Проектирование электрических схем и расчет короткого замыкания

ЭЧС(расчет КЗ)Веретенников.dwg

Рисунок.2 Выбранная схема для расчета КЗ на программе TKZ

Курсовик по ЭЧС(Свой)1.doc

Задание на проектирование
Выбор главной схемы электрических соединений
2 Расход электроэнергии на собственные нужды
3 Приведение нагрузок к системе
4 Составление вариантов схемы
5 Выбор трансформаторов
6 Выбор выключателей
7 Технико-экономический расчет
Расчет токов трехфазного короткого замыкания
1 Составление схемы замещения
2 Расчет параметров схемы замещения
3 Расчет трехфазного короткого замыкания
Выбор основного оборудования станции
1 Выбор выключателей
1.1 На стороне 35 кВ
1.2 На стороне 105 кВ
1.3 На стороне 110 кВ
2 Выбор разъединителей
2.1 На стороне 110 кВ
2.2 На стороне 35 кВ
2.3На стороне 105 кВ
3 Выбор трансформаторов тока «ТТ»
3.1 В цепи генераторов Г1-Г4
3.2 В цепи генератора Г5
3.3 На высоком напряжении трансформаторов
3.4 На линиях к потребителям на напряжении 35 кВ
3.5 На линиях к потребителям на напряжении 10 кВ
4 Выбор трансформаторов напряжения «ТН»
4.1 На напряжении 105 кВ
4.2 На напряжении 35 кВ
4.3 На напряжении 110 кВ
5 Выбор трансформаторов собственных нужд «ТСН»
7 Выбор отходящих ЛЭП
8 Выбор секционных реакторов
9 Выбор схемы РУ 110 кВ РУ 35 кВ и РУ 105 кВ
Задание на Курсовой проект
Выбрать главную схему электрических соединений станции обосновав выбор
технико-экономическим расчетом.
Рассчитать токи трехфазного короткого замыкания в необходимом
Выбрать основное оборудование для всех распределительных устройств и
сборные шины одного из распределительных устройств.
Описать основные конструктивные решения принятые в проекте.
Исходные данные для расчета:
Генераторы: U=10 кВ; P=32 МВт – 4 шт; P=63 МВт – 1 шт;
Система: S=800 МВА; U=110 кВ; Xc=200%; две линии связи.
Нагрузки потребителей: U1=10 кВ; P1=9 МВт – 5 шт; cos(1=085; kc1=08;
U2=35 кВ; P2=30 МВт –2 шт; cos(2=085; kc1=09.
Величина аварийного резерва на станции – 0 в системе – 60 МВт.
Число использования максимума нагрузок:
- по трансформаторам 5000 – 6500 часов;
- по линиям потребителей 3000 – 3500 часов.
Число часов работы по трансформаторам 8700 часов.
Число часов работы по секционным реакторам 8760 часов
Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 10% от установленной
мощности генераторов.
Себестоимость электроэнергии составляет: 06 копкВт*ч.
Длина линии связи станции с системой равна 50 км.
P=32 МВт Выберу четыре генератора ТВС – 32У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=40 МВА; Xd”=0153 о.е.; Iном=22 кА.
P=63 МВт Выберу один генератор ТВФ – 63 – 2У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=7875 МВА; Xd”=0153 о.е.; Iном=433 кА.
ТВФ – 63 – 2У3: [pic].
Варианты показаны на рисунке.1.
Так как в моем случая имеется генераторное распределительное устройство то
трансформаторы выбираются по мощности генераторов присоединенные к этому
распределительному устройству.
Выберу трансформатор марки: ТДЦ – 80000110; Sном=80 МВА;
Uвн=121 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=85 кВт; (Pк=310 кВт; Uк=105 %;
Стоимость трансформатора: C=1137·15=17055 т.руб.
Выберу трансформатор марки: ТД – 40000110; Sном=40 МВА;
Uвн=121 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=50 кВт; (Pк=160 кВт; Uк=105 %;
Стоимость трансформатора: C=95·15=1425 т.руб.
Трансформатор Т3 и Т4:
Выберу трансформатор марки: ТДТН – 40000110; Sном=40 МВА;
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uнн-сн=65% кВ (Pх=39 кВт;
(Pк=200 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Стоимость трансформатора: C=944·15=1416 т.руб.
Выберу трансформатор марки: ТРДН – 4000035; Sном=40 МВА;
Uвн=3875 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=36 кВт; (Pк=170 кВт; Uк=127 %;
Стоимость трансформатора: C=79·16=1264 т.руб.
Трансформатор Т1 по Т4:
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uннсн=5% кВ Pх=39 кВт;
Выберу выключатели по току в нормальном режиме.
Выключатели В1; В5: [pic].
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 5000 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1945 т.руб.
Выключатели В2;В3; В4;В6;В7;В8: [pic]
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 3150 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1765 т.руб.
Выключатель В9: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-110Б-630-20У1.
Стоимость выключателя: C=1031 т.руб.
Выключатели В10;В11; В12: [pic].
Выключатели В13;В14;: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-35 – 1000-25АУ1.
Стоимость выключателя: C=327 т.руб.
Выключатели В15: [pic].
Выключатели В1;В2;В3; В4;В5;В6;В7;В8: [pic]
Выключатель В9;В10;В11;В12: [pic].
Выключатель В13: [pic].
Выключатели В14;В15;В16;В17: [pic].
Выключатели В9;В10;В11;В12: [pic].
Выключатели В14; В15: [pic].
