ГРЭС-2200 220/110 кВ

8 СПЕЦ 2.1.cdw

4 ГРЭС-2200.cdw

5 ОРУ-110кВ.cdw

Конструктивный чертеж
Шинный разъеденитель
Фильтр низких частот

7 СПЕЦ 2.0.cdw

Ограничитель перенапряжения типа
Трансформатор напряжения типа

3 ПЗ.doc

Выбор двух вариантов структурных схем ГРЭС 8
1 Выбор структурной схемы ГРЭС для первого варианта 8
2 Выбор структурной схемы ГРЭС для второго варианта 9
Выбор основного оборудования ГРЭС 10
1 Выбор генераторов 10
2 Выбор блочных трансформаторов 11
3 Выбор числа и мощности автотрансформаторов 15
4 Схемы перетоков мощностей для двух вариантов схем 18
Расчет количества линий 20
1 Число линий среднего напряжения 20
2 Число линий высокого напряжения 20
Выбор схем распределительных устройств 22
Технико-экономическое сравнение вариантов 25
1 Расчет капитальных затрат 25
2 Расчет приведенных затрат 28
3 Разница в затратах между двумя вариантами 28
Разработка схемы собственных нужд 29
1 Выбор схемы питания собственных нужд 29
2 Выбор трансформаторов собственных нужд 30
Расчет токов короткого замыкания 32
1 Составление расчетной схемы ГРЭС 32
2 Составление схемы замещения ГРЭС 33
3 Расчет сопротивлений 33
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К1 35
5 Расчет токов короткого замыкания в точке К2 40
6 Расчет токов короткого замыкания в точке КЗ 41
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К4 43
8 Расчет токов короткого замыкания в точке К5 44
Выбор выключателей и разъединителей 46
1 Выбор выключателей 46
2 Выбор разъединителей на РУВН-220кВ 53
3 Выбор разъединителей на РУСН-110кВ . . 54
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 56
1 Выбор измерительных трансформаторов тока 56
2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 62
Выбор и расчет токоведущих частей 67
1 Выбор токоведущих частей 67
2 Выбор гибких шин 68
Выбор конструкции распределительных устройств 77
Список литературы 79
Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики России и одной из нескольких естественных монополий. В настоящее время в России функционируют более 700 тепловых и гидравлических электростанций и 9 атомных. Имеющийся производственный потенциал полностью обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и население России. Основными субъектами единой энергетической системы России являются:
- 74 региональные энергокомпании осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;
- 34 крупные электростанции - филиалы или дочерние предприятия РАО « России »;
- 9 атомных электростанций (8 станций находятся под контролем государственного предприятия)
- более 300 организаций обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.
Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций в 2001 году составляет 2139 млн. кВт. Установленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 1551 млн. кВт (725% от общей установленной мощности электростанций России). Основными видами топлива используемыми при производстве электроэнергии являются газ уголь мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 60% около 35% - уголь и 5% - мазут.
В целом по России можно отметить положительную тенденцию к увеличению выработки электроэнергии. Так начиная с 1998 года наблюдается прирост производства электроэнергии после восьмилетнего снижения в 1999 году рост составил 1023% к уровню 1998 года а в 2000 году -1035%.
На сегодняшний момент очень остро стоит вопрос состояния основных производственных мощностей в электроэнергетике. По данным РАО ЕЭС России в 2001 году износ производственных мощностей достиг 40% в том числе линий электропередачи - 356%. подстанций - 631% зданий и сооружений -231% устройств релейной защиты и автоматики - 44%. Практически выработали свой ресурс 25% энергоблоков и более 40% не блочного оборудования. В целом же по России износ основных фондов составляет 52%. Почти треть электроэнергии в стране вырабатывается на оборудовании технические нормы которого закладывались в 30-40 годы. Срок службы целого ряда генерирующих объектов находится в пределах 50 - 60 лет. Сохранение в работе устаревшего оборудования увеличивает количество аварийных ситуаций отражается на надежности работы электрических станций приводит к увеличению расходов топлива и затрат на ремонты оборудования увеличиваются потери электроэнергии в сетях.
Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Поэтому целью данного курсового проекта является проектирование Государственной Районной электрической станции с использованием современного технологического оборудования и новейших достижений в области электроэнергетики.
Составление двух вариантов структурных схем проектирования объекта
При проектировании электроустановки до разработки составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности) на которой показываются основные функциональные электроустановки (распределительные устройства трансформаторы генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разработки более подробных и принципиальных схем а также для общего ознакомления с работой электроустановки.
Два варианта структурной схемы электростанции изобразим на рисунке 1.1 и рисунке 1.2.
Выбор двух схем обусловлен тем что в ходе их разработки определяется наиболее экономичный вариант.
1 Выбор структурной схемы ГРЭС для первого варианта
В РУ 220 кВ устанавливается пять блоков генератор-трансформатор с номинальной мощностью пяти генераторов Pн.г = 320 МВт.
В РУ 110 кВ устанавливается три блока генератор-трансформатор с номинальной мощностью Pн.г = 200 МВт.
Суммарная мощность генераторов P МВт.
Рисунок 1.1 – Первый вариант структурной схемы ГРЭС
2 Выбор структурной схемы ГРЭС для второго варианта
В РУ 220 кВ устанавливается восемь блоков генератор-трансформатор с номинальной мощностью восьми генераторов Pн.г = 200 МВт.
Проектируемая ГРЭС будет осуществлять связь с энергосистемой по двум шинам ВН и СН поэтому допускается установка одного АТ связи между РУВН и РУСН.
