присоединены три воздушные ЛЭП напряжением 110 кВ, два трансформатора ТДЦ-80000/110, один блочный ТДЦ-125/110 и РТСН 16000/110. В распредустройстве устанавливаются наружные элегазовые выключатели ЯЭ-110Л-23(13)У4 и горизонтальные разъединители РНД 110/1250Т1. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

Таблица 8.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений

Наименование расстояния	Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, 110 кВ
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2000мм	900
Между проводами разных фаз	1000
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м и до транспортируемого оборудования	1650
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней	1650
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов	3600
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой	2900
От токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора или до здания и сооружения	2900
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	1100

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сантиметров и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования, причем она должна быть не менее (считая в свету между ограждениями): 1 м - при одностороннем расположении оборудования; 1,2 м - при двустороннем расположении оборудования. В коридоре обслуживания, где находятся приводы выключателей или разъединителей, указанные выше размеры должны быть увеличены соответственно до 1,5 и 2 м. Для защиты РУ от прямых ударов молнии на опорах установлены молниеотводы.

. Генераторное распределительное устройство 6 кВ.

Генераторное распределительное устройство (ГРУ) 6кВ - выполнено по схеме одной секционированной системы шин.

В ГРУ 6 кВ предусмотрены 2 секции сборных шин, к каждой из которых присоединен генератор ТВФ-63-2У3. К секциям присоединены двухобмоточные трансформаторы ТДЦ-80000/110. На каждой секции установлено по два групповых (линейных) реактора РБД-10-2500-0,14У3 и четыре сборки ячеек ГРУ с выключателями ВМГ-20-90/11200У3.

В ГРУ 6кВ сборные шины и ответвления от них (ошиновка) выполняются жесткими алюминиевыми шинами.

ГРУ рассчитано на ударный ток до 300 кА. Здание одноэтажное с пролетом 18 м, выполняется из стандартных железобетонных конструкций, которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ.

В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей, далее следуют ячейки с генераторных, трансформаторных и секционных выключателей, групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения.

У стен здания расположены шкафы ГРУ. Все кабели проходят в двух кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов, нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами, установленными в трех камерах.

Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм, коридор вдоль шкафов ГРУ, рассчитанный на выкатку тележек с выключателями, и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей.

Следует обратить внимание на то, что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ, обращенной к турбинному отделению, а ячейки трансформаторов связи со стороны открытого РУ. Такое расположение помогает осуществить соединение генераторов и трансформаторов связи с ячейками ГРУ с помощью гибких подвесных токопроводов. Соединение секций сборных шин 6 кВ в кольцо производится снаружи здания гибкой связью.

Таблица 8.2 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ГРУ 6 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений

Наименование расстояния	Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения 6кВ
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий	90
Между проводниками разных фаз	100
От токоведущих частей до сплошных ограждений	120
От токоведущих частей до сетчатых ограждений	190
Между неогражденными токоведущими частями цепей	2000
От неогражденных токоведущих частей до пола	2500
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда транспорта	4500
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	110

Все геометрические размеру ГРУ 6 кВ указаны на прилагаемом к проекту чертеже (см. лист 2).

Список использованных источников

1. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М., “Энергия”, 1980.

. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

. Методические указания по курсу «Основы проектирования электрических станций и подстанций». Мн., 2004. - 86 с.

. Правила устройства электроустановок. - Седьмое издание. - Раздел 2. Передача электроэнергии. - Москва, издательство НЦ ЭНАС, 2003.

. Крючков И. П., Неклепаев Б. Н. Расчёт токов короткого замыкания и выбор электрооборудования. Учебное пособие для студентов ВУЗ. М., «Академия», 2008. - 416 с.

6. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.:ил.

Технический проект теплофикационной электростанции