Тэц - 360 мвт

Расчет К-5(3).frw

ОБЩ1.frw

Расчет К-1(1).frw

Расчет К-2(2).frw

Расчет К-3(2).frw

Расчет К-1(3).frw

Расчет К-5(1).frw

Расчет К-4(3).frw

Расчет К-5(2).frw

Расчет К-2(4).frw

Расчет К-3(3).frw

Расчет К-4(1).frw

Схема замещения.frw

Расчет К-4(2).frw

Расчетная схема.frw

Расчет К-3(4).frw

Расчет К-3(1).frw

Расчет К-3(7).frw

ОБЩ.frw

Расчет К-1(2).frw

Расчет К-3(5).frw

Расчет К-3(8).frw

Расчет К-2(3).frw

Расчет К-2(5).frw

Расчет К-3(9).frw

Расчет К-2(1).frw

Расчет К-3(6).frw

Задание.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра электромеханики факультет АП _
на курсовое проектирование по электроэнергетике
на тему ТЭЦ 360 МВт
выдано сентябрь 2006 г. студенту третьего курса
Срок выполнения 200 г.
Руководитель проекта Волкова Т.Ю. _
ТЭЦ 360 МВт..Связь с системой по ВЛ 110 кВ.Выдается с шин.
Pma Pma Pma Pm Топливо – уголь; Tma SНС110 =3500 МВА; Xнс2 110=18 ;
Введение. Выбор двух вариантов структурных схем. Выбор основного _ оборудования; Расчет линий РУ; Выбор_схем РУ. Составление неполной _ принципиальной схемы. Технико-экономическое сравнение вариантов. _ Составление схемы собственных нужд. Расчет токов КЗ. Выбор выключателей и _ разъединителей измерительных ТТ и ТН токоведущих частей конструкции РУ. _
Пояснительная записка - с рисунками и расчетными таблицами
Ячейка гибкого токопровода от тр-ра связи до ГРУ
Правила устройства электроустановок. – Москва: Энергия
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н. Неклепаева. – Москва:Энергия 1978.
Нормы технического проектирования.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – Москва: Энергия 2004
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций. – Москва: Энергия 1976.
Зав. Кафедрой Руководитель проекта Волкова Т.Ю