Рисунок 1.2 – Второй вариант структурной схемы ГРЭС
Выбор основного оборудования
В качестве источника электроэнергии в обоих вариантах принимаем турбогенераторы серии ТГВ. Серия ТГВ – турбогенераторы с водородно-водяным охлаждением. Непосредственное водородное охлаждением обмотки ротора и железа статора и непосредственное водяное охлаждение обмотки статора.
Водяное охлаждение уменьшает температуру обмоток и конструктивных элементов снижает электрические потери в них и потери на циркуляцию охлаждающего агента. Возможность увеличения линейных нагрузок плотностей тока и индукций позволяет при уменьшении объема и соответственно массы генератора обеспечить высокие эксплуатационные показатели - КПД и устойчивость маневренность запасы мощности по нагреву расширение диапазона допустимых режимов работы.
Турбогенераторы ТГВ отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке простора концевых частей корпуса статора отсутствия жестких требований герметичности корпуса.
Технические данные генераторов для двух вариантов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Технические данные генераторов
2 Выбор блочных трансформаторов
Блочный трансформатор выбирается по условиям:
Uннн т = Uн.г.; (2.1)
где Uн.вн т – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
Uн.нн т – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
Uру – напряжение участка цепи в котором установлен трансформатор кВ;
Uн.г – номинальное напряжение на выводах генератора кВ;
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sбл.т. – необходимая мощность блочного трансформатора МВА.
2.1 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТГВ-200-2УЗ (110 кВ)
Активная мощность потребителей собственных нужд:
где n% = 68% – процентный расход собственных нужд зависит от вида топлива в нашем случае уголь[3 стр.433];
Рн.г. – номинальная активная мощность генератора.
Номинальная реактивная мощность генератора:
Qн.г = Pн.гtgφ = Pн.г(())) (2.3)
где - коэффициент мощности (таблица 2.1.).
Qн.г = 200= 12395 МВАр.
Реактивная мощность потребителей собственных нужд:
Необходимая мощность блочного трансформатора:
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (2.1) принимаем тип трансформатора ТДЦ-250000110. В первой и во второй схеме устанавливаем три блочных трансформатора.
Uн.вн т = 121 ≥110 = Uру;
Uннн т = 1575 = 1575 = Uн.г;
Sн.т. = 250 ≥ 21929 = Sбл. т.
Технические данные выбранного трансформатора представим в таблице 2.2.
2.2 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТГВ-320-2УЗ
Активная мощность потребителей собственных нужд определяется по формуле (2.2):
Номинальная реактивная мощность генератора определяется по формуле (2.3):
Qн.г = 320 = 19832 МВАр.
Реактивная мощность потребителей собственных нужд находится по формуле (2.4)
Необходимая мощность блочного трансформатора находится по формуле (2.5)
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (2.1) принимаем в первой схеме пять трансформаторов типа ТДЦ-400000220.
Uн.вн т = 242 ≥220 = Uру;
Uн.нн т = 20 = 20 = Uн.г;
Sн.т. = 400 ≥ 33087 = Sбл. т.
2.3 Выбор блочного трансформатора в блоке генератора ТГВ-200-2УЗ
Активная мощность потребителей собственных нужд определяется по формуле (2.2):
Реактивная мощность потребителей собственных нужд находится по формуле (2.4):
Необходимая мощность блочного трансформатора определяется по формуле (2.5):
Согласно условиям выбора блочных трансформаторов (2.1) принимаем ТДЦ-250000220. Во второй схеме выбираем восемь блочных трансформаторов.
Технические данные выбранного типа трансформатора представим в таблице 2.2.
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
Можно установить один автотрансформатор так как связь электростанции с энергосистемой осуществляется по двум напряжениям (220 кВ и 110 кВ).
Автотрансформатор связи выбираем исходя из следующих условий:
где S1 S2 S3 – перетоки мощности через автотрансформатор в трех режимах;
S1 – максимальное потребление с шин среднего напряжения;
S2 – минимальное потребление с шин среднего напряжения;
S3 – аварийное отключение самого мощного энергоблока на среднем напряжении при максимальном потреблении с шин среднего напряжения.
3.1 Выбор автотрансформатора связи для 1 варианта
Режим максимального потребления с шин среднего напряжения. Максимальная реактивная мощность снимаемая с шин среднего напряжения.
где Рн.r и Qн.r – соответственно активная и реактивная мощность генераторов работающих на шины среднего напряжения;
Рсн и Qсн – суммарный расход на собственные нужды активной и реактивной мощности генераторов работающих на шины среднего напряжения;
Рмах и Qмах – максимальная мощность потребляемая с шин среднего напряжения.
S Рн.г = 2003 = 600 МВт;
S Qн.г = 123953 = 37185 МВАр;
S Рсн = 1363 = 408 МВт;
S Qсн =8433 = 2529 МВАр;
Режим минимального потребления с шин среднего напряжения. Минимальная реактивная мощность снимаемая с шин среднего напряжения:
Режим аварийного отключения самого мощного энергоблока на среднем напряжении при максимальном потреблении с этих шин:
По условиям выбора трансформатора связи принимаем один трехфазный трансформатор типа АТДЦТН-200000220110.
3.2 Выбор автотрансформаторов для 2 варианта
Поскольку первого и второго вариантов совпадают и следовательно будут совпадать их суммарные активные и реактивные мощности то для второго варианта также принимаем трансформатор типа АТДЦТН-250000220110.
Выбранный автотрансформатор удовлетворяет условиям (2.6):
Uвн.ат = 230 220 = Uуст;
Uсн.ат = 121 110 = Uуст;
Sн.ат = 200 (8117; 15936;19352) = (S1 S2 S3).
