Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

Копия kp_el_st_i_podst_masorskij_obrab.doc

1.Задание на курсовое проектирование
Исходные данные для проектирования варианта № 10
Uс=110 кВ -напряжение на стороне высшего напряжения (ВН) подстанции;
Sс=120 МВА – мощность;
Хс=07 – реактивное сопротивление в относительных единицах;
nс=2 – число линий связи;
=90 км – длина линий связи.
Сведения на стороне низшего напряжений (НН) подстанции:
Uнн=10 кВ–уровень низшего напряжения подстанции;
n=3 Р=5; n=4 P=3 МВт– число и мощность линий;
Кмп1=09; Кмп2=08 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;
Cos j1=08; Cos j2=09 – коэффициент мощности;
Тмакс1=7000 ч; Тмакс2=6000 ч – продолжительность использования максимальной нагрузки.
Расчет электрической части подстанции
1. Определение суммарной мощности потребителей подстанции
Расчет потребных мощностей нагрузок следует производить по любому из известных методов расчета. Потребную мощность можно определить с использованием коэффициента несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная активная мощность на стороне НН:
Полная мощность на стороне НН:
Реактивная мощность на стороне ВН:
Суммарная мощность на стороне ВН:
2. Выбор силовых трансформаторов
Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание даже при аварийном отключении одного из трансформаторов.
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы подстанции; при установке двух трансформаторов мощность каждого из них должна быть такой чтобы при выходе из строя одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной нагрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей первой и второй категорий.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика нагрузки не выше 075. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора определяется из условия
где Sнт – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sр – расчетная мощность
Трансформатор выбранный по этому условию обеспечивает питание всех потребителей в нормальном режиме при загрузке трансформатора (0807) Sнт а в аварийном режиме один трансформатор оставшийся в работе обеспечивает питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной перегрузки на 40%. Потребители 3й категории во время максимума энергопотребления должны быть отключены.
Выбираем трансформатор ТДН-25000110. Т – трех фазный; Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла. Н – наличие системы регулирования напряжения. Технические характеристики которого приведены в таблице 3.2.1.
Напряжение обмотки кВ
3. Выбор схемы главных электрических соединений подстанции
Исходя из количества подходящих линий n=2 напряжения на стороне ВН Uвн=110кВ выбираем для РУВН – 110кВ схему квадрат [1 стр.356 т.8.3]. РУВН выполняю открытого типа. Применение открытого распределительного устройства уменьшает стоимость и сокращает сроки сооружения подстанции. При замене и демонтаже оборудования ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны лучше условия для отвода тепла от трансформаторов.
Принимаю к установке РУНН – 10кВ закрытого исполнения достоинствами которой являются защита аппаратуры от воздействия окружающей среды от пыли и копоти от больших колебаний температуры от солнечной радиации а так же большее удобство обслуживания исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей большая компактность. Общий вид схемы подстанции приведен на рис. 3.3.1.
Рис.3.3.1. Общий вид схемы подстанции
4. Расчет рабочих токов
Продолжительные рабочие токи определяются для выбора аппаратов и проводников. Различают рабочие токи нормального режима а также утяжеленного (ремонтного аварийного послеаварийного). Для выбора аппаратуры следует ориентироваться на утяжеленный режим работы получая максимальные рабочие токи.
Рабочий ток фидеров:
где Рн.ф– номинальная мощность фидера кВт;
Uн.ф – номинальное напряжение фидера (потребителя) кВ;
cosjф – коэффициент мощности потребителя.
Рабочий ток секционного выключателя
где SРн.ф – сумма мощностей потребителей наиболее загруженной секции сборных шин кВт;
Uн – номинальное напряжение группы токоприемников кВ;
cosjср.вз – средневзвешенное значение коэффициентов мощности группы токоприемников
cosjср.вз =cosjнн1=08; cosjнн2=09
Рабочий ток вводов РУ и сборных шин:
где S Рн.РУ – суммарная номинальная мощность всех присоединений РУ кВ;
cos jср.вз.РУ – средневзвешенное значение коэффициентов мощности всех присоединений РУ.
Максимальный рабочий ток распределительного устройства высшего напряжения определяют исходя из полной загрузки силового трансформатора и допустимой перегрузки аварийного режима
где 14 – кратность максимальной перегрузки в аварийном режиме;
Sн.т=40000кВА – номинальная мощность силового трансформатора;
Uн.ВН=110 кВ– номинальное напряжение РУВН.
5. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов к.з. выполняем для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость для проверки на термическую устойчивость шин распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи к.з. (трехфазные).
Расчетная схема подстанции приведена на рис.3.5.1.
Схема замещения приведена на рис. 3.5.2.
Рис.3.5.1. Расчетная схема подстанции
Расчет производится в относительных единицах
Относительное сопротивление системы:
Где -базовая мощность принимаем =100 МВА
=120 МВА- номинальная мощность системы
Относительные сопротивления обмоток для двухобмоточных трансформаторов
Приводим к базисной мощности:
Относительные сопротивления ВЛЭП:
Где Xуд=04 омкм- индуктивное погонное сопротивление;
L=90 км- протяженность ВЛЭП;
Uср=115 кВ- среднее расчетное напряжение линии;
Все рассчитанные сопротивления нанесены на схему замещения подстанции.
Вычисление токов и мощностей КЗ произведем аналитическим методом.
Действующее значение периодической составляющей тока КЗ:
Где kу=1608- ударный коэффициент
По схеме преобразования рис. 3.5.4 находим результирующие сопротивления до точки КЗ:
Где Uср=105 кВ - среднее расчетное напряжение линии;
Где kу=18- ударный коэффициент
Результаты расчета сведены в табл.3.5.1.
6. Выбор электрических аппаратов
При выборе выключателей разъединителей отделителей и короткозамыкателей необходимо представить подробные расчеты для одного из присоединений и результаты выбора свести в таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных. По остальным присоединениям достаточно привести только таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных.
6.1. Выбор выключателей
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он должен быть способен коммутировать электрические цепи как в номинальных так и в аварийных режимах.
Выключатели выбираем по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции) по длительному нагреву максимальным рабочим током и проверяем по отключающей способности на динамическую и термическую устойчивость токам К.З.
Предварительно для РУВН принимаем МКП-110Б-630-20У1
Выбор по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции)
где Uуст – номинальное напряжение проектируемой установки (распре-делительного пункта);
Uн – номинальное (каталожное) напряжение выбираемого выключателя.
Выбор по длительному нагреву максимальным рабочим током
Iн – номинальный (каталожный) ток выбираемого выключателя.
Проверка по отключающей способности:
где Iп.о – начальное значение периодической составляющей тока к.з.;
Iоткл.н – номинальный (каталожный) ток отключения проверяемого выключателя.
Проверка на электродинамическую устойчивость токам к.з:
iпр.с – каталожное значение предельного сквозного тока выбираемого выключателя.
Проверка на термическую устойчивость (тепловой импульс тока к.з.):
где Вк.рас – расчетное значение теплового импульса в период к.з.;
Вк.рас.=I2п.о.(tоткл.+Tа) кА2с
Вк.рас.=0792(002.+007)=0056 кА2с
tоткл.= tр.з+ tо.в=002+005=007 с – длительность к.з.;
tр.з=002 с – время действия релейной защиты;
tо.в=005 с – время отключения выключателя;
Tа=002 – постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.
Вк.н=I2тtт – номинальное значение теплового импульса выбираемого выключателя;
Iт tт – номинальные значения тока и времени термической стойкости выключателя.
Вк.н=202·3=1200 кА2с
Все условия соблюдаются. Окончательно принимаем выключатель МКП-110Б-630-20У1.
Результаты расчета сведены в табл. 3.6.1.1:
Каталожные данные выключателя МКП-110Б-630-20У1.
Выбор выключателей для распределительного устройства низкого напряжения сведен в таблицу 3.6.1.2:
Каталожные данные вводного выключателя ВВЭ-10-3152000У3.
Каталожные данные секционного выключателя ВВЭ-10-201600У3.
Каталожные данные фидерного выключателя ВВЭ-10-20630У3.
6.2. Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производим так же как и выключателей но без проверок на отключающую способность так как они не предназначаются для отключения цепей находящихся под током.
Результаты выбора разъединителей для РУВН сведены в табл. 3.6.2.1:
Каталожные данные разъединителя
Для РУНН выбор разъединителей не производим так как оно выполнено в виде ЗРУ. В нем установлены комплектные распределительные устройства. Отделители и короткозамыкатели не предусмотрены схемой подстанции.
6.3 Выбор измерительных трансформаторов
Питание всех токовых измерительных приборов осуществляется от трансформаторов тока (ТА). Используются ТА с несколькими сердечниками: один или несколько соответствующего класса точности для питания измерительных приборов другие - для релейных защит.
Трансформаторы тока выбираем по уровню допустимого напряжения нагреву рабочим током и по требуемому классу точности проверяем по электродинамической и термической стойкости токам к.з.
Номинальный ток ТА должен быть как можно ближе к рабочему т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
Выбираем ТА по классу точности: принимаем класс точности ТА - 05 (для подключения счетчиков);
Для выключателя МКП-110Б-630-20У1 предусмотрен встроенный трансформатор тока ТВ-110-I-2005У2 но значение номинальной вторичной нагрузки соответствующей Iном=200А не нормируется для требуемого класса точности 05.
Номинальный вторичный ток ТА I2=5 А;
Необходимо выполнение условия:
где Z2 – вторичная (расчетная) нагрузка ТА. Z2н R2 т.к. индуктивное сопротивление токовых цепей мало;
Z2н – номинальная (каталожная) нагрузка ТА в требуемом классе точности.
где Rприб Sприб – сопротивление и мощность потребляемые измерительными приборами;
Rконт – сопротивление контактов вторичной цепи ТА Rконт=005 Ом;
Для расчета Sприб составим таблицу с характеристиками подключаемых приборов.
Нагрузка ТА от приборов
Счетчик активной мощности
Сопротивление монтажных проводов (Rпров ) вторичных цепей ТА:
=3-расчетная длина проводов зависит от количества приборов и схемы их соединения (рис. 3.6.3.1);
=60-80 м для РУ 110 кВ =3·60=180 м;
Рис.3.6.3.1. Схема соединения приборов
q=6 мм2–площадь сечения;
r = 00283 Ом·мм2м- удельное сопротивление алюминиевого провода;
Вторичная расчетная нагрузка:
Результаты выбора ТА для РУВН сведены в таблицу 3.6.3.2.
Каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-110Б-1У1
Для РУНН 10 кВ выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК-10 с номинальным напряжением 10 кВ.
Принимаем сечение соединительных проводов q=25 мм2 общую длину =15 м остальные параметры вторичных цепей такие же как на РУВН
Результаты выбора ТА для РУНН сведены в таблицу 3.6.3.3
Каталожные данные вводного трансформатора тока ТЛ-10-IIУ3
Каталожные данные секционного трансформатора тока ТПЛК-10У3
Каталожные данные фидерного трансформатора тока ТПЛК-10У3
Трансформаторы напряжения выбираем по следующим параметрам:
конструкции и схеме соединения обмоток;
где S2н – номинальная мощность в выбранном классе точности.
Принимаем класс точности 05.
Подсчет S2S производим в табличной форме (табл. 3.6.3.4). Сечение алюминиевых проводов принимаем 25 мм2.
Мощность потребля-емая 1 катушкой
Результаты выбора трансформаторов напряжения сведены в таблицу:
Каталожные данные трансформатора напряжения РУВН
Каталожные данные трансформатора напряжения РУНН
6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд (с.н.) зависит от типа подстанции электрооборудования мощности силовых трансформаторов.
Потребителями с.н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов обогреватели приводов отделителей и короткозамыкателей шкафов КРУН а также освещение.
Мощность трансформатора с.н.:
Выбираем трансформатор ТСЗ-25010.
Для выбора выключателя трансформатора сн. рассчитаем рабочий ток:
Выбор выключателя представлен в таблице 3.6.4.2.
Каталожные данные вводного выключателя ВВЭ-10-20630У3.
Выбор трансформатора тока представлен в таблице 3.6.4.3.
Каталожные данные трансформатора тока
Оперативный ток на подстанции
Источником постоянного оперативного тока служат аккумуляторные батареи которые выбирают по необходимой емкости (типовому номеру) по уровню необходимого напряжения и схеме присоединения к шинам.
Типовой номер батареи (N) рассчитывается по формуле
где 105 – коэффициент запаса учитывающий понижение энергии батареи при старении;
j=18AN – допустимая нагрузка аварийного разряда приведенная к первому номеру аккумулятора в зависимости от температуры электролита;
Iав=60 А – нагрузка установившегося аварийного разряда;
Принимаем типовой номер аккумулятора N=4 и выбираем аккумуляторные батареи типа СК – 4. В таблице приведены технические данные выбранной аккумуляторной батареи где представлены основные технические характеристики и параметры.
Номинальная ёмкость А·ч
Номинальное напряжение В
Конечное напряжение разряда В при длительности разрядач
Количество элементов (банок) присоединенных к шинам в режиме постоянного разряда определяем по формуле:
где Uм=233 - напряжение на шинах;
Uпз=215 В - напряжение на элементе в режиме подзаряда;
В режиме дозаряда при повышенном напряжении на элементе (25В) к шинам присоединяется минимальное количество элементов определяемое по формуле:
В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 175В а на шинах ниже номинального (220В) максимальное количество элементов определяем по формуле:
В качестве подзарядных устройств используем выпрямительное устройство ВАЗП-380260-4080 на напряжение 260-380В и ток 40-80А.
На РУВН выбираем гибкие шины типа АС.
Сечение гибких шин выбираем по нагреву рабочим током проверяем по экономической плотности тока по термическому действию тока к.з. и по условиям короны:
Предварительно принимаем провод АС-508.
По нагреву рабочим током
Iдоп=210 А– допустимый ток шины выбранного сечения;
По экономической плотности тока
где Sэк– экономически целесообразное сечение шины принимаем Sэк=150 мм2;
j=11 Амм2– экономическая плотность тока;
Шина является термически стойкой к токам к.з. если соблюдается условие
где S – выбранное сечение проводника мм2;
Iк=790 А – установившийся ток к.з;
tк=tоткл=007 с – время прохождения тока к.з;
С=88 – коэффициент для алюминиевых шин;
По условиям коронирования минимальное стойкое сечение провода на напряжение 110 кВ – 70 мм2. Исходя из этого принимаем окончательно провод марки АС 15024.
На РУНН выбираем жесткие шины прямоугольного сечения.
Предварительно принимаем алюминиевые шины сечением 50×6 мм2.
Iдоп=740 А– допустимый ток шины выбранного сечения;
где Sэк– экономически целесообразное сечение шины принимаем Sэк=100×8=800 мм2;
Iк=8290 А – установившийся ток к.з;
Шина динамически устойчива если
=70 МПа допустимое напряжение в материале алюминиевой шины.
Расчетное напряжение в шине определяется
где W– момент сопротивления шин;
– изгибающий момент;
fрас – изгибающая сила приходящаяся на единицу длины средней фазы Нм;
=20 м – расстояние между изоляторами вдоль шины м;
а=01 м расстояние между осями смежных фаз.
Окончательно принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 100×8.
6.6.Выбор изоляторов
Для РУВН 110 кВ выбираем следующие типы изоляторов:
-подвесной изолятор с гирляндой натяжного типа ПФ6-А с восемью изоляторами в гирлянде.
-опорный изолятор типа ИОС-110-300 УХЛ
Для РУНН 10 кВ выбираем проходной изолятор наружно-внутренней установки ИП-101600-1250 УХЛ1.
Проверим изолятор по рабочему току:
Проверим изолятор по допустимой механической нагрузке. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки:
Расчетная нагрузка определяется:
где kп – поправочный коэффициент на высоту шины;
Низ =620 мм– высота изолятора;
С=8 мм – высота шины по оси изолятора.
Изолятор по механической прочности подходит.
Для ЗРУ принимаем опорные изоляторы внутренней установки типа ИО-10375 УЗ С
С мин. Разрушающей силой на щит 375 кН высота изолятора Низ =120 мм;
7. Расчет заземляющего устройства
Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:
а) в установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю ;
За расчетное сопротивление заземления принимаем наименьшее Rз=05 Ом.
Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы (24 м) фундаменты опор системы трос-опора.
Площадь занимаемая оборудованием подстанции определяется размерами ячеек всех распределительных устройств схемой РУ их количеством габаритами силовых трансформаторов допустимыми минимальными расстояниями для открытых РУ.
На подстанции будем использовать искусственные заземлители в виде продольных и поперечных стальных полос сечением 50*5 мм2.
Рис.3.7.1 Общий вид искусственного заземляющего устройства подстанции
План подстанции представляет собой две площади: ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ для которых необходимо рассчитать общее сопротивление заземлителей.
Площадь 44000*52000 см.
Сопротивление одной продольной полосы:
где =5200 см – длина полосы;
в=5 ширина полосы см;
t=80 см– глубина заложения;
rп – расчетное сопротивление грунта на глубине закладки:
rп=к1· r=16·02·104=3200 Ом·см
где к1 – коэффициент учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t =08 м к1=16);
r=02·104 - среднее удельное сопротивление грунта (чернозем).
Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования
Сопротивление одной поперечной полосы определяем также:
Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования:
n=20- число полос с шагом 4 м.
Общее сопротивление сетки полос и заземлителей:
где h=06 - коэффициент использования.
8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты
Основными аппаратами защиты оборудования подстанций от перенапряжений являются вентильные разрядники.
На РУВН выбираем вентильный разрядник ОПН-110 кВ
На РУНН выбираем вентильный разрядник ОПН-10 кВ
Для защиты электроустановок подстанции от прямых ударов молний устанавливаем стержневые молниеотводы.
Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.
Торцевые области зоны защиты двойных молниеотводов определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов
Рассчитаем зону защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h=25м 150м которая представляет собой круговой конус:
Радиус зоны защиты на уровне земли:
Радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx=11м:
Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры при расстоянии между молниеотводами hL=375 м2h:
-высота защищаемой зоны в середине между молниеотводами:
-радиус защищаемой зоны в середине между молниеотводами на уровне земли
-ширина защищаемой зоны в середине между молниеотводами на высоте hx:
При расстоянии между молниеотводами 2hL=629 м4h:
Все результаты расчета молниезащиты сведены в таблицу. Построение зон защиты молниеотводов выполнены в графической части.
Задание на курсовое проектирование2
Расчет электрической части подстанции4
1. Определение суммарной мощности потребителей подстанции4
2. Выбор силовых трансформаторов4
3. Выбор схемы главных электрических соединений подстанции6
4. Расчет рабочих токов7
5. Расчет токов короткого замыкания9
6. Выбор электрических аппаратов123.6.1. Выбор выключателей123.6.2. Выбор разъединителей163.6.3 Выбор измерительных трансформаторов163.6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд203.6.5 Выбор шин233.6.6.Выбор изоляторов253.7. Расчет заземляющего устройства273.8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты30
Список литературы 33

1_masorskij_izmen.bak.frw

Принципиальная электрическая
ЗОТФ.100400.010.КП.01
схема подстанции 11010
Трансформаторы силовые
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы собственных нужд

kp_el_st_i_podst_masorskij_obrab.doc

1.Задание на курсовое проектирование
Исходные данные для проектирования варианта № 1
Uс=110 кВ -напряжение на стороне высшего напряжения (ВН) подстанции;
Sс=200 МВА – мощность;
Хс=05 – реактивное сопротивление в относительных единицах;
nс=2 – число линий связи;
=50 км – длина линий связи.
Сведения на стороне среднего напряжения (СН) подстанции:
Uсн=35 кВ–уровень среднего напряжения подстанции;
n=2 Р=15 МВт– число и мощность линий;
Кмп=08 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;
Cos j=08– коэффициент мощности;
Тмакс=5000 ч – продолжительность использования максимальной нагрузки.
Сведения на стороне низшего напряжений (НН) подстанции:
Uнн=6 кВ–уровень низшего напряжения подстанции;
n=4 Р=5; n=3 P=4 МВт– число и мощность линий;
Кмп1=08; Кмп2=09 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;
Cos j1=1; Cos j2=08 – коэффициент мощности;
Тмакс1=5500 ч; Тмакс2=5000 ч – продолжительность использования максимальной нагрузки.
Расчет электрической части подстанции
1. Определение суммарной мощности потребителей подстанции
Расчет потребных мощностей нагрузок следует производить по любому из известных методов расчета. Потребную мощность можно определить с использованием коэффициента несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная активная мощность на стороне СН:
Полная мощность на стороне CН:
Рективная мощность на стороне СН:
Аналогично определяется суммарная мощность на стороне НН подстанции.
Суммарная активная мощность на стороне НН:
Полная мощность на стороне НН:
Реактивная мощность на стороне ВН:
Суммарная мощность на стороне ВН:
2. Выбор силовых трансформаторов
Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание даже при аварийном отключении одного из трансформаторов.
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы подстанции; при установке двух трансформаторов мощность каждого из них должна быть такой чтобы при выходе из строя одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной нагрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей первой и второй категорий.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика нагрузки не выше 075. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора определяется из условия
где Sнт – номинальная мощность трансформатора МВА;
Sр – расчетная мощность
Трансформатор выбранный по этому условию обеспечивает питание всех потребителей в нормальном режиме при загрузке трансформатора (0807) Sнт а в аварийном режиме один трансформатор оставшийся в работе обеспечивает питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной перегрузки на 40%. Потребители 3й категории во время максимума энергопотребления должны быть отключены.
Выбираем трансформатор ТДТН-40000110. Т – трех фазный; Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла. Т –трехобмоточный; Н – наличие системы регулирования напряжения. Технические характеристики которого приведены в таблице 3.2.1.
Напряжение обмотки кВ
3. Выбор схемы главных электрических соединений подстанции
Исходя из количества подходящих линий n=2 напряжения на стороне ВН Uвн=110кВ выбираем для РУВН – 110кВ схему с одной рабочей секционированной системой шин с совмещенным секционным и обходным выключателем [1 стр.356 т.8.3]. РУВН выполняю открытого типа. Применение открытого распределительного устройства уменьшает стоимость и сокращает сроки сооружения подстанции. При замене и демонтаже оборудования ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны лучше условия для отвода тепла от трансформаторов.
Для РУСН Uсн=35кВ и РУНН Uнн=10кВ выбираю схемы с одной секционированной системой шин. Эта схема проста в обслуживание при сравнительно небольшой стоимости. При этом РУСН выполняю открытого типа.
Принимаю к установке РУНН – 10кВ закрытого исполнения достоинствами которой являются защита аппаратуры от воздействия окружающей среды от пыли и копоти от больших колебаний температуры от солнечной радиации а так же большее удобство обслуживания исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей большая компактность. Общий вид схемы подстанции приведен на рис. 3.3.1.
Рис.3.3.1. Общий вид схемы подстанции
4. Расчет рабочих токов
Продолжительные рабочие токи определяются для выбора аппаратов и проводников. Различают рабочие токи нормального режима а также утяжеленного (ремонтного аварийного послеаварийного). Для выбора аппаратуры следует ориентироваться на утяжеленный режим работы получая максимальные рабочие токи.
Рабочий ток фидеров:
где Рн.ф– номинальная мощность фидера кВт;
Uн.ф – номинальное напряжение фидера (потребителя) кВ;
cosjф – коэффициент мощности потребителя.
Рабочий ток секционного выключателя
где SРн.ф – сумма мощностей потребителей наиболее загруженной секции сборных шин кВт;
Uн – номинальное напряжение группы токоприемников кВ;
cosjср.вз – средневзвешенное значение коэффициентов мощности группы токоприемников
cosjср.вз =cosjсн=08 т.к. на шинах СН потребители однородные.
cosjср.вз =cosjнн1=1; cosjнн2=08
Рабочий ток вводов РУ и сборных шин:
где S Рн.РУ – суммарная номинальная мощность всех присоединений РУ кВ;
cos jср.вз.РУ – средневзвешенное значение коэффициентов мощности всех присоединений РУ.
Максимальный рабочий ток распределительного устройства высшего напряжения определяют исходя из полной загрузки силового трансформатора и допустимой перегрузки аварийного режима
где 14 – кратность максимальной перегрузки в аварийном режиме;
Sн.т=40000кВА – номинальная мощность силового трансформатора;
Uн.ВН=110 кВ– номинальное напряжение РУВН.
5. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов к.з. выполняем для проверки аппаратуры на отключающую способность и динамическую стойкость для проверки на термическую устойчивость шин распределительных устройств. Для этих целей в соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие токи к.з. (трехфазные).
Расчетная схема подстанции приведена на рис.3.5.1.
Схема замещения приведена на рис. 3.5.2.
Рис.3.5.1. Расчетная схема подстанции
Расчет производится в относительных единицах
Относительное сопротивление системы:
Где -базовая мощность принимаем =100 МВА
=200 МВА- номинальная мощность системы
Относительные сопротивления обмоток трансформатора:
ХтВ % = 05(UкВ-Н % + UкВ-С % - UкС-Н %)
ХтС % = 05(UкВ-С % + UкС-Н % - UкВ-Н %)
ХтН % = 05(UкВ-Н % + UкС-Н % - UкВ-С %);
ХтВ %=05(105+175-65)=1075%
ХтВ %=05(105+65-175)=-025%
ХтВ %=05(175+65-105)=68%
Приводим к базисной мощности:
Относительные сопротивления ВЛЭП:
Где Xуд=04 омкм- индуктивное погонное сопротивление;
L=50 км- протяженность ВЛЭП;
Uср=115 кВ- среднее расчетное напряжение линии;
Все рассчитанные сопротивления нанесены на схему замещения подстанции.
Вычисление токов и мощностей КЗ произведем аналитическим методом.
Действующее значение периодической составляющей тока КЗ:
Где kу=1608- ударный коэффициент [3 стр.21т.3.2].
По схеме преобразования рис. 3.5.4 находим результирующие сопротивления до точки КЗ:
Где Uср=37 кВ- среднее расчетное напряжение линии;
Где kу=18- ударный коэффициент [3 стр.21т.3.2].
Где Uср=63 кВ- среднее расчетное напряжение линии;
Результаты расчета сведены в табл.3.5.1.
6. Выбор электрических аппаратов
При выборе выключателей разъединителей отделителей и короткозамыкателей необходимо представить подробные расчеты для одного из присоединений и результаты выбора свести в таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных. По остальным присоединениям достаточно привести только таблицы сопоставления паспортных и расчетных данных.
6.1. Выбор выключателей
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он должен быть способен коммутировать электрические цепи как в номинальных так и в аварийных режимах.
Выключатели выбираем по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции) по длительному нагреву максимальным рабочим током и проверяем по отключающей способности на динамическую и термическую устойчивость токам К.З.
Предварительно для РУВН принимаем МКП-110Б-630-20У1
Выбор по допустимому уровню напряжения (по уровню изоляции)
где Uуст – номинальное напряжение проектируемой установки (распре-делительного пункта);
Uн – номинальное (каталожное) напряжение выбираемого выключателя.
Выбор по длительному нагреву максимальным рабочим током
Iн – номинальный (каталожный) ток выбираемого выключателя.
Проверка по отключающей способности:
где Iп.о – начальное значение периодической составляющей тока к.з.;
Iоткл.н – номинальный (каталожный) ток отключения проверяемого выключателя.
Проверка на электродинамическую устойчивость токам к.з:
iпр.с – каталожное значение предельного сквозного тока выбираемого выключателя.
Проверка на термическую устойчивость (тепловой импульс тока к.з.):
где Вк.рас – расчетное значение теплового импульса в период к.з.;
Вк.рас.=I2п.о.(tоткл.+Tа) кА2с
Вк.рас.=0872(002.+007)=0068 кА2с
tоткл.= tр.з+ tо.в=002+005=007 с – длительность к.з.;
tр.з=002 с – время действия релейной защиты;
tо.в=005 с – время отключения выключателя;
Tа=002 – постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з. [3 стр.21т.3.2];
Вк.н=I2тtт – номинальное значение теплового импульса выбираемого выключателя;
Iт tт – номинальные значения тока и времени термической стойкости выключателя.
Вк.н=202·3=1200 кА2с
Все условия соблюдаются. Окончательно принимаем выключатель МКП-110Б-630-20У1.
Результаты расчета сведены в табл. 3.6.1.1:
Каталожные данные выключателя МКП-110Б-630-20У1.
Выбор выключателей для распределительного устройства среднего напряжения сведен в таблицу 3.6.1.2:
Каталожные данные вводного выключателя МКП-35-1000-25АУ1.
Каталожные данные секционного выключателя МКП-35-1000-25АУ1.
Каталожные данные фидерного выключателя МКП-35-1000-25АУ1.
Выбор выключателей для распределительного устройства низкого напряжения сведен в таблицу 3.6.1.3:
Каталожные данные вводного выключателя ВВЭ-10-3152000У3.
Каталожные данные секционного выключателя ВВЭ-10-201600У3.
Каталожные данные фидерного выключателя ВВЭ-10-20630У3.
Как видно из таблицы 3.6.1.3 на РУНН 6 кВ устанавливаем выключатели серии ВВЭ-10 с номинальным напряжением 10 кВ по нескольким причинам.
Существует возможность установки выключателей серии ВЭ ВЭС ВЭЭ ВЭЭС с номинальным напряжением 6 кВ но цена этих выключателей выше в два раза.
Диапазон номинальных токов выключателей серии ВЭ ВЭС ВЭЭ ВЭЭС с номинальным напряжением 6 кВ начинается с 1600 А
Существует перспектива реконструкции РУНН с 6 кВ на 10 кВ что актуально в данное время.
6.2. Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производим так же как и выключателей но без проверок на отключающую способность так как они не предназначаются для отключения цепей находящихся под током.
Результаты выбора разъединителей для РУВН сведены в табл. 3.6.2.1:
Каталожные данные разъединителя
Результаты выбора разъединителей для РУСН сведены в табл. 3.6.2.2:
Каталожные данные разъединителя на вводе
Каталожные данные секционного разъединителя РНДЗ.2-351000У1
Для РУНН выбор разъединителей не производим так как оно выполнено в виде ЗРУ. В нем установлены комплектные распределительные устройства. Отделители и короткозамыкатели не предусмотрены схемой подстанции.
6.3 Выбор измерительных трансформаторов
Питание всех токовых измерительных приборов осуществляется от трансформаторов тока (ТА). Используются ТА с несколькими сердечниками: один или несколько соответствующего класса точности для питания измерительных приборов другие - для релейных защит.
Трансформаторы тока выбираем по уровню допустимого напряжения нагреву рабочим током и по требуемому классу точности проверяем по электродинамической и термической стойкости токам к.з.
Номинальный ток ТА должен быть как можно ближе к рабочему т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
Выбираем ТА по классу точности: принимаем класс точности ТА - 05 (для подключения счетчиков);
Для выключателя МКП-110Б-630-20У1 предусмотрен встроенный трансформатор тока ТВ-110-I-2005У2 но значение номинальной вторичной нагрузки соответствующей Iном=200А не нормируется для требуемого класса точности 05.
Номинальный вторичный ток ТА I2=5 А;
Необходимо выполнение условия:
где Z2 – вторичная (расчетная) нагрузка ТА. Z2н R2 т.к. индуктивное сопротивление токовых цепей мало;
Z2н – номинальная (каталожная) нагрузка ТА в требуемом классе точности.
где Rприб Sприб – сопротивление и мощность потребляемые измерительными приборами;
Rконт – сопротивление контактов вторичной цепи ТА Rконт=005 Ом;
Для расчета Sприб составим таблицу с характеристиками подключаемых приборов.
Нагрузка ТА от приборов
Счетчик активной мощности
Сопротивление монтажных проводов (Rпров ) вторичных цепей ТА:
=3-расчетная длина проводов зависит от количества приборов и схемы их соединения (рис. 3.6.3.1);
=60-80 м для РУ 110 кВ =3·60=180 м;
Рис.3.6.3.1. Схема соединения приборов
q=6 мм2–площадь сечения;
r = 00283 Ом·мм2м- удельное сопротивление алюминиевого провода;
Вторичная расчетная нагрузка:
Результаты выбора ТА для РУВН сведены в таблицу 3.6.3.2.
Каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ-110Б-1У1
Для РУСН выбираем трансформаторы тока также типа ТФЗМ так как желательно использовать однотипное оборудование на всех напряжениях подстанции кроме того они обладают большим диапазоном изменения номинального первичного тока для класса точности 05 по сравнению с трансформаторами тока ТВ-35 встроенных в выключатель типа МКП-35.
Результаты выбора ТА для РУСН сведены в таблицу 3.6.3.3
Каталожные данные вводного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-IУ1
Каталожные данные секционного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-IУ1
Каталожные данные фидерного трансформатора тока ТФЗМ-35Б-IУ1
Для РУНН 6 кВ выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК-10 с номинальным напряжением 10 кВ. Трансформаторы тока ТВЛМ на 6 кВ для класса точности 05 не изготовляются.
Принимаем сечение соединительных проводов q=25 мм2 общую длину =15 м остальные параметры вторичных цепей такие же как на РУВН и РУСН.
Результаты выбора ТА для РУНН сведены в таблицу 3.6.3.4
Каталожные данные вводного трансформатора тока ТЛ-10-IIУ3
Каталожные данные секционного трансформатора тока ТПЛК-10У3
Каталожные данные фидерного трансформатора тока ТПЛК-10У3
Трансформаторы напряжения выбираем по следующим параметрам:
конструкции и схеме соединения обмоток;
где S2н – номинальная мощность в выбранном классе точности.
Принимаем класс точности 05.
Подсчет S2S производим в табличной форме (табл. 3.6.3.5). Сечение алюминиевых проводов принимаем 25 мм2.
Мощность потребляемая 1 кату-шкой
Результаты выбора трансформаторов напряжения сведены в таблицу:
Каталожные данные трансформатора напряжения РУВН
Каталожные данные трансформатора напряжения РУСН
Каталожные данные трансформатора напряжения РУНН
6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд (с.н.) зависит от типа подстанции электрооборудования мощности силовых трансформаторов.
Потребителями с.н. подстанций являются электродвигатели обдува трансформаторов обогреватели приводов отделителей и короткозамыкателей шкафов КРУН а также освещение.
Мощность трансформатора с.н.:
Выбираем трансформатор ТСЗ-40010.
Для выбора выключателя трансформатора сн. рассчитаем рабочий ток:
Выбор выключателя представлен в таблице 3.6.4.2.
Каталожные данные вводного выключателя ВВЭ-10-20630У3.
Выбор трансформатора тока представлен в таблице 3.6.4.3.
Каталожные данные трансформатора тока
Оперативный ток на подстанции
Источником постоянного оперативного тока служат аккумуляторные батареи которые выбирают по необходимой емкости (типовому номеру) по уровню необходимого напряжения и схеме присоединения к шинам.
Типовой номер батареи (N) рассчитывается по формуле
где 105 – коэффициент запаса учитывающий понижение энергии батареи при старении;
j=18AN – допустимая нагрузка аварийного разряда приведенная к первому номеру аккумулятора в зависимости от температуры электролита;
Iав=60 А – нагрузка установившегося аварийного разряда;
Принимаем типовой номер аккумулятора N=4 и выбираем аккумуляторные батареи типа СК – 4. В таблице приведены технические данные выбранной аккумуляторной батареи где представлены основные технические характеристики и параметры.
Номинальная ёмкость А·ч
Номинальное напряжение В
Конечное напряжение разряда В при длительности разрядач
Количество элементов (банок) присоединенных к шинам в режиме постоянного разряда определяем по формуле:
где Uм=233 - напряжение на шинах;
Uпз=215 В - напряжение на элементе в режиме подзаряда;
В режиме дозаряда при повышенном напряжении на элементе (25В) к шинам присоединяется минимальное количество элементов определяемое по формуле:
В режиме аварийного разряда при напряжении на элементе 175В а на шинах ниже номинального (220В) максимальное количество элементов определяем по формуле:
В качестве подзарядных устройств используем выпрямительное устройство ВАЗП-380260-4080 на напряжение 260-380В и ток 40-80А.
На РУВН выбираем гибкие шины типа АС.
Сечение гибких шин выбираем по нагреву рабочим током проверяем по экономической плотности тока по термическому действию тока к.з. и по условиям короны:
Предварительно принимаем провод АС-9516.
По нагреву рабочим током
Iдоп=330 А– допустимый ток шины выбранного сечения;
По экономической плотности тока
где Sэк– экономически целесообразное сечение шины принимаем Sэк=185 мм2;
j=11 Амм2– экономическая плотность тока;
Шина является термически стойкой к токам к.з. если соблюдается условие
где S – выбранное сечение проводника мм2;
Iк=870 А – установившийся ток к.з;
tк=tоткл=007 с – время прохождения тока к.з;
С=88 – коэффициент для алюминиевых шин;
По условиям коронирования минимальное стойкое сечение провода на напряжение 110 кВ – 70 мм2. Исходя из этого принимаем окончательно провод марки АС 18524.
На РУСН выбираем жесткие шины прямоугольного сечения.
Предварительно принимаем алюминиевые шины сечением 50×5 мм2.
Iдоп=665 А– допустимый ток шины выбранного сечения;
где Sэк– экономически целесообразное сечение шины принимаем Sэк=100×6=600 мм2;
где S – выбранное сечение шины мм2;
Iк=2350 А – установившийся ток к.з;
Шина динамически устойчива если
=70 МПа допустимое напряжение в материале алюминиевой шины.
Расчетное напряжение в шине определяется
где W– момент сопротивления шин;
– изгибающий момент;
fрас – изгибающая сила приходящаяся на единицу длины средней фазы Нм;
=35 м – расстояние между пролетами шины м;
а=01 м расстояние между осями смежных фаз.
Окончательно принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 100×6.
На РУНН выбираем жесткие шины прямоугольного сечения.
Предварительно принимаем алюминиевые шины сечением 80×6 мм2.
Iдоп=1150 А– допустимый ток шины выбранного сечения;
где Sэк– экономически целесообразное сечение шины принимаем Sэк=120×8=960 мм2;
Iк=11530 А – установившийся ток к.з;
=20 м – расстояние между изоляторами вдоль шины м;
Окончательно принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 120×8.
6.6.Выбор изоляторов
Для РУВН 110 кВ выбираем следующие типы изоляторов:
-подвесной изолятор с гирляндой натяжного типа ПФ6-А с восемью изоляторами в гирлянде.
-опорный изолятор типа ИОС-110-300 УХЛ
Для РУСН 35 кВ выбираем следующие типы изоляторов
-подвесной изолятор с гирляндой натяжного типа ПФ6-А с пятью изоляторами в гирлянде.
Для РУНН 10 кВ выбираем проходной изолятор наружно-внутренней установки ИП-102000-1250 УХЛ1.
Проверим изолятор по рабочему току:
Проверим изолятор по допустимой механической нагрузке. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка на изолятор не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки:
Расчетная нагрузка определяется:
где kп – поправочный коэффициент на высоту шины;
Низ =620 мм– высота изолятора;
С=8 мм – высота шины по оси изолятора.
Изолятор по механической прочности подходит.
Для ЗРУ принимаем опорные изоляторы внутренней установки типа И8-80 УХЛ3.
Проверим изолятор по допустимой механической нагрузке.
7. Расчет заземляющего устройства
Для обеспечения безопасных значений напряжений прикосновения и шагового в ПУЭ нормируется величина сопротивления заземляющего устройства:
а) в установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю ;
б) в высоковольтных установках до 35 кВ с малым током замыкания на землю но не менее 10 Ом;
За расчетное сопротивление заземления принимаем наименьшее Rз=05 Ом.
Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы (24 м) фундаменты опор системы трос-опора.
Площадь занимаемая оборудованием подстанции определяется размерами ячеек всех распределительных устройств схемой РУ их количеством габаритами силовых трансформаторов допустимыми минимальными расстояниями для открытых РУ.
На подстанции будем использовать искусственные заземлители в виде продольных и поперечных стальных полос (рис.3.6.7.1).
Рис.3.7.1 Общий вид искусственного заземляющего устройства подстанции
План подстанции представляет собой две площади: ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ для которых необходимо рассчитать общее сопротивление заземлителей. Рассчитаем отдельно общее сопротивление каждой площади затем найдем их сумму.
Сопротивление одной продольной полосы:
где =6500 см – длина полосы;
в=5 ширина полосы см;
t=80 см– глубина заложения;
rп – расчетное сопротивление грунта на глубине закладки:
rп=к1· r=16·02·104=3200 Ом·см
где к1 – коэффициент учитывающий просыхание и промерзание почвы (при t =08 м к1=16);
r=02·104 - среднее удельное сопротивление грунта (чернозем).
Сопротивление всех продольных полос с учетом коэффициента использования
где hп=021 – коэффициент использования учитывающий взаимное влияние полос при растекании с них тока.
n=19- число полос с шагом 4 м.
Аналогично определяется сопротивление одной затем всех поперечных полос
Сопротивление всех поперечных полос с учетом коэффициента использования:
n=14- число полос с шагом 5 м.
Общее сопротивление сетки полос:
где h=08 - коэффициент использования.
Для площадки под ОРУ 35 кВ:
где =4000 см – длина полосы;
n=6- число полос с шагом 4 м.
Сопротивление поперечной полосы:
n=8- число полос с шагом 5 м.
Общее сопротивление сетки полос всей подстанции:
Общее сопротивление естественных заземлителей и сетки полос
Условие выполняется.
8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты
Основными аппаратами защиты оборудования подстанций от перенапряжений являются вентильные разрядники.
На РУВН выбираем вентильный разрядник РВМГ-110МУ1
На РУСН выбираем вентильный разрядник РВМ-35У1
На РУНН выбираем вентильный разрядник РВО-6У1
Для защиты электроустановок подстанции от прямых ударов молний устанавливаем стержневые молниеотводы.
Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.
Торцевые области зоны защиты двойных молниеотводов определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов
Рассчитаем зону защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h=25м 150м которая представляет собой круговой конус:
Радиус зоны защиты на уровне земли:
Радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx=11м:
Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры при расстоянии между молниеотводами hL=375 м2h:
-высота защищаемой зоны в середине между молниеотводами:
-радиус защищаемой зоны в середине между молниеотводами на уровне земли
-ширина защищаемой зоны в середине между молниеотводами на высоте hx:
При расстоянии между молниеотводами 2hL=629 м4h:
Все результаты расчета молниезащиты сведены в таблицу. Построение зон защиты молниеотводов выполнены в графической части.
Задание на курсовое проектирование2
Расчет электрической части подстанции4
1. Определение суммарной мощности потребителей подстанции4
2. Выбор силовых трансформаторов5
3. Выбор схемы главных электрических соединений подстанции6
4. Расчет рабочих токов7
5. Расчет токов короткого замыкания9
6. Выбор электрических аппаратов133.6.1. Выбор выключателей133.6.2. Выбор разъединителей183.6.3 Выбор измерительных трансформаторов193.6.4. Выбор трансформаторов собственных нужд253.6.5 Выбор шин283.6.6.Выбор изоляторов323.7. Расчет заземляющего устройства343.8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты37
Список литературы 40

1_masorskij_izmen.frw

Принципиальная электрическая
схема подстанции 110356
Трансформаторы силовые
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы собственных нужд

FETERALQNOE_ATENTSTVO_PO_OBRAZOVANIU.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Кузбасский государственный технический университет»
Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Руководитель Массорский В.И.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 640 с.
Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2004.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергия 1989. – 605 с.
Справочник по проектированию подстанций 35500 кВ Под ред.С.С.Рокотяна и Я.С.Самойлова. – М.: Энергоатомиздат 1982.–352 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию Под ред. А.А.Федорова. Т.1 2. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 590 с.