ПЗ.doc

Выбор двух вариантов структурных схем7
Выбор основного оборудования9
1 Выбор генераторов9
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи11
Расчет количества линий распределительных устройств20
1. Расчёт количества линий на высокое напряжение20
2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:21
3 Количество линий на низком напряжении21
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений22
Технико-экономическое сравнение двух вариантов26
Схема собственных нужд29
Расчет токов короткого замыкания31
2 Схема замещения.33
3 Расчет сопротивлений33
Выбор выключателей и разъединителей52
1 Выбор выключателей52
2 Выбор разъединителей62
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения64
Выбор токоведущих частей70
Выбор ограничителей перенапряжения78
Выбор конструкции распределительных устройств79
В данном курсовом проекте рассчитываем и проектируем ТЭЦ 360 МВт.
В соответствии с заданием на курсовой проект составили два варианта структурных схем. Произвели выбор основного оборудования: генераторов блочных трансформаторов и трансформаторов связи подсчитали количество линий каждого РУ.
Затем произвели технико-экономическое сравнение обоих вариантов схем и выбрали экономически выгодный из них.
Согласно произведённому подсчёту нагрузок собственных нужд были выбраны трансформаторы собственных нужд.
Вычислили значения токов короткого замыкания и по ним из каталогов было выбрано и проверено остальное оборудование: выключатели разъединители измерительные трансформаторы тока и напряжения. Также были выбраны и проверены токоведущие части РУ. Даны описания конструкций всех РУ.
На основе выбранных схем РУ была сделана полная принципиальная схема станции.
Электроэнергетика в развитых странах мира является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса и определяет состояние экономики. Помимо количественных и структурных изменений в электроэнергетике одна из важных тенденций - интеграция электроэнергетических систем (ЭЭС) и формирование региональных и межгосударственных энергообъединений. Целесообразность интеграции определяется возможностью использования системных эффектов в процессе маневрирования энергоресурсами генерирующими мощностями и потоками электроэнергии. Основная цель расширения и объединения ЭЭС состоит в предоставлении потребителям на всей территории энергообъединения электроэнергии и электроэнергетических услуг высокого качества и с высокой надежностью. Тем самым электроэнергетика все в большей мере приобретает функции инфраструктурной отрасли экономики.
Основная доля в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции работающие на органическом топливе кроме Латинской Америки где в силу природных условий получила приоритетное развитие гидроэнергетика
Согласно большинству прогнозов органическое топливо в ближайшие несколько десятилетий будет по-прежнему играть ведущую роль в структуре топливного баланса тепловых электростанций. Предпосылками для этого являются: благоприятная для потребителей ценовая конъюнктура органического топлива; хорошая техническая разработка технологий производства электроэнергии на базе органического топлива; значительные разведанные запасы нефти газа и угля и постепенный перевод в эту категорию части их геологических запасов.
В последнее десятилетие условия развития электроэнергетики России изменились. К изменениям оказывающим влияние на тенденции в развитии генерирущих мощностей можно отнести следующие.
- Значительно большее чем ранее внимание экологическим проблемам развития электроэнергетики со стороны населения и общественных организаций.. Надлежащий учет экологических факторов при размещении энергетических объектов в регионах ограничивает единичные мощности электростанций требует разнесения тепловых электростанций на большей территории снижения объемов водохранилищ ГЭС повышает интерес к использованию малых электростанций в т.ч. на возобновляемых энергоресурсах.
- Кризисные явления в энергетическом машиностроении и энергостроительной индустрии. Низкие темпы вводов генерирующих мощностей в последнее десятилетие и соответственно малые объемы заказов энергетического оборудования отразились на состоянии этих отраслей - ушли квалифицированные специалисты распались крупные строительные коллективы и пр. Восстановление производственного потенциала этих отраслей его обновление на современной основе потребуют значительных средств и времени.
- Реструктуризация и модернизация экономики страны на новой основе с активным применением энергосберегающих технологий что приведет в перспективе к снижению темпов роста спроса на электроэнергию. Это подтверждает опыт развитых зарубежных стран. Указанный фактор не способствует вводу достаточно крупных электростанций.
- Существенное повышение неопределенности в спросе на электроэнергию в перспективе из за неопределенности рыночной конъюнктуры но сравнению с плановой экономикой. Действие этого фактора требует существенного увеличения адаптивности развития электроэнергетики к изменяющимся условиям что реально может быть обеспечено за счет относительно небольших энергетических установок сооружаемых за короткое время.