Таблица 2.2 – Технические данные трансформаторов
ТДЦ-250000220 – трехфазный двухобмоточный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с номинальной мощностью 250000 кВА и классом напряжения обмотки ВН 220 кВ.
ТДЦ-250000110 и ТДЦ-400000220 – аналогичны предыдущему.
АТДЦТН-200000220110 – автотрансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла трехобмоточный с системой регулирования напряжения номинальной мощностью 200000 кВА и классами напряжения ВН и СН 220 кВ и 110 кВ соответственно.
Система охлаждения трансформаторов типа ДЦ: масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ*А и более. Благодаря большой скорости циркуляции масла развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.
На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ устройства принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от нагрузки трансформаторов. В то же время число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла или об остановке вентилятора.
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое. Мощный трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное устройство состоящее из большого числа конструктивных элементов основными из которых являются: магнитная система (магнитопровод) обмотки изоляция выводы бак охлаждающее устройство механизм регулирования напряжения защитные и измерительные устройства тележка.
4 Схемы перетоков мощностей для двух вариантов схем
Рисунок 2.1 – Схема перетоков мощностей для 1 варианта
Рисунок 2.2 – Схема перетоков мощностей для 2 варианта
Расчет количества линий распределительных устройств
1 Число линий среднего напряжения
На РУ СН фиксированная мощность поэтому количество линий определяем по формуле:
где = 45 МВт - пропускная способность одной линии 110 кВ.
Принимаем число линий равным 12.
2 Число линий высокого напряжения
где = 2200 МВт – суммарная активная мощность всех генераторов;
– суммарная активная мощность расходуемая на собственные нужды;
=160 МВт - пропускная способность воздушной линии 220 кВ.
Принимаем число линий равным 11.
Выбор схем распределительных устройств
Согласно НТП схема РУ должна удовлетворять следующим требованиям:
- отключение линии должно производиться не более чем двумя выключателями отключение повышающих трансформаторов трансформаторов связи трансформаторов собственных нужд должно производиться не более чем тремя выключателями РУ;
- ремонт любого из выключателей должен быть возможен без отключения присоединения;
- схема должна позволять расширение без коренной реконструкции;
- схема должна обеспечивать надежность питания потребителей быть простой и экономичной.
Согласно требованиям НТП для РУ-110кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на цепь.
В РУ-110кВ имеется 17 присоединений (12 линий 3 блока генератор-трансформатор 1 автотрансформатор 1 резервный трансформатор собственных нужд).
В нормальном режиме рабочие системы шин находятся под напряжением. Нормально шиносоединительный выключатель включен и выравнивает напряжения между рабочими системами шин. Как правило обе системы шин находятся в работе при соответствующем распределении всех присоединений.
В нормальном режиме обходная система шин находиться без напряжения разъединители соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. Обходные выключатели на первой и второй секции отключены.
С помощью обходной системы шин любой выключатель линий и трансформаторов может быть заменен обходным выключателем.
Согласно НТП для РУ-220кВ принимаем схему с двумя рабочими секционированными системами шин и одной обходной системой шин с одним выключателем на цепь.
В РУ-220кВ имеется 17 присоединений (11 линий 5 блоков генератор - трансформатор 1 автотрансформатор).
В РУ-220кВ имеется 20 присоединений (11 линий 8 блоков генератор - трансформатор 1 автотрансформатор).
Рис. 4.1 – Схема РУ 220 кВ (вариант 1)
Рис.4.2 – Схема РУ 220 кВ (вариант 2)
Рис. 4.3 – Схема РУ 110 кВ (варианты 1 и 2)
Технико-экономическое сравнение вариантов
1 Расчет капитальных затрат
Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат:
где Рн = 012 – нормативный коэффициент эффективности;
К – капитальные затраты тыс. руб.;
С – ежегодные эксплуатационные расходы тыс. руб.
С = С1 + С2 + С3 (5.2)
где С1 – стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах
где b = 15 руб.кВтч;
W – суммарные потери электроэнергии в трансформаторах кВтч;
С2+С3 – эксплуатационные расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала:
С2+С3 = (89)%К. (5.4)
Для определения капитальных затрат К составляется таблица которая учитывает те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 5.1 – Подсчет капитальных затрат К
Для двухобмоточного трансформатора:
где t = 8000 – продолжительность работы трансформатора ч;
t = 4200 ч. – продолжительность максимальных потерь при ТМАХ = 6000 ч. [5 рисунок 5.5];
ΔРхх – потери мощности холостого хода (таблица 2.2);
ΔРк.з – потери мощности короткого замыкания (таблица 2.2);
Smax –максимальная мощность протекающая через трансформатор.
Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-400000220.
Общее число потерь на данном трансформаторе:
Количество потерь электроэнергии в блочном трансформаторе ТДЦ-250000220:
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:
По формуле (5.4) определим расходы на амортизацию ремонт содержание персонала и по формуле (5.2) ежегодные эксплуатационные расходы:
2 Приведенные затраты
Определим приведенные затраты для варианта 1:
Определим приведенные затраты для варианта 2:
3 Разница в затратах между двумя вариантами
где ЗII – вариант с наибольшими затратами.
Разница в затратах между двумя вариантами составила 1534% и следовательно первый вариант более экономичен по сравнению со вторым. Для дальнейшего проектирования принимаем первый вариант.