Капиталовложения: [pic].
[pic] - суммарная стоимость
[pic]- суммарная расчётная стоимость выключателей на РУ.
Кт = 17035+1425+2*1416+1264=7225 т.р;
Кру = 2*1945+6*1765+4*1031+3*327=6553 т.р;
К= 7225+6553 = 78503т.р;
Потери Ээ в трансформаторах:
В двухобмоточных трансформаторах: [pic].
Приму Тmax (время использования максимума нагрузки)=6100 часов тогда
Потери в трехобмоточных трансформаторах.
Так как ; (Pк одинаковы для всех обмоток трансформатора то эту формулу
можно преобразовать в более простую.
Суммарные потери в Трансформаторах:
ΔWΣ = 1449+0696+2·0827+0866= 4.665ГВт*ч;
Годовые эксплуатационные издержки:
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·78503100)+06·4665=1018т.р;
Приведенные затраты:
З=Ен·К + И = 012·78503+1018=19599 т.ргод
Кт = 4·1416+17055=73695т.р;
Кру = 8·1765+5·1031+4·327=7875 т.р;
К= 73695+7875 = 8157т.р;
Трансформаторы№1-№4:
ΔWΣ = 0809·4+172= 4956ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·8157100)+06·4956=1064т.р;
З=Ен·К + И = 012·8157+1064=2043 т.ргод.
Кт = 4·1264+17055=67615т.р;
Кру = 8·1765+1·1031+4·327+2·1945=414 т.р;
К= 67615+414 = 71755т.р;
ΔWΣ = 0422·4+172= 341ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·71755100)+06·3410=8791т.р;
З=Ен·К + И = 012·71755+8791=17402 т.ргод.
Вариант3 оказался дешевле варианта1 на 112% и варианта2 на 148%. Поэтому
выбираем Вариант№3 для дальнейшего рассмотрения и выбора для этого
варианта оборудования на станции.
Расчет буду производить методом типовых кривых следует ветви с нагрузкой
не учитываются на схеме представлены некоторые узлы для облегчения
расчета. С помощью этих узлов будут вычисляться токи короткого замыкания на
схеме а именно в точках №1;№5;№6;№7. Расчет провожу в точном приведении
относительных единиц. Схема представлена на Рисунке№2.
Вид приведения при расчете – ТПОЕ.
Выбираем базисные величины:
Sб=100 МВА; Uб=110 кВ;
Найду сопротивления элементов схемы замещения.
Сопротивление системы:
Сопротивление линии:
Сопротивление Реакторов:
Реакторы типа: «РБ –10-1600-056У3»;
Сопротивление Трансформаторов:
Трансформаторы №1-№4:
Сопротивления генераторов:
3. Расчет трехфазного короткого замыкания
По преобразованной схеме для расчета короткого замыкания найдем с помощью
программы TKZ на ЭВМ токи короткого замыкания в точках 1; 6; 5; 7.
Компьютерный расчет представлен на приложении№1. Эти токи получились в
относительных еденицах для нахождения истенно-именнованного значения
необходимо эти значения умножить на базисные токи рассчитанные в п2.2.
Ток в точке №1: 4937о.е; Ток в точке№5: 8278о.е; Ток в точке №6:
95о.е; Ток в точке№7: 5588о.е.
I356 = 8278·165=8902 кА; I1107 = 5588·0525=2934кА;
I101=4937·55=27154 кА;
I105 = 8278·55 = 4451кА.
С помощью этих токов короткого замыкания выбираем оборудование в п3.
На стороне 35 кВ стоят выключатели: В9 В10 В11 В12. Так как эти
выключатели одинаковы то произведу выбор по максимальному току короткого
замыкания протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ
в точке К6 эта точка расположена на шине 35 кВ .
Произведу выбор по току [pic]
Паспортные данные выключателя МКП – 35Б – 1000 – 25АУ1:
Uном =35 кВ; Uma Iном =1000 А; Iотк.ном =25 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =25 кА; tтер =4 c; tсв
а) Проверка на симметричный ток отключения.
Для выполнения этого требования должно соблюдаться неравенство:
где ( – время от начала КЗ до момента расхождения контактов.
[p tз – время действия защиты (001);
tсв – собственное время отключения выключателя.
Определю ток каждой генерирующей ветви в нормальном режиме.
Определю ток каждой генерирующей ветви при КЗ в именованных единицах.
Найду номера типовых кривых для каждой генерирующей ветви а затем
поправочные коэффициенты ( для заданного момента времени.
Ток в момент времени ( через выключатель:
В этой формуле значения токов через ветви с генераторами привел к
Полученное значение тока меньше чем предельный ток отключения
б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ.
где (ном – номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=006 с (ном=025).
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей.
Полученное значение меньше допустимого (648 кА ( 883 кА).
в) Проверка по включающей способности.
где kу – ударный коэффициент.
г) Проверка на электродинамическую стойкость.
д) Проверка на термическую стойкость.
где Bк – тепловой импульс тока КЗ.
где [pic] - время отключения КЗ состоит из времени действия основных
релейных защит ([pic]с) и полного времени отключения выключателя ([pic]с).
В итоге получили что выбранный предварительно выключатель удовлетворяет
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-35-1000-25АУ1»
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В1-В8. Так как эти выключатели
одинаковы то произведу выбор по максимальному току короткого замыкания
протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ в точке К1
эта точка расположена на шине 10 кВ .
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 3150 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =3150 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
Iвкл =45 кА; Iтер =45 кА; tтер =4 c; tсв
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=013 с (ном=0).