Таким образом новые условия развития электроэнергетики в России приводят к существенным изменениям в структуре генерирующих мощностей темпах их роста размещении электростанций.
Выбор двух вариантов структурных схем
Для первого варианта станции устанавливаем три генератора мощностью по 63 МВт каждый работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 110 МВт каждый.
Связь между распределительными устройствами происходит через трёхобмоточные трансформаторы связи.
Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.
Для второго варианта станции устанавливаем два генератора мощностью по 63 МВт каждый работающие на шины низкого напряжения. На шины высокого напряжения 110 кВ устанавливаем четыре блока генератор-трансформатор мощностью генераторов по 63 МВт каждый.
Связь между распределительными устройствами также происходит через два трёхобмоточных трансформатора связи.
Выбор основного оборудования
Все генераторы выбираем серии Т3В : Т3В – 63 – 2; Т3В – 110 – 2.
Турбогенераторы Т3В отличаются доступностью внутренних элементов для осмотра и ремонта из-за большого числа люков в обшивке просторных концевых частей корпуса статора отсутствие жестких требований к герметичности корпуса. Они по всем параметрам соответствуют мировому уровню а по ряду характеристик (КПД устойчивость запасы мощности безопасность простота обслуживания) превосходит его.
Таблица 2.1 Технические данные генераторов
2. Выбор блочных трансформаторов
Условия выбора блочных трансформаторов:
Найдем реактивную мощность генератора Q МВАр:
где Р - номинальная мощность генератора МВт. Паспортные данные.
cos - коэффициент мощности генератора.
Qнг 63= 63 = 4725 МВАр
Qнг 110= 110 = 825 МВАр
Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р МВт и Q МВАр:
где n% - процентный расход на собственные нужды зависит от вида топлива и мощности генератора для угля n% = 8.
Мощность проходящая через блочный трансформатор S МВА:
Sбл 63 = = 7245 МВА
Sбл 110 = = 1265 МВА
Выбираем трансформаторы:
В блоке с генератором Т3В-63-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-80000110
В блоке с генератором Т3В-110-2 подходит трансформатор типа ТДЦ-125000110
) 125 МВА > 11385 МВА
Так как промышленностью не выпускается трансформаторы с мощностью большей 125 МВА и UН=105кВ то принимаем что генератор Т3В-110-2 работает на 90% мощности.
3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
На ТЭЦ рекомендуется устанавливать два параллельно работающих трансформатора связи.
Трансформаторы связи выбирают по условиям:
Выбор для первого варианта структурных схем :
Определим суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ МВт:
где - активная суммарная мощность генераторов работающих на ГРУ МВт.
Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины ГРУ :
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ МВАр = (7)
Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шин ГРУ P МВт и Q МВАр:
P = 088 80 = 7216 МВт
где сos - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.
Q = 7216 =3697 МВАр
Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S МВА:
Sт = 138122 = 6906 МВА
Выберем для первого варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТДТН – 80000110
Выбор для второго варианта структурных схем :
Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ МВАр = (13)
Sт = 66422 = 3321 МВА
Выберем для второго варианта структурных схем трансформатор связи типа: ТДТН – 40000110
Выбранные трансформаторы необходимо проверить в двух режимах:
Проверка для первого варианта структурных схем:
) Аварийное отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:
Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин ГРУ Qmax гру МВАр:
Qmax гру = 82 = 42 МВАр
Определяем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин ГРУ.
Необходимо уменьшить мощность вырабатываемую генератором.
) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:
Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине ГРУ Рнггру(n-1) МВт Qнггру(n-1) МВАр:
Рнггру(n-1) =Рнггру- Рнг63 (19)
Рнггру(n-1)= 189 – 63 = 126 МВт
Qнггру(n-1) = Qнггру - Qнг63 (20)
Qнггру(n-1) =14175-4725=945
Теперь рассчитаем реактивную максимальную нагрузку потребляемую с шин среднего напряжения Q МВАр:
Qmax ср = Pmax ср (21)
где P - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения МВт.
Qmax ср = 45 = 1947 МВАр
Рассчитаем нагрузку на трансформаторе Sт МВА:
По второму аварийному режиму трансформатор подходит
Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого варианта схем типа: ТДТН – 80000110
Проверка для второго варианта структурных схем:
Рнггру(n-1) =Рнггру- Рнг63 (25)
Рнггру(n-1)= 126 –63 = 63 МВт
Qнггру(n-1) = Qнггру - Qнг63 (26)
Qнггру(n-1) =945-4725=4725 МВАр
Qmax ср = Pmax ср (27)
Принимаем трёхобмоточный трансформатор связи для первого варианта схем типа: ТДТН – 40000110
Таблица 2.2 Технические данные трансформаторов
Схема перетоков мощностей для обоих вариантов
Для первого варианта
Для второго варианта
Расчет количества линий распределительных устройств
1. Расчёт количества линий на высокое напряжение