Схема собственных нужд проектируемого объекта
1 Выбор схемы питания собственных нужд
К потребителям собственных нужд относятся трехфазные асинхронные и синхронные электродвигатели которые обеспечивают работу основных агрегатов электростанции. Потребители СН относятся к потребителям первой категории. Для их питания на станции выделяют РУ 6 кВ для электродвигателей мощностью более 200 кВт и 04 кВ для остальных электродвигателей и освещения. Все потребители 6 кВ запитываются путем отпайки с выводов генераторов с установкой в цепи отпайки трансформатора. При мощности генератора до 160 МВт на энергоблок предусматривается одна секция собственных нужд а при мощности генератора 160 МВт и более предусматриваются две секции собственных нужд. Каждая рабочая СН нужд для надежности подключается к резервной магистрали собственных нужд которую выполняют двойной секционированной через каждые два-три блока системы сборных шин. Выключатели на резервной магистрали нормально отключены. Питание на резервную магистраль подается от нескольких резервных источников количество которых принимается: один – при двух блоках два – при числе энергоблоков от трех до шести; при числе энергоблоков более шести предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения не присоединенный к источнику питания но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего ТСН.
Проектируемая электростанция имеет 5 блоков поэтому устанавливаем 2 резервных ТСН. Первый резервный собственных нужд подключается к обмотке низкого напряжения автотрансформатора связи. Второй трансформатор подключается к РУ СН 110 кВ. Резервная магистраль выполняется секционированной через два – три блока системой шин. Нагрузка 04 кВ питается от трансформаторов 604 кВ подключаемых к секциям шин РУ собственных нужд 6 кВ.
2 Выбор трансформаторов собственных нужд
Условия выбора рабочих ТСН:
Uн.нн.тсн = 63 кВ; (6.1)
где Uн.вн.тсн – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора кВ;
Uн.нн.тсн – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора кВ;
Sн.тсн – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sсн – мощность расходуемая блоком на собственные нужды МВА.
Мощность резервного трансформатора собственных нужд должна приниматься на ступень выше самого мощного рабочего трансформатора собственных нужд.
Для блока с генератором ТГВ – 320-2УЗ выбираем трансформатор СН ТРДНС – 2500035 [4]
Данный трансформатор удовлетворяет условиям (6.1):
Uн.вн.тсн = 20 = 20 = Uн.г;
Sн.тсн = 25 ³ 246 = Sсн;
Для блока с генератором ТГВ – 200-2УЗ выбираем трансформатор СН ТРДНС – 2500035 [4].
Uн.вн.тсн = 1575 = 1575 = Uн.г;
Sн.тсн = 25 ³ 161 МВА = Sсн;
Таблица 6.1 – Технические данные трансформаторов собственных нужд
ТРДНС – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой охлаждение масляное с дутьем естественной циркуляцией выполненной одной из обмоток с устройством регулирования напряжения (РПН) для собственных нужд электростанции. Специфическая область применения (С – для систем собственных нужд электростанций).
Рис. 6.1.Схема собственных нужд
Расчет токов короткого замыкания
Короткие замыкания (КЗ) являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов КЗ производится с целью проверки выбранного электрооборудования установки релейной защиты и токоведущих частей.
Расчет токов короткого замыкания производим для следующих точек:
Вывода генератора 320 МВт;
Вывода генератора 200 МВт;
Секция шин 6 кВ (собственных нужд).
Расчет ведем в относительных единицах приближенно. Принимаем Sб = 1000 МВА.
1 Составление расчетной схемы ГРЭС
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
2 Составление схемы замещения ГРЭС
Рисунок 7.2 – Схема замещения
3 Расчет сопротивлений
Сопротивления системы С1 и системы С2 определим по формуле:
Совокупные сопротивления линий определим по формуле:
где Худ = 04 - удельное сопротивление линии на 1 км длины Омкм [5];
UСР – среднее напряжение в месте установки данного элемента кВ.
Сопротивления генераторов определим по формуле:
где Хd” – продольное сверхпереходное реактивное сопротивление [1 таблица 2.1];
Sн.г. – номинальная мощность генератора МВА.
Сопротивления блочных трансформаторов определим по формуле:
где Sн.т. – номинальная мощность трансформатора МВА;
Хт % = Uк % – напряжение короткого замыкания [1 таблица 2.2].
Сопротивления обмоток автотрансформатора на высокой стороне определим по формуле:
Сопротивления обмоток автотрансформатора на средней стороне:
Сопротивления обмоток автотрансформатора на низкой стороне:
При расчете токов КЗ в точке К1 не учитываются сопротивления Х22 и Х23 по которым ток в данную точку не протекает.
4 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Для точки К1 будет 4 генерирующих ветвей (1 – С1 2 – С2 3 – G1..G5 4 – G6 8). Определяются эквивалентные сопротивления этих ветвей (расчет сопротивлений для точки К1 будет основополагающим для всех точек КЗ).
Рисунок 7.3 – Упрощенная схема для точки К1
Определим коэффициент участия отношением эквивалентного сопротивления к каждому из переносимых сопротивлений по формуле:
Делаем проверку правильности предыдущих преобразований при этом должно выполняться условие С = 1:
Определяем сопротивление переносимых генерирующих ветвей в одну точку КЗ с учетом коэффициентов участия.
Составим лучевую схему:
Рисунок 7.4 – Лучевая схема для точки К1
Базисный ток определим по формуле:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определим по формуле:
где - среднее значение сверхпереходных ЭДС при номинальных условиях;
- для энергосистемы;
- для турбогенераторов мощностью более 100 МВт [5 таблица 3.2].
Ударный ток короткого замыкания определим по формуле:
где kуд – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания [5 таблица 3.6].
Апериодическая составляющая тока КЗ:
Та – постоянная времени затухания [5 таблица 3.6].
Периодическая составляющая тока КЗ для энергосистемы так как это источник бесконечной мощности:
Номинальный ток генерирующей ветви определим по формуле:
Если то для момента времени определяется а затем находится периодическая составляющая тока КЗ:
где определяется по типовым кривым [5 рисунок 3.8].
Если то это удаленное от источника КЗ поэтому принимается и .
т.е. источник конечной мощности:
т.е. источник бесконечной мощности:
5 Расчет токов короткого замыкания в точке К2
Для точки К2 будет четыре генерирующих ветвей (1 – С1 2 – С2 3 – G1-G5 4 – G6-G8).
Рисунок 7.5 – Упрощенная схема для точки К2
Схему преобразуем до лучевой
Определяется коэффициент участия отношением эквивалентного сопротивления к каждому из переносимых сопротивлений по формуле:
Делается проверка правильности предыдущих преобразований при этом должно выполняться условие С = 1:
Определяется сопротивление переносимых генерирующих ветвей в одну точку КЗ с учетом коэффициентов участия.
Рисунок 7.6 – Лучевая схема для точки К2
Расчет токов КЗ для точки К2 аналогичен расчету в точке К1.
6 Расчет токов короткого замыкания в точке К3
Для точки К3 будет две генерирующие ветви (1 – G1 2 – все остальные источники станции).
Рисунок 7.7 – Упрощенная схема для точки К3
Составим лучевую схему
Рисунок 7.8 – Лучевая схема для точки К3
Расчет токов КЗ для точки К3 аналогичен расчету в точке К1.
7 Расчет токов короткого замыкания в точке К4
Для точки К4 будет две генерирующие ветви (1 – G6 2 – все остальные источники станции).
Рисунок 7.9 – Упрощенная схема для точки К4
Рисунок 7.10 – Лучевая схема для точки К4
Расчет токов КЗ для точки К4 аналогичен расчету в точке К1.
8 Расчет токов короткого замыкания в точке К5
Рисунок 7.11 – Упрощенная схема для точки К5
Для точки К5 будет генерирующие ветви (1 – электродвигатели подключенные к системе собственных нужд; 2 – все остальные источники станции (С1 С2 G1-G5 G6-G8)). Воспользуемся результатами расчетов токов КЗ в точке К3.
Сопротивление Х25 не учитываем так как точку короткого замыкания подпитывают только те двигатели которые подключены к поврежденной секции.
Рисунок 7.12 – Лучевая схема для точки К5
Расчет токов КЗ для точки К5 аналогичен расчету в точке К1.
Сведем все рассчитанные токи в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Значения токов короткого замыкания
К3 на выводах генератора G1
К4 на выводах генератора G6
К5 В системе собственных нужд 63 кВ
Выбор выключателей и разъединителей
1 Выбор выключателей
Выбираем выключатель в распределительное устройство 220 кВ. Распределительные устройства 35 кВ и выше должны быть открытого типа.
В пределах распределительного устройства выключатели выбираются по цепи самого мощного присоединения данным присоединением на ОРУ-220кВ является блок генератор-трансформатор.
Выбор выключателей производится по условиям:
U н.выкл = 220 кВ U уст.выкл = 220 кВ;
I н.выкл = 315 кА I н.цепи = 1049 кА; (8.1)
I н.выкл = 315 кА I ma
Выбираем выключатель ВГУ-220 – выключатель элегазовый номинальное напряжение 220 кВ с пружинным приводом. Элегаз (SF6) обладает высокими дугогасящими свойствами могут выключать не только ток нагрузки но и ток КЗ. Обеспечивает пожаро- и взрывобезопасность быстроту действия и высокую отключающую способность.
Проверка на отключающую способность:
Проверка на возможность отключения апериодической составляющей по условию:
где – нормированное содержание апериодической оставляющей в полном токе КЗ.
Проверка на электродинамическую стойкость по условию:
Проверка на термическую устойчивость по условию:
где – ток термической стойкости кА;
tТ = 2 – время протекания тока термической стойкости с.
Время отключения выключателя
Та = 032 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6].
Выключатель подходит по всем параметрам.
Выбираем выключатель в распределительное устройство 110 кВ.
Распределительные устройства 35 кВ и выше должны быть открытого типа. В пределах распределительного устройства выключатели выбираются по цепи автотрансформатора АТДЦТН-200000220110.
Условие выбора выключателя:
Uн.выкл = 110 кВ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.выкл = 315 кА Iн.цепи = 1049 кА;
Iн.выкл = 315 кА Ima
Выбираем выключатель ВГУ-110.
Выполняем проверку выбранного выключателя.
Проверяем на отключающую способность по условию (8.4):
Проверяем на возможность отключения апериодической составляющей:
Проверка на электродинамическую стойкость по условию (8.6):
Проверка на термическую устойчивость по условию (8.7):
Та = 026 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6].
Выбранный выключатель подходит по всем параметрам.
Применение элегазовых выключателей обусловлено их следующими преимуществами:
- полная заводская готовность обеспечивающая простой и быстрый монтаж;
- небольшая масса и габариты;
- экологическая чистота эксплуатации;
- большие механические и коммутационные ресурсы обеспечивающие работу без ремонта в течение всего срока службы выключателя;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- минимальные эксплуатационные затраты;
- простота эксплуатации и высокая надежность.
Выберем выключатель для системы собственных нужд.
В пределах РУ выключатель выбирается по цепи самого мощного рабочего трансформатора СН (ТРДНС-2500035).
Uн.выкл =10 кВ ≥ Uуст.выкл = 6 кВ;
Iн.выкл =16 кА ≥ Iн.цепи = 145 кА;
Iн.выкл =16 кА ≥ Ima
Выбираем вакуумный выключатель BBTEL-10-251600 У3 встроенный в К-128.
Проверяем на возможность отключения апериодической составляющей по условию (8.5):
Та = 005 – постоянная времени выключателя [5 таблица 3.6]
Конструкция комплектного распределительного устройства внутренней установки двухстороннего обслуживания серии К-128.
Корпус К-128 представляет собой набор отдельных модулей имеющих жесткую стальную конструкцию. В отсеки с учетом современных требований надежности и безопасности встроены коммутационная и измерительная аппаратура заземляющие и блокировочные устройства токоведущие части и контактные соединения.
Отличительной особенностью конструкции К-128 является размещение сборных шин КРУ в нижней части шкафов а также обеспечение их двустороннего обслуживания что значительно улучшает эксплуатационные качества устройства.
Разделение устройства на модульные отсеки с изоляционными перегородками обеспечивает локализацию возможной аварии Корпуса модулей не вызывают потерь на вихревые токи и устойчивы к коррозии.
Выключатели – это электрические аппараты предназначенные для включения и отключения цепей при любых режимах работы электроустановки. К выключателям высокого напряжения условно относят выключатели с номинальным напряжением более 1 кВ.
В сетях переменного тока энергосистем в основном используют следующие выключатели высокого напряжения: элегазовые вакуумные масляные (баковые и маломасляные) воздушные электромагнитные.
Таблица 8.4 – Технические данные выключателей
2 Выбор разъединителей на РУВН-220кВ
Разъединители выбираются по тем же условиям (8.1) а проверяются только на термическую и динамическую устойчивость
Выбираем подвесной разъединитель типа РДЗ-2202000НУХЛ1 [4].
Данный разъединитель удовлетворяет условиям:
Uн.раз = 220 кВ ≥ 220 кВ = Uуст;
Iн.раз = 2 кА ≥ 1049 кА = Iн.цепи;
Iн.раз = 2 кА ≥ 1049 кА = Imax.цепи.
Проверяем выбранный разъединитель:
- на электродинамическую стойкость по условию (8.6):
- на термическую устойчивость по условию (8.7):
Выбранный разъединитель подходит по всем параметрам.
3 Выбор разъединителей на РУСН-110кВ
Выбираем разъединитель типа РГ-1102000УХЛ1 [4].
Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей они перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов на которых закреплены. Один полюс является ведущим к нему присоединен привод. Движение к двум другим полюсам передается тягами.
Uн.раз = 110 кВ ≥ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.раз = 2 кА ≥ Iн.цепи = 1049 кА;
Iн.раз = 2 кА ≥ Imax.цепи = 1364 кА.
Параметры выбранных разъединителей сведем в таблицу 8.4.
Таблица 8.4 – Технические данные разъединителей
РДЗ: Р – разъединитель Д – наличие колонок: двухколонковый З – наличие заземлителей.
РГ: разъединитель горизонтально-поворотного типа УХЛ – климатическое исполнение 1 – категория размещения.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
1 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформатор тока выбирается по цепи самого мощного присоединения т.е. по цепи генератора и трансформатора.
Трансформаторы тока выбираем по условию:
1.1 Выбор трансформатора тока на РУСН-110кВ
Выбираем трансформатор тока ТОЛ-110-11-15005 [10].
Данный трансформатор тока удовлетворяет условиям (9.1):
Uн.выкл =110 кВ Uуст.выкл = 110 кВ;
Iн.выкл =15 кА Iн.цепи = 1049 кА;
Iн.выкл =15 кА Imax.цепи = 1364 кА.
Проверяем выбранный трансформатор тока
- на электродинамическую устойчивость:
- на термическую стойкость:
- на вторичную нагрузку:
где – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока;
– расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока Ом.
Поскольку индуктивное сопротивление вторичных цепей намного меньше активного поэтому будем считать
где r2H – допустимая вторичная нагрузка;
r2расч=r2риб+r2пров+r2конт (9.5)
где r2расч – расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке;
r2приб – сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке;
r2конт – сопротивление контактов во вторичной обмотке;
r2пров – сопротивление проводов.
Чтобы определить rприб составляем таблицу куда заносим приборы подключаемые к трансформатору тока.
Таблица 9.1 - Приборы подключаемые к трансформатору тока
Наименование прибора
Потребляемая мощность ВА
r2приб определяется по формуле:
где – суммарная мощность потребляемая приборами МВА;
= 5 – номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока кА.
определяем по формуле:
где – номинальная вторичная нагрузка ВА;
– номинальный вторичный ток А.
Так как количество приборов 3 то принимаем 005 Ом
Определяем по формуле:
где r = 00175 – удельное сопротивление меди так как на электрических станциях с мощностью генераторов 100 МВт и выше а также на подстанциях 220 кВ и выше во вторичных цепях применяются медные проводники;
= 100 м [5 страница 301].
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил поэтому принимаем = 25 мм2.
r2расч = rприб+rпров+rконт = 07+002+005 = 077 Ом;
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.
1.2 Выбор трансформатора тока на РУВН-220кВ
Выбираем трансформатор тока TG 245-220-11-15005 [11].
Iн.раз = 15 кА ≥ 1049 кА = Iн.цепи;
Iн.раз = 15 кА ≥ 1049 кА = Imax.цепи.
Проверяем выбранный трансформатор тока:
- на динамическую устойчивость:
- на вторичную нагрузку: чтобы определить rприб составляем таблицу куда заносим приборы подключаемые к трансформатору тока.
Таблица 9.2 - Приборы подключаемые к трансформатору тока
Так как количество приборов 3 то принимаем :
Принимаем r = 00175 ; = 150 м [5 страница 301].
По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил поэтому принимаем = 25 мм2
r2расч=rприб+rпров+rконт=05+105+005=112 Ом;
Таблица 9.3 – Технические данные трансформаторов тока
Тип трансформатора тока
1.3 Выбор трансформатора тока на РУ 6 кВ
Выбор трансформатора тока в цепь ТСН не производится так как он встроен в КРУ.
2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по одному на каждую систему шин а если она секционирована то на каждую секцию. Трансформаторы напряжения выбирается при условии что одна из систем шин выведена в ремонт.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
2.1 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУСН-110кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа CPA 123-110 [12]. Трансформатор состоящий из емкостного делителя CSA и электромагнитного блока EOA имеет обозначение CPA.
Данный трансформатор напряжения удовлетворяет условиям (9.9):
Трансформатор напряжения проверяем по вторичной нагрузке:
S2номTV ≥ S2расч (9.10)
Номинальная мощность в выбранном классе точности 05 = 400 В.
Таблица 9.4 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения на РУСН-110 кВ
Потребляемая мощность
Вольтметр с перекл. на каждую фазу
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
с двухсторонней шкалой
Продолжение таблицы 9.4
S2 расчет. = 194 ВА;
S2ном = 400 ВА > 194 ВА.
Выбранный трансформатор напряжения типа CPA 123-110 проходит по вторичной нагрузке. Устанавливаем 2 трансформатора напряжения на 2 системы шин.
2.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения на РУВН-220кВ
Выбираем трансформатор напряжения типа CPA 245-220 [12].
Номинальная мощность в выбранном классе точности 1 = 600 ВА.
Таблица 9.5 – Приборы подключенные к трансформатору напряжения на РУВН-220кВ
Потребляемая мощность одной катушкой ВА
Продолжение таблицы 9.5
S2 расчет. = 232 ВА;
S2ном = 600 ВА > 232 ВА.
Выбранный трансформатор напряжения типа CPA 245-220 проходит по вторичной нагрузке в выбранном классе точности.
Выбор и расчет токоведущих частей
1 Выбор токопроводов
1.1 Выбор токопроводов для генератора ТГВ-320-2УЗ
Выбирается комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭНЕ-20-12500 400УХЛ1. Токопровод с компенсированным внешним электромагнитным полем предназначен для электрических соединений на электрических станциях турбогенераторов мощностью до 1200 МВт с силовыми повышающими трансформаторами и отпайки к трансформатору собственных нужд.
IT = 160 кА при tT = 3с.
Проверяем токопровод по условиям
где – наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима при условии работы генератора при снижении напряжения на 5% определяем по формуле:
Данный токопровод проходит по всем параметрам.
1.2 Выбор токопроводов для генератора ТГВ-200-2
Выбираем комплектный пофазно-экранированный токопровод ТЭНЕ-20-10000-300 УХЛ1. Токопровод с компенсированным внешним электромагнитным полем предназначен для электрических соединений на электрических станциях турбогенераторов мощностью до 1200 МВт с силовыми повышающими трансформаторами.
IT = 120кА при tT = 3с.
Проверяем токопровод по условию (10.1):
2.1 Выбор сборных шин и ошиновки для РУВН-220кВ
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения генератора трансформатора:
Iнцепи = Imaxцепи = 1049 кА.
Выбираем гибкие шины выполненные проводами марки АС-40051 с расщеплением в фазе n=2.
Проверка сечения на нагрев:
Iдоп > Imax . (10.4)
Iдоп = 2096 = 192 кА;
Iдоп = 1.92 > 1.049 = Imax.
Проведем проверку на схлёстывание так как :
Определяем усилие от длительного протекания тока двухфазного короткого замыкания Нм:
где D – расстояние между фазами D = 4 м;
I(2) – среднеквадратичное значение тока двухфазного тока КЗ можно принять
Определяем силу тяжести 1 м токопровода с учётом внутрифазных распорок Нм:
где m = 149 кг – масса одного метра токопровода.
Определяем отношения:
где h – максимальна расчётная стрела провеса провода в каждом пролёте при максимальной расчетной температуре м;
tэк – эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты с:
tэк = tз + 005 = 01 + 005 = 015 с
где tз = 01 – действительная выдержка времени защиты от токов КЗ.
По диаграмме [5 рисунок 4.8] в зависимости от и определяется отклонение провода b м:
Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым:
где d – диаметр токопровода;
адоп – наименьшее допустимое расстояние между соседними фазами в момент их наибольшего сближения.
Для ОРУ 220 кВ согласно ПУЭ адоп=095 м.
Условие (10.10) выполняется следовательно схлёстывания не произойдёт.
Гибкие токопровода с расщепленными фазами проверяются также по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы. Усилие на каждый провод от взаимодействия со всеми остальными n-1(n-число проводов) Нм fц по формуле (10.4):
где d – диаметр фазы;
n – число проводов в фазе;
– действующее значение трехфазного КЗ.
Расстояние между распорками м:
где k – коэффициент допустимого увеличения механического напряжения в проводе при кз(k=18) [5 страница 190];
– коэффициент упругого удлинения материала провода (для алюминия H);
– удельная нагрузка от собственной массы провода МПам;
– удельная нагрузка от сил взаимодействия при КЗ МПам.
где q – сечение провода мм2.
= 710184535 = 156 МПам;
где Тфmах – максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме Н.
Устанавливаются дистанционные распорки через 15 м для фиксации проводов расщепленной фазы.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится так как шины выполнены на открытом воздухе голыми проводами.
Проверка по условию коронирования.
Начальная критическая напряженность:
где r0 = d2 = 2752 = 1375 мм = 1375 см;
m = 082 – коэффициент шероховатости провода.
Напряженность вокруг расщепленного провода:
где k – коэффициент учитывающий число проводов n в фазе:
где а – расстояние между проводами в расщепленной фазе принимается в установках 220 кВ равным 20-30 см.
rэкв – эквивалентный радиус определяем по формуле:
где Dcp – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см:
где D = 4 м = 400 см для сборных шин 220 кВ [4].
Принимаем U = 242 кВ так как на шинах электростанции поддерживается напряжение 11Uном.
Провода не будут коронировать если наибольшая протяженность поля у поверхности любого провода не более 09Е0 поэтому условие отсутствия короны:
63 кВсм ≤ 2806 кВсм.
2.2 Выбор сборных шин и ошиновки для РУСН-110кВ
Выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения:
Принимаем марку провода АС-40051 [4]
Выбранный провод проверяем по следующим условиям (10.4):
Iдоп = 192 > 1364 = Imax.
Проведем проверку на схлёстывание так как кА:
Определяем отношения
По диаграмме [5 рисунок 4.8] в зависимости от и определяем отклонение провода b м:
Найденное значение b сравнивают с максимально допустимым для ОРУ 110 кВ согласно ПУЭ адоп= 045 м поэтому
Токопроводы служат для соединения генераторов с силовыми трансформаторами и с трансформаторами собственных нужд. При мощности генераторов 200 МВт и выше как внутри здания электростанции так и вне него используются пофазно-экранированные токопроводы с естественной или принудительной вентиляцией. Применение закрытых экранированных токопроводов заводского исполнения позволяет: исключить опасные для генераторов междуфазные КЗ на участке генератор-трансформатор; защитить шинопроводы от попадания на них пыли влаги и посторонних предметов; уменьшить потери энергии; ускорить и упростить процесс монтажа токопроводов. В последнее время в основном стали использоваться только пофазно-экранированные токопроводы типа ТЭН (токопровод экранированный непрерывный). Для уменьшения потерь энергии в кожухах такие токопроводы снабжают специальными устройствами включаемыми между кожухами различных фаз.
Токоведущие части в РУ 35 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминевыми проводами АС. В некоторых конструкциях ОРУ часть или вся ошиновка может выполняться алюминиевыми трубами.
Выбор конструкции распределительных устройств
Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводом соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на том же уровне присоединить выключатель.
В данном курсовом проекте была спроектирована государственная районная электростанция мощностью 2200 МВт.
При выборе оборудования были учтены рекомендации НТП ПУЭ а также использованы новые разработки в области энергетики. В частности были использованы генераторы новой серии с водородно-водяным охлаждением типа ТГВ. Опыт эксплуатации подтвердил соответствие всех электрических характеристик турбогенератора техническим условиям высокий КПД стабильный низкий уровень нагрева и вибрации эффективность разработанных систем охлаждения.
Были приняты современные элегазовые выключатели серии ВГУ а для установки в комплектных распределительных установках собственных нужд был принят вакуумный выключатель серии BBTEL.
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надежность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
Выбор оборудования преимущественно отечественного производства позволяет существенно уменьшить затраты на строительство и эксплуатацию электростанции.
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. – М.: Минэнерго СССР 1988. [НТ11]
Двоскин Л.И.Схемы и конструкции распределительных устройств. – М.:Энергоатомиздат1985.
Смирнов А.Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат 1984.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования. – М.: Издательский центр «Академия» 2004.
Неклепаев Б.Н.Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат1986.
Правила устройства электроустановок. 7-е изд. НЦ ЭНАС2003.

2 Аннотация.doc

В данном курсовом проекте проектируется электростанция ГРЭС-2200 МВт.
В ходе работы составляются два варианта структурных схем. Производится выбор генераторов расчет и выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Производится расчёт количества линий. Выбираются схемы распределительных устройств. Проводится технико-экономическое сравнение вариантов. Выполняется расчёт токов короткого замыкания. По данным расчёта токов короткого замыкания производится выбор выключателей разъединителей измерительных трансформаторов тока и напряжения токоведущих частей. Выполняется полная принципиальная схема станции а так же конструктивный чертёж ячейки РУ.

1 титульник.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине: Электроэнергетика
(обозначение документа)
ГРЭС – 2200 МВт Связь с системой по ВЛ-220 и 110кВ выдается с шин: Рma Lлэп110 = 40 км Тmax = 6000 час. SHC220 = 3000 МВА Lлэп220 = 70 км
Введение выбор двух вариантов структурных схем выбор основного оборудования расчёт количества линий выбор схем распределительных устройств технико-экономическое сравнение схема питания собственных нужд расчёт токов короткого замыкания выбор выключателей и разъединителей выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения выбор токоведущих частей выбор конструкции распределительных устройств выбор ограничителей перенапряжений.
Пояснительная записка – с рисунками и расчетными таблицами.
Полная принципиальная схема ГРЭС – 2200МВт
Разрез ячейки ОРУ-110 кВ
Справочный материал для курсового проектирование по станциям. Составители: Т.Ю. Волкова Г.М. Юлукова. – Уфа 2004. 2. Смирнов А .Д. Антипов К.М. Справочная книжка энергетика.-М: Энергоатомиздат 1984.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть станций и под-станций. Справочные материалы. – М. Энергоатомиздат 1989 – 608 с.
Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. Электрооборудование станций и подстанций. – М. ACADEMA 2004 – 448 с. 5. Нормы технологического проектирования тепловых станций. Теплоэлектропроект. 1988. – 50 с.
Правила устройства электроустановок. С-Петербург Изд. «Деан». 1999.

6 Документация.cdw

Пояснительная записка
Полная принципиальная
Конструктивный чертеж