Так как (ном=0 то буду проверять по полному току отключения.
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-3150-45У3»
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В14-В15. Так как эти выключатели
протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ в точке К5
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 5000 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =5000 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-5000-45У3»
На стороне 110 кВ стоит выключатели: В13. Такой ток будет протекать
Произведу выбор по току [pic] кА.
Паспортные данные выключателя МКП – 110Б – 630 – 20У1:
Uном =110 кВ; Uma Iном =630 А; Iотк.ном =20 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =20 кА; tтер =3 c; tсв
Полученное значение меньше допустимого (0653 кА ( 707 кА).
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-110-630-20У1»
Uуст =110 кВ; Iном =420 А (см. п1.6); Bк =0946
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 1101000У1.
Uном =110 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =992225 кА²*с.
Uуст =35 кВ; Iном =661 А ; Bк =875 кА²*с.
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 351000У1.
Uном =35 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =625 кА²*с.
Uуст =105 кВ; Iном =1979 А ; Bк =85189 кА²*с.
Выберу разъединитель РВРЗ – 2 – 106300У3.
Uном =10 кВ; Iном =6300 А; (Iтер)²*tтер =40000 кА²*с.
3 Выбор трансформаторов тока
3.1 В цепи генераторов Г1 Г2Г3Г4
Трансформаторы тока (ТА) буду выбирать по максимальному току в
нормальном режиме по напряжению установки и по термической стойкости.
Выбранный ТА проверю по допустимому сопротивлению вторичной обмотки.
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 3000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =3000 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =3675 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Проверю ТА по вторичной нагрузке: [pic].
В Таблица№ 2 приведены приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА.
Прибор Тип Кл. Количество Нагрузка по фазам ВА
Амперметр Э – 350 15 3 05 05 05
Ваттметр Д – 335 15 2 05 05
Варметр Д – 335 15 1 05 05
Счетчик актив. И – 682 1 1 25 25
Датчик актив. Е – 849 05 1 1 1
Датчик реактив. Е – 830 05 1 1 1
Ваттметр Н – 395 15 1 10 10
Амперметр Н – 393 15 1 10
Сопротивление приборов найду по формуле:
Найду максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:
где rк – сопротивление контактов (01 Ом).
Зная сопротивление можно найти минимально допустимое сечение этих проводов:
где ( – удельное сопротивление материала из которого изготовлен провод
(для меди: (=00175).
lпр – длина соединительных проводов (для цепей генераторного
напряжения: lпр =40 м).
Приму провод марки М – 16 имеющий сечение: 16 мм².
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 5000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =5000 А; I2 =5 А;
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА аналогичны приборам для Г1
Г2Г3Г4 (см таблица 2).
Сопротивление приборов:
Минимально допустимое сечение этих проводов.
Приму провод марки М – 4 имеющий сечение: 4 мм².
[pic] – Это ток выключателя В13.
Выберу ТА типа: ТФЗМ110Б – 1
Паспортные данные: Uном =110 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2352 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
К вторичной обмотке ТА подключается только амперметр S=05 ВА.
Сопротивление прибора:
Длина соединительных проводов для цепей высокого напряжения: lпр =100 м.
Выберу ТА типа: ТФЗМ – 35А – 600 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =35 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2700 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в Таблица№ 3.
Прибор Тип Кл. Кол- Нагрузка по фазам
Счетчик актив. энергии И – 682 1 1 25 25
Счетчик реактив. энергии И – 676 15 1 25 25
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =75 м.
Выберу ТА типа: ТПЛК – 10 – 800 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =4286 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в Таблица№ 4.
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =6 м.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Выбор трансформатора напряжения производится по напряжению установки
а проверяется по допустимой мощности вторичной цепи.
В Таблице№5 приведены приборы подключаемые к TV.
Прибор Тип КлассS КоличеЧисло cosP Q
точнообм. ство обмото( Вт Вар
Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6
Ваттметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Варметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Счетчик актив. И – 682 1 2 1 2 034 97
Датчик актив. Е – 849 05 10 1 1 10
Датчик реактив. Е – 830 05 10 1 1 10
Ваттметр Н – 395 15 10 1 2 1 20
Вольтметр Н – 393 15 10 1 1 1 10
Суммарная нагрузка: [pic].
Выберу TV марки: НТМИ – 10 – 66У3
Класс точности – 05; Sном=120 ВА.
В Таблице№ 6 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: ЗНОМ – 35 – 69У3
При классе точности – 05; Sном=150 ВА. Так как трансформатор однофазный
Прибор Тип КлассS КоличеЧисло cos( P Q
точнообм. ство обмото Вт Вар
Счетчик актив. И – 682 1 2 1 2 038 4 97
Счетчик реактив. И – 676 15 2 1 2 038 4 97
Частотомер Н – 397 25 7 1 1 1 7
Частотомер Э – 352 25 1 2 1 1 10
В Таблица№7 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: НКФ – 110 – 83У1
При классе точности – 05; Sном=400 ВА.
Прибор Тип Класс S КоличеЧисло cos( P Q
точнособм. ство обмото Вт Вар
5. Выбор трансформаторов собственных нужд «ТСН»
Трансформаторы собственных нужд выбираются исходя из условия:
Г1-Г4: Sсн=4 МВА. Выберу трансформатор: ТМНС – 630010; Sном=63 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=8 кВт; (Pк=465 кВт; Uк=8 %;
Г5: Sсн=7875 МВА. Выберу трансформатор: ТДНС –1000035; Sном=10 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=12 кВт; (Pк=60 кВт; Uк=8 %;
Мощность пускорезервного трансформатора выбирается с условием питания
потребителей собственных нужд при выходе из строя самого мощного ТСН и
принимается на ступень выше его мощности поэтому выберу:
Выберу трансформатор: ТДНС –1600035; Sном=16 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=17 кВт; (Pк=85 кВт; Uк=10 %;
6. Выбор разрядников
Произведу выбор разрядников по напряжению установки.
Uуст =110 кВ – РВМГ – 110МУ1; Uном =110 кВ= Uуст .
Uуст =35 кВ – РВМ – 35У1; Uном =35 кВ= Uуст .
Uуст =105 кВ – РВМ – 15У1; Uном =15 кВ> Uуст .
7 Выбор проводов для отходящих ЛЭП
Выбор сечения проводов провожу в зависимости от передаваемой мощности по
линии Т=3000-3500 (число использования максимума для проводов).
– количество цепей ЛЭП.
Iав=2· Выбираю АС-50027
Iав=2· Выбираю АС-24032
8 Выбор Секционных реакторов
Выбор произвожу по номинальному напряжению. Где Номинальное напряжение
установки должно быть равно или меньше напряжения реактора. По номинальному
току где ток должен быть меньше или равен току реактора
Для установки реакторов между секциями шин найдем ток протекающий по нему
исходя из проходящей мощности:
Ток между узлами 1-2:
Ток между узлами 2-3:
Ток между узлами 3-4:
Ток между узлами 4-5:
Исходя из полученных значений токов выбираем реактор «РБ 10-1600-056У3»
9 Выбор схем РУ 110кВ РУ 35кВ и РУ 105кВ
Для ОРУ 110 кВ выберу схему с двумя рабочими и одной обходной системами
Для ОРУ 35 кВ выберу схему с одной секционной и одной обходной системами
Для РУ 10 кВ выберу схему с двумя системами сборных шин.
В данном курсовом проекте была принята попытка разработать технологически
и экономически целесообразного варианта электрической части тепловой
электрической станции. Также данный проект имел задачу научить студентов
выбору электрооборудования на станциях и подстанциях энергосистемы. Здесь
также происходило закрепление уже изученного материала на прошедших курсах
обучения по специальности электроснабжения. Выполнение курсового проекта
позволяет в сокращенном объеме познакомиться с этапами проектирования
электрической части электрических станций. В данном проекте рассматривалась
электростанция типа ТЭС ее особенностью является нагрузка на генераторном
напряжении. Для этого необходимо Генераторное распределительное устройство.
Вследствие использования ГРУ при коротком замыкании на нем получались очень
большие токи короткого замыкания и соответственно ударные токи. Для
ограничения этих токов выбирались токоограничивающие секционные реакторы
которыми искусственно повышали сопротивление всей рассматриваемой схемы.
Выбранная схемы может быть и не является самой эффективной но для выбора
самой лучшей схемы потребуются очень громоздкие вычисления которые в
данный проект не входят.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С.
Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.
– 2–е изд.. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 . ил.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб.
пособие для вузовЮ. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.:
Энергоатомиздат. 1985. – 312 с. ил.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П.
Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы
курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. –
изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.

Курсовик по ЭЧС(Свой)5вариант.doc

Задание на проектирование
Выбор главной схемы электрических соединений
2 Расход электроэнергии на собственные нужды
3 Приведение нагрузок к системе
4 Составление вариантов схемы
5 Выбор трансформаторов
6 Выбор выключателей
7 Технико-экономический расчет
Расчет токов трехфазного короткого замыкания
1 Составление схемы замещения
2 Расчет параметров схемы замещения
3 Расчет трехфазного короткого замыкания
Выбор основного оборудования станции
1 Выбор выключателей
1.1 На стороне 35 кВ
1.2 На стороне 105 кВ
1.3 На стороне 110 кВ
2 Выбор разъединителей
2.1 На стороне 110 кВ
2.2 На стороне 35 кВ
2.3На стороне 105 кВ
3 Выбор трансформаторов тока «ТТ»
3.1 В цепи генераторов Г1-Г4
3.2 В цепи генератора Г5
3.3 На высоком напряжении трансформаторов
3.4 На линиях к потребителям на напряжении 35 кВ
3.5 На линиях к потребителям на напряжении 10 кВ
4 Выбор трансформаторов напряжения «ТН»
4.1 На напряжении 105 кВ
4.2 На напряжении 35 кВ
4.3 На напряжении 110 кВ
5 Выбор трансформаторов собственных нужд «ТСН»
7 Выбор отходящих ЛЭП
8 Выбор секционных реакторов
9 Выбор схемы РУ 110 кВ РУ 35 кВ и РУ 105 кВ
Задание на Курсовой проект
Выбрать главную схему электрических соединений станции обосновав выбор
технико-экономическим расчетом.
Рассчитать токи трехфазного короткого замыкания в необходимом
Выбрать основное оборудование для всех распределительных устройств и
сборные шины одного из распределительных устройств.
Описать основные конструктивные решения принятые в проекте.
Исходные данные для расчета:
Генераторы: U=10 кВ; P=32 МВт – 3 шт; P=63 МВт – 1 шт;
Система: S=600 МВА; U=110 кВ; Xc=250%; две линии связи.
Нагрузки потребителей: U1=10 кВ; P1=8 МВт – 5 шт; cos(1=085; kc1=08;
U2=35 кВ; P2=30 МВт –2 шт; cos(2=085; kc1=083.
Величина аварийного резерва на станции – 30 в системе – 30 МВт.
Число использования максимума нагрузок:
- по трансформаторам 5000 – 6500 часов;
- по линиям потребителей 3000 – 3500 часов.
Число часов работы по трансформаторам 8700 часов.
Число часов работы по секционным реакторам 8760 часов
Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 10% от установленной
мощности генераторов.
Себестоимость электроэнергии составляет: 06 копкВт*ч.
Длина линии связи станции с системой равна 50 км.
P=32 МВт Выберу четыре генератора ТВС – 32У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=40 МВА; Xd”=0153 о.е.; Iном=22 кА.
P=63 МВт Выберу один генератор ТВФ – 63 – 2У3; Uном=105 кВ; cos(ном=08;
Sном=7875 МВА; Xd”=0153 о.е.; Iном=433 кА.
ТВФ – 63 – 2У3: [pic].
Варианты показаны на рисунке.1.
Так как в моем случая имеется генераторное распределительное устройство то
трансформаторы выбираются по мощности генераторов присоединенные к этому
распределительному устройству.
Выберу трансформатор марки: ТДЦ – 80000110; Sном=80 МВА;
Uвн=121 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=85 кВт; (Pк=310 кВт; Uк=105 %;
Стоимость трансформатора: C=1137·15=17055 т.руб.
Трансформатор Т2 и Т3:
Выберу трансформатор марки: ТДТН – 40000110; Sном=40 МВА;
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uнн-сн=65% кВ (Pх=39 кВт;
(Pк=200 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Стоимость трансформатора: C=944·15=1416 т.руб.
Выберу трансформатор марки: ТРДН – 4000035; Sном=40 МВА;
Uвн=3875 кВ; Uнн=105 кВ; (Pх=36 кВт; (Pк=170 кВт; Uк=127 %;
Стоимость трансформатора: C=79·16=1264 т.руб.
Трансформатор Т1 по Т3:
Uвн=115 кВ; Uвн-сн=105 %; Uвн-нн=175% кВ; Uнн-сн=65% кВ; (Pх=39
кВт; (Pк=200 кВт; Uнн=11 кВ; Uсн=385 кВ;
Выберу выключатели по току в нормальном режиме.
Выключатели В1; В4: [pic].
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 5000 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1945 т.руб.
Выключатели В2;В3; В5;В6: [pic]
Выберу выключатель марки: МГГ – 10 – 3150 –45У3.
Стоимость выключателя: C=1765 т.руб.
Выключатель В7: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-110Б-630-20У1.
Стоимость выключателя: C=1031 т.руб.
Выключатели В8;В9: [pic].
Выключатели В10;В11;: [pic].
Выберу выключатель марки: МКП-35 – 1000-25АУ1.
Стоимость выключателя: C=327 т.руб.
Выключатели В12: [pic].
Выключатели В1;В2;В3; В4;В5;В6: [pic]
Выключатель В7;В8;В9: [pic].
Выключатель В10: [pic].
Выключатели В11;В12;В13: [pic].
Выключатели В7;В8;В9: [pic].
Выключатели В11; В12: [pic].
Капиталовложения: [pic].
[pic] - суммарная стоимость
[pic]- суммарная расчётная стоимость выключателей на РУ.
Кт = 17055+2*1416+1264=58015 т.р;
Кру = 2*1945+4*1765+3*1031+3*327=5169 т.р;
К= 58015+5169 = 63184т.р;
Потери Ээ в трансформаторах:
В двухобмоточных трансформаторах: [pic].
Приму Тmax (время использования максимума нагрузки)=6100 часов тогда
Потери в трехобмоточных трансформаторах.
Так как ; (Pк одинаковы для всех обмоток трансформатора то эту формулу
можно преобразовать в более простую.
Суммарные потери в Трансформаторах:
ΔWΣ = 0855+2·07097+0866= 314ГВт*ч;
Годовые эксплуатационные издержки:
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·63184100)+06·314 =78233т.р;
Приведенные затраты:
З=Ен·К + И = 012·63184+78233=154054 т.ргод
Кт = 3·1416+17055=59535т.р;
Кру = 6·1765+4·1031+3·327=6164 т.р;
К= 59535+6164 = 65699т.р;
Трансформаторы№1-№3:
ΔWΣ = 1317·3+172= 5671ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·65699100)+06·5671=95783т.р;
З=Ен·К + И = 012·65699+95783=174622 т.ргод.
Кт = 3·1264+17055=54975т.р;
Кру = 6·1765+1031+3·327+2·1945=346 т.р;
К= 54975+346 = 58435т.р;
ΔWΣ = 04306·3+172= 3012ГВт*ч;
И= ((Ра+Ро)·К100) + ·ΔW·10-3 = ((94)·58435100)+06·3012=73001т.р;
З=Ен·К + И = 012·58435+73001=143123 т.ргод.
Вариант3 оказался дешевле варианта1 на 7096% и варианта2 на 18057%.
Поэтому выбираем Вариант№3 для дальнейшего рассмотрения и выбора для этого
варианта оборудования на станции.
Расчет буду производить методом типовых кривых следует ветви с нагрузкой
не учитываются на схеме представлены некоторые узлы для облегчения
расчета. С помощью этих узлов будут вычисляться токи короткого замыкания на
схеме а именно в точках №1;№5;№6;№7. Расчет провожу в точном приведении
относительных единиц. Схема представлена на Рисунке№2.
Вид приведения при расчете – ТПОЕ.
Выбираем базисные величины:
Sб=100 МВА; Uб=110 кВ;
Найду сопротивления элементов схемы замещения.
Сопротивление системы:
Сопротивление линии:
Сопротивление Реакторов:
Реакторы типа: «РБ –10-1600-056У3»;
Сопротивление Трансформаторов:
Трансформаторы №1-№3:
Сопротивления генераторов:
3. Расчет трехфазного короткого замыкания
По преобразованной схеме для расчета короткого замыкания найдем с помощью
программы TKZ на ЭВМ токи короткого замыкания в точках 1; 4; 5; 6.
Компьютерный расчет представлен на приложении№1. Эти токи получились в
относительных единицах для нахождения истенно-именнованного значения
необходимо эти значения умножить на базисные токи рассчитанные в п2.2.
Ток в точке №1: 4611о.е; Ток в точке№4: 8031о.е; Ток в точке №5:
27о.е; Ток в точке№6: 4984о.е.
I355 = 4127·165=6811 кА; I1106 = 4984·0525=2617кА;
I101=4611·55=25361 кА;
I104 = 8031·55 = 44171кА.
С помощью этих токов короткого замыкания выбираем оборудование в п3.
На стороне 35 кВ стоят выключатели: В9 В10 В11 В12. Так как эти
выключатели одинаковы то произведу выбор по максимальному току короткого
замыкания протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ
в точке К6 эта точка расположена на шине 35 кВ .
Произведу выбор по току [pic]
Паспортные данные выключателя МКП – 35Б – 1000 – 25АУ1:
Uном =35 кВ; Uma Iном =1000 А; Iотк.ном =25 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =25 кА; tтер =4 c; tсв
а) Проверка на симметричный ток отключения.
Для выполнения этого требования должно соблюдаться неравенство:
где ( – время от начала КЗ до момента расхождения контактов.
[p tз – время действия защиты (001);
tсв – собственное время отключения выключателя.
Определю ток каждой генерирующей ветви в нормальном режиме.
Определю ток каждой генерирующей ветви при КЗ в именованных единицах.
Найду номера типовых кривых для каждой генерирующей ветви а затем
поправочные коэффициенты ( для заданного момента времени.
Ток в момент времени ( через выключатель:
В этой формуле значения токов через ветви с генераторами привел к
Полученное значение тока меньше чем предельный ток отключения
б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ.
где (ном – номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=006 с (ном=025).
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей.
Полученное значение меньше допустимого (648 кА ( 883 кА).
в) Проверка по включающей способности.
где kу – ударный коэффициент.
г) Проверка на электродинамическую стойкость.
д) Проверка на термическую стойкость.
где Bк – тепловой импульс тока КЗ.
где [pic] - время отключения КЗ состоит из времени действия основных
релейных защит ([pic]с) и полного времени отключения выключателя ([pic]с).
В итоге получили что выбранный предварительно выключатель удовлетворяет
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-35-1000-25АУ1»
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В1-В8. Так как эти выключатели
одинаковы то произведу выбор по максимальному току короткого замыкания
протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ в точке К1
эта точка расположена на шине 10 кВ .
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 3150 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =3150 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
Iвкл =45 кА; Iтер =45 кА; tтер =4 c; tсв
апериодической составляющей в отключаемом токе (для (=013 с (ном=0).
Так как (ном=0 то буду проверять по полному току отключения.
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-3150-45У3»
На стороне 10 кВ стоят выключатели: В14-В15. Так как эти выключатели
протекающий через один из них. Такой ток будет протекать при КЗ в точке К5
Паспортные данные выключателя МГГ –10 – 5000 – 45У3:
Uном =105 кВ; Uma Iном =5000 А; Iотк.ном =45 кА; Iпр.с
всем условиям и принимаем выключатель «МГГ-10-5000-45У3»
На стороне 110 кВ стоит выключатели: В13. Такой ток будет протекать
Произведу выбор по току [pic] кА.
Паспортные данные выключателя МКП – 110Б – 630 – 20У1:
Uном =110 кВ; Uma Iном =630 А; Iотк.ном =20 кА; Iпр.с
Iвкл =20 кА; Iтер =20 кА; tтер =3 c; tсв
Полученное значение меньше допустимого (0653 кА ( 707 кА).
всем условиям и принимаем выключатель «МКП-110-630-20У1»
Uуст =110 кВ; Iном =420 А (см. п1.6); Bк =0946
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 1101000У1.
Uном =110 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =992225 кА²*с.
Uуст =35 кВ; Iном =661 А ; Bк =875 кА²*с.
Выберу разъединитель РНДЗ – 2 – 351000У1.
Uном =35 кВ; Iном =1000 А; (Iтер)²*tтер =625 кА²*с.
Uуст =105 кВ; Iном =1979 А ; Bк =85189 кА²*с.
Выберу разъединитель РВРЗ – 2 – 106300У3.
Uном =10 кВ; Iном =6300 А; (Iтер)²*tтер =40000 кА²*с.
3 Выбор трансформаторов тока
3.1 В цепи генераторов Г1 Г2Г3
Трансформаторы тока (ТА) буду выбирать по максимальному току в
нормальном режиме по напряжению установки и по термической стойкости.
Выбранный ТА проверю по допустимому сопротивлению вторичной обмотки.
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 3000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =3000 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =3675 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Проверю ТА по вторичной нагрузке: [pic].
В Таблица№ 2 приведены приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА.
Прибор Тип Кл. Количество Нагрузка по фазам ВА
Амперметр Э – 350 15 3 05 05 05
Ваттметр Д – 335 15 2 05 05
Варметр Д – 335 15 1 05 05
Счетчик актив. И – 682 1 1 25 25
Датчик актив. Е – 849 05 1 1 1
Датчик реактив. Е – 830 05 1 1 1
Ваттметр Н – 395 15 1 10 10
Амперметр Н – 393 15 1 10
Сопротивление приборов найду по формуле:
Найду максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:
где rк – сопротивление контактов (01 Ом).
Зная сопротивление можно найти минимально допустимое сечение этих проводов:
где ( – удельное сопротивление материала из которого изготовлен провод
(для меди: (=00175).
lпр – длина соединительных проводов (для цепей генераторного
напряжения: lпр =40 м).
Приму провод марки М – 16 имеющий сечение: 16 мм².
3.2 В цепи генератора Г4
Выберу ТА типа: ТШЛ – 10 – 5000 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Uma Iном =5000 А; I2 =5 А;
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА аналогичны приборам для Г1
Г2Г3Г4 (см таблица 2).
Сопротивление приборов:
Минимально допустимое сечение этих проводов.
Приму провод марки М – 4 имеющий сечение: 4 мм².
[pic] – Это ток выключателя В13.
Выберу ТА типа: ТФЗМ110Б – 1
Паспортные данные: Uном =110 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2352 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
К вторичной обмотке ТА подключается только амперметр S=05 ВА.
Сопротивление прибора:
Длина соединительных проводов для цепей высокого напряжения: lпр =100 м.
Выберу ТА типа: ТФЗМ – 35А – 600 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =35 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =2700 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в Таблица№ 3.
Прибор Тип Кл. Кол- Нагрузка по фазам
Счетчик актив. энергии И – 682 1 1 25 25
Счетчик реактив. энергии И – 676 15 1 25 25
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =75 м.
Выберу ТА типа: ТПЛК – 10 – 800 – 0510Р
Паспортные данные: Uном =10 кВ; Iном =800 А; I2 =5 А;
(Iтер)²*tтер =4286 кА²*с; допустимое сопротивление вторичной цепи:
Приборы подключаемые к вторичной обмотке ТА показаны в Таблица№ 4.
Длина соединительных проводов для цепей среднего напряжения: lпр =6 м.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Выбор трансформатора напряжения производится по напряжению установки
а проверяется по допустимой мощности вторичной цепи.
В Таблице№5 приведены приборы подключаемые к TV.
Прибор Тип КлассS КоличеЧисло cosP Q
точнообм. ство обмото( Вт Вар
Вольтметр Э – 350 15 3 2 1 1 6
Ваттметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Варметр Д – 335 15 15 1 2 1 3
Счетчик актив. И – 682 1 2 1 2 034 97
Датчик актив. Е – 849 05 10 1 1 10
Датчик реактив. Е – 830 05 10 1 1 10
Ваттметр Н – 395 15 10 1 2 1 20
Вольтметр Н – 393 15 10 1 1 1 10
Суммарная нагрузка: [pic].
Выберу TV марки: НТМИ – 10 – 66У3
Класс точности – 05; Sном=120 ВА.
В Таблице№ 6 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: ЗНОМ – 35 – 69У3
При классе точности – 05; Sном=150 ВА. Так как трансформатор однофазный
Прибор Тип КлассS КоличеЧисло cos( P Q
точнообм. ство обмото Вт Вар
Счетчик актив. И – 682 1 2 1 2 038 4 97
Счетчик реактив. И – 676 15 2 1 2 038 4 97
Частотомер Н – 397 25 7 1 1 1 7
Частотомер Э – 352 25 1 2 1 1 10
В Таблица№7 приведены приборы подключаемые к TV.
Выберу TV марки: НКФ – 110 – 83У1
При классе точности – 05; Sном=400 ВА.
Прибор Тип Класс S КоличеЧисло cos( P Q
точнособм. ство обмото Вт Вар
5. Выбор трансформаторов собственных нужд «ТСН»
Трансформаторы собственных нужд выбираются исходя из условия:
Г1-Г4: Sсн=4 МВА. Выберу трансформатор: ТМНС – 630010; Sном=63 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=8 кВт; (Pк=465 кВт; Uк=8 %;
Г5: Sсн=7875 МВА. Выберу трансформатор: ТДНС –1000035; Sном=10 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=12 кВт; (Pк=60 кВт; Uк=8 %;
Мощность пускорезервного трансформатора выбирается с условием питания
потребителей собственных нужд при выходе из строя самого мощного ТСН и
принимается на ступень выше его мощности поэтому выберу:
Выберу трансформатор: ТДНС –1600035; Sном=16 МВА;
Uвн=105 кВ; Uнн=63 кВ; (Pх=17 кВт; (Pк=85 кВт; Uк=10 %;
6. Выбор разрядников
Произведу выбор разрядников по напряжению установки.
Uуст =110 кВ – РВМГ – 110МУ1; Uном =110 кВ= Uуст .
Uуст =35 кВ – РВМ – 35У1; Uном =35 кВ= Uуст .
Uуст =105 кВ – РВМ – 15У1; Uном =15 кВ> Uуст .
7 Выбор проводов для отходящих ЛЭП
Выбор сечения проводов провожу в зависимости от передаваемой мощности по
линии Т=3000-3500 (число использования максимума для проводов).
– количество цепей ЛЭП.
Iав=2· Выбираю АС-50027
Iав=2· Выбираю АС-24032
8 Выбор Секционных реакторов
Выбор произвожу по номинальному напряжению. Где Номинальное напряжение
установки должно быть равно или меньше напряжения реактора. По номинальному
току где ток должен быть меньше или равен току реактора
Для установки реакторов между секциями шин найдем ток протекающий по нему
исходя из проходящей мощности:
Ток между узлами 1-2:
Ток между узлами 2-3:
Ток между узлами 3-4:
Ток между узлами 4-5:
Исходя из полученных значений токов выбираем реактор «РБ 10-1600-056У3»
9 Выбор схем РУ 110кВ РУ 35кВ и РУ 105кВ
Для ОРУ 110 кВ выберу схему с двумя рабочими и одной обходной системами
Для ОРУ 35 кВ выберу схему с одной секционной и одной обходной системами
Для РУ 10 кВ выберу схему с двумя системами сборных шин.
В данном курсовом проекте была принята попытка разработать технологически
и экономически целесообразного варианта электрической части тепловой
электрической станции. Также данный проект имел задачу научить студентов
выбору электрооборудования на станциях и подстанциях энергосистемы. Здесь
также происходило закрепление уже изученного материала на прошедших курсах
обучения по специальности электроснабжения. Выполнение курсового проекта
позволяет в сокращенном объеме познакомиться с этапами проектирования
электрической части электрических станций. В данном проекте рассматривалась
электростанция типа ТЭС ее особенностью является нагрузка на генераторном
напряжении. Для этого необходимо Генераторное распределительное устройство.
Вследствие использования ГРУ при коротком замыкании на нем получались очень
большие токи короткого замыкания и соответственно ударные токи. Для
ограничения этих токов выбирались токоограничивающие секционные реакторы
которыми искусственно повышали сопротивление всей рассматриваемой схемы.
Выбранная схемы может быть и не является самой эффективной но для выбора
самой лучшей схемы потребуются очень громоздкие вычисления которые в
данный проект не входят.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С.
Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов.
– 2–е изд.. перераб. – М.: Энергия 1980. – 600 . ил.
Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб.
пособие для вузовЮ. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.:
Энергоатомиздат. 1985. – 312 с. ил.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П.
Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы
курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. –
изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.

ЭЧС(варианты схем)5.dwg

Рисунок.1 Варианты схем

Вопросы по РЗ и А.doc

Основная задача РЗ и А. Основные требования к РЗ (селективность(отн и
абс) чувствительность быстродействие надежность выдержка времени
ступень селективности). Основная и резервная защита. Основные
Реле. Входная и воздействующая величина. Коэффициент возврата.
Определение. Классификация реле. Основные характеристики реле.
Обозначение элементов РЗ на электрической схеме.
ТА в схемах РЗ и А. Особенности работы схема замещения. Векторная
диаграмма. Виды погрешностей. Методы снижения погрешности.
Проверка ТА по кривым предельной кратности.
Схемы соединения ТА.
Оперативный ток в схемах РЗ и А его типы критерии выбора
Ступенчатая токовая защита линий.
Основные виды повреждения и ненормальных режимов работы трансформаторов.
Газовая защита трансформаторов.
Ступенчатая токовая защита силовых трансформаторов от межфазных КЗ.
Защита трансформаторов от токов внешнего КЗ и перегрузки.
Дифференциальной ? защиты силового трансформатора от межфазных КЗ.
Расчет дифференциальной защиты на реле РНТ ДЗТ.
Токовая защита силовых трансформаторов от К1.
Однофазное КЗ в сети с глухо - заземленной нейтралью. Векторная
диаграмма. ? выполнения защит. МТЗ с использованием фильтра тока нулевой
Простое ЗНЗ в сети с изолированной компенсированной нейтралью.
Векторная диаграмма. ? (ТННП селективность защиты
Защита линий 3-10кВ от многофазных КЗ
Аварийные и ненормальные режимы работы высоковольтных
электродвигателей. Применяемые типы защит.
Защита высоковольтных электродвигателей от однофазных ЗНЗ в обмотке
Защита (токовая) высоковольтных электродвигателей От многофазных КЗ в
Защита высоковольтных электродвигателей От перегрузки.
Дифференциальная защита высоковольтных электродвигателей от межфазных
КЗ. Виды защит. Расчет защиты на реле РНТ ДЗТ
Защита ВВЭД от потери питания.
Защита силовых трансформаторов без выключателя на стороне ВН.
Выбор и проверка аппаратов защиты для элементов сети НН.
Защита силовых трансформаторов предохранителями.
Основные виды аварийных и ненормальных режимов работы СГ. Защита от
Защита от многофазных КЗ в обмотке статора СГ (токовые).
Продольная дифференциальная защита СГ.
Защита от однофазных повреждений в обмотке статора СГ.
Защита от замыканий между витками одной фазы СГ.
Защита СГ от внешнего КЗ. МТЗ с пуском по напряжению.
Защита СГ от повышения питания от потери возбуждения от перегрузке
АРВ СГ. Система возбуждения СГ.
Компаундирование СГ полным током.
Релейная форсировка СГ
АПВ: назначение классификация выбор уставок
АВР: назначение классификация требования УАВР.
Последствие снижения мощности в СЭС УАЧР: назначение требования выбор

ЭЧС(варианты схемВеретенников).dwg

Рисунок.1 Варианты схем

ЭЧС(расчет КЗ)5.dwg

Рисунок.2 Выбранная схема для расчета КЗ на программе TKZ