Расчет для первого варианта структурных схем :
Рассчитаем суммарную активную мощность собственных нужд на ТЭЦ МВт:
= Рснбл + Рснгру (29)
Определим общее количество линий на высокое напряжение:
где Рст - активная мощность станции МВт.
Р1л - пропускная способность одной линии МВт. [ 2. с 21]
Принимаем количество линий равное девяти. Количество тупиковых линий равно.
Количество линий отходящих в энергосистему определяется:
nл.сист = nлин - nтуп (31)
Расчет для второго варианта структурных схем :
= Рснбл + Рснгру (32)
Р1л - пропускная способность одной линии МВт. [2. с 21]
Принимаем количество линий равное восьми. Количество тупиковых линий равно.
nл.сист = nлин - nтуп (34)
2. Расчёт количества линий на среднее напряжение:
где Рmax - максимальная активная мощность потребляемая с шин среднего напряжения МВт.
Принимаем количество линий равное трем.
3 Количество линий на низком напряжении
Принимаем количество линий равное тридцати.
Выбор схем распределительных устройств всех напряжений
Для РУВН-110 кВ обоих вариантов структурных схем выбираем схему с двумя рабочими с секционированными выключателями и обходной системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединительными выключателями. . Эта схема применяется при числе присоединений 12 и более в данном случае на РУ-110кВ 13 присоединений (2 блочных трансформатора 2 трансформатора связи и 9 системных линий) для первого варианта и 13 присоединений (3 блочных трансформатора2 трансформатора связи и 8 системных линий) для второго варианта выбранных схем.
Секции шин соединены между собой нормально включенными (для выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.
1.1 Схема для первого варианта :
1 2 Схема для второго варианта:
На РУСН-35 кВ применяем одну секционированную систему шин в нормальном режиме секционный выключатель включён и выравнивает потенциалы по секциям шин. Недостаток этой схемы состоит в том что при выводе в ремонт или коротком замыкании на одной из секций шин отключится часть потребителей количество присоединений равно 5-ти (3-и линии 2-а трансформатора связи). Присоединения фиксированные.
1.3 Схема для РУ 35 кВ:
На генераторное распределительное устройство применим одну секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по количеству генераторов секционный выключатель нормально включён для выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя применяются секционные реакторы в цепи секционного реактора предусматривается шунтирующий разъединитель который закорачивает один из секционных реакторов в режиме вывода в ремонт одного из генераторов чтобы уменьшить посадку напряжения на секционном реакторе.. Питающие потребитель линии запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы они предусмотрены для:
- ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;
- поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;
- уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам.
1.4 Схема для первого варианта.
1.5 Схема для второго варианта.
Технико-экономическое сравнение двух вариантов
1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.
Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу в которую вносятся только те элементы на которые варианты различаются.
Таблица 5.1 - Разница капитальных вложений в строительство ТЭЦ по вариантам
Наименова- ние и тип оборудо- вания
Стоимость единицы тыс.руб.
Трансформатор ТДЦ-80000110
Трансформатор ТДЦ-125000110
Трансформатор ТДТН-40000110
Трансформатор ТДТН-80000110
Секционный выключатель с реактором МГ-10
Реактор сдвоенный РБС-2*1600-025
2 Расчет для первого варианта
Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах кВтч:
где - потери на холостом ходу в трансформаторе кВт.
t – число часов работы трансформатора в году ч.
- потери при коротком замыкании в трансформаторе кВт.
- мощность проходящая через трансформатор МВА.
- номинальная мощность трансформатора МВА.
- число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки для . [ 4 С. 396]
Потери в трансформаторе ТДЦ-125000110
Потери в трансформаторе ТДЦ-80000110
Так как трансформаторов два то:
Определим эксплуатационные затраты тыс.руб:
- стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах тыс.рубкВтч:
где - стоимость одного кВтч (95копкВтч)
- расходы на ремонт амортизацию и содержание персонала. Они составляют 8-9% от капитальных затрат тыс.руб.
Подсчитаем затраты по варианту тыс.руб. :
где - нормативный коэффициент эффективности
3 Расчет для второго варианта
Четыре трансформатора по 80 МВА :
Два трансформатора по 40 МВА :
Определим эксплуатационные затраты по варианту 2 по формулам (26) (27) и (28)
Подсчитаем затраты по варианту по формуле (29):
Так как разница составляет 345 %варианты структурных схем экономически равнозначны. Для дальнейших расчетов выбираем первый вариант структурных схем.
Схема собственных нужд
1 Для обеспечения технологического процесса работы станции необходимо запитывать потребителей собственных нужд: электродвигатели освещение отопление и так далее. Для этого на станции сооружается два РУ собственных нужд:6 кВ и 04 кВ
На ТЭЦ можно выделить блочную и неблочную часть.
Согласно НТП питание собственных нужд в блочной части осуществляется отпайкой с выводов генератора через понижающие трансформаторы.
Трансформаторы в блочной части выбираются по условиям:
Для генератора Т3В-110-2 принимаем трансформатор типа: ТДНС – 1600020
2 Питание рабочих секций собственных нужд в неблочной части выполняется с шин ГРУ причем с одной секции шин ГРУ можно запитывать не более 2-х рабочих секций собственных нужд. Количество рабочих секций собственных нужд в неблочной части определяется количеством котлов. На ГРУ в проектируемой станции предусматривается четыре котла. Два котла запитывается с первой секции ГРУ и два- со второй.
Питание на резервную магистраль подается от резервного источника. На данной электростанции питание на резервную магистраль подается через пуско – резервный трансформатор собственных нужд с низкой обмотки трансформатора связи до выключателя. При этом предусматривается полусекция собственных нужд.
Трансформаторы собственных нужд в неблочной части выбираются по условиям:
Определим мощность проходящую через трансформатор собственных нужд МВА.
где n – количество рабочих секций
к - количество секций СН запитываемых с одной секции ГРУ
Подходит трансформатор типа:
3 Так же на ТЭЦ предусматривается резервные ТСН которые должны быть такими же как и самый мощный рабочий включая блочную часть.
Принимаем резервные ТСН: ТДНС – 1600020
Резервный трансформатор подключаем к низкой обмотки трансформатора связи до выключателя.
В цепи резервного трансформатора со стороны шин предусматривается выключатель
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
-проверки оборудования на термическую и динамическую устойчивость.
Для упрощения расчетов токов короткого замыкания принимают следующие допущения:
-отсутствие качаний генераторов (принимается что в процессе короткого замыкания генераторы вращаются синхронно);
-линейность всех элементов схемы (не учитывается насыщение магнитных систем);
- все нагрузки представляются в виде постоянных индуктивных сопротивлений;
- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;
- пренебрежение распределенной емкостью электрических линий;
- симметричность всех элементов схемы за исключением места короткого замыкания;
- пренебрежение током намагничивания трансформаторов.
Расчет проводим в относительных единицах для этого принимают S6 = 1000 МВА.
Порядок расчета токов КЗ:
)Составляется расчетная схема;
)По расчетной схеме составляется схема замещения;
)Рассчитываются сопротивления схемы замещения;
)Рассчитываются токи.
Рисунок 7.1- Расчетная схема
Рисунок 7.2- Схема замещения.
3 Расчет сопротивлений
Прежде чем рассчитывать токи необходимо выбрать секционный реактор установленный на ГРУ.
Секционный реактор выбирается по условиям:
Максимальный ток для секционного реактора:
где SНОМG- полная номинальная мощность генератора UНОМG- напряжение на выводах генератора.
Выбираем реактор РБДГ 10-4000-018У3
Расчет сопротивлений производим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность равную SБ=1000МВА.
Рассчитаем сопротивление энергосистемы:
где - сопротивление энергосистемы;
SБ- базисная мощность;
SН- мощность энергосистемы.
Рассчитаем сопротивление линий:
где - удельное сопротивление 1км линии. Для линий 6 - 220 км =04 Омкм;
UСР - ближайшее большее напряжение по ряду средних напряжений кВ.
Рассчитаем сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-125000110:
где - индуктивное сопротивление обмоток трансформатора.
Рассчитаем сопротивление генераторов Т3В-110-2:
где Хd” – сверхпереходное сопротивление генератора по продольной оси.
Рассчитаем сопротивления генераторов ГРУ Т3В-63-2:
Рассчитаем сопротивления трансформаторов связи ТДТН-80000110:
Так как на ТЭЦ низкая обмотка трехобмоточного трансформатора связи должна обращаться в ноль меняем местами XТС и XТН.
Рассчитаем сопротивления высокой и средней обмотки:
Рассчитаем сопротивление реактора:
где XНР- номинальное сопротивление реактора. Указывается в типе реактора.
Найдем сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН):
4 Преобразование схемы для точки К-1
Отбрасываем сопротивления X16 и X19 так как они равны нулю.
Объединяем сопротивления всех линий в одну складывая их параллельно. X26=X2X3X4X5X6X7X8=
Сложим последовательно сопротивления энергосистемы и линий:
Рисунок 7.3- Преобразования схемы относительно точки К-1
Ток при коротком замыкании течет через сопротивления X9 X10 X13 X14X15 X21 X18 X25 X23 X22 X24. Не учитываем сопротивления X12 X17 X20 так как ток при коротком замыкании в точке К-1 через них не течет.
Перейдем к следующей схеме:
Рисунок 7.4- Лучевая схема для точки К-1
5 Расчет токов короткого замыкания для точки К-1
5.1Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ IП0 (t=0)
Определим базисный ток IБ:
где SБ-базисная мощность UСРКЗ- напряжение на той ступени где произошло КЗ.
Рассчитаем IП0 энергосистемы и генераторов:
где ЕX” – сверхпереходное ЭДС источника. Для системы ЕX”=1. XРЕЗ – результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.
где U0 I0 – фазные напряжение и ток статора синхронного генератора Xd”- сверхпереходное сопротивление генератора.
5.2Расчет ударного тока iУД
где КУД – ударный коэффициент. [1 табл.3.6 с.110]
5.3 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
где момент разведения контактов выключателя Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
5.4Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
Так как система является источником бесконечной мощности то
Для остальных генерирующих ветвей нужно сначала определить источником какой мощности они являются. Для этого определим номинальный ток:
Определим соотношение
Значит генератор G1 является источником конечной мощности. По кривой соответствующей каждому значению для определим коэффициент К:
Для генераторов G2G3G4:
Значит это источник ограниченной мощности.
Таблица 7.1-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-1
6 Преобразование схемы для точки К-4
При КЗ в точке К-4 ток течет через сопротивления X9Х10 Х13Х14Х27Х15Х18Х21Х22Х23Х24Х25. Не учитываем сопротивления Х12 Х17Х20.
Для расчета точки К-4 воспользуемся преобразованиями для точки К-1
Рисунок 7.5- Преобразования схемы относительно точки К-4
Воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 7.6- Лучевая схема для точки К-4
Таблица 7.2-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-4.
7 Преобразование схемы для точки К-2
Рисунок 7.7- Преобразования схемы относительно точки К-2
Для перехода к лучевой схеме воспользуемся методом коэффициентов участия:
Рисунок 7.8- Лучевая схема для точки К-2
Таблица 7.3-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-2
8 Преобразование схемы для точки К-3
Соединим генераторы G2 и G3 в один источник и преобразуем треугольник в звезду:
Рисунок 7.9- Преобразования схемы относительно точки К-3
Рисунок 7.10- Преобразования схемы относительно точки К-3
X45=X43+X20=037+09=127
Преобразуем треугольник в звезду.
X49=X42+X46=037+025=062
X50=X47+X18=062+14=202
Рисунок 7.11- Преобразования схемы относительно точки К-3
Преобразуем треугольник в звезду:
X54=X53+X48=031+038=069
Рисунок 7.12- Преобразования схемы относительно точки К-3
Рисунок 7.13- Лучевая схема для точки К-3
Таблица 7.4-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-3
9 Преобразование схемы для точки К-5
При КЗ в точке К-5 двигатели подключенные к ней переходят в режим генератора и начинают подпитывать точку КЗ.
Рисунок 7.14- Преобразования схемы относительно точки К-5
Так как источник G2G3G4 подпитывает точку КЗ через два трансформатора то считаем что он является источником бесконечной мощности.
Рисунок 7.15- Лучевая схема для точки К-5
Таблица 7.5-Суммарные токи короткого замыкания для точки К-5
Таблица 7.6- Расчетные токи короткого замыкания
Наиме- нование ветви
На выводах генератора G1
Выбор выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются в зависимости от исполнения распределительного устройства. Распределительное устройство 10кВ выполняется закрытым а распределительные устройства 35 и 110кВ – открытыми.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.
В учебном проектировании выключатели выбирается по цепи самого мощного присоединения. Мощность ЛЭП принимается равной пропускной способности линии. Мощность в цепях обмоток трансформаторов равна перетокам мощности через трансформатор.
1 Выбор выключателей
1.1Выбор выключателей на ЗРУ-110кВ
Выключатели выбираются без встроенных трансформаторов тока. Трансформаторы тока выносятся за здание. Выбор выключателей производится по цепи самого мощного присоединения. На ЗРУ-110кВ самым мощным присоединением является блок генератор-трансформатор.
где SНОМ –мощность проходящая через присоединение генератор-трансформатор.
IMAX.ЦЕПИ = IНОМ.ЦЕПИ =0572кА
Выбираем вакуумный выключатель ВБЭ-110 У3 производства “ЭЛВЕСТ”. Предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 и 60Гц для закрытых распределительных устройств напряжением 110кВ. Выключатель имеет пополюсное управление встроенным электромагнитным приводом.
Выбранный выключатель необходимо проверить по условиям:
)На отключающую способность
- номинальный ток отключения выключателя;
- действующее значение периодической составляющей тока КЗ.
) На способность отключения апериодической составляющей тока КЗ
-апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;
-номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени
где - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе.
=30%- паспортные данные
)На электродинамическую устойчивость
-наибольший пик (ток электродинамической стойкости);
=80кА - паспортные данные
)На термическую устойчивость
ВК - тепловой импульс
где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника кА; - эквивалентная постоянная времени затухания с; tОТКЛ - расчетная продолжительность КЗ с.
tОТКЛ =tС.З+tО.В (65)
где tС.З – время срабатывания защиты с; tО.В – время отключения выключателя с.
где IТ - ток термической стойкости кА; tТ - время протекания тока термической стойкости с.
1.2Выбор выключателей на ЗРУ-35кВ
Самое мощное присоединение на ЗРУ-35кВ это цепь трансформатора связи.
где SНОМ – мощность проходящая через трансформатор связи.
В случае отключения одного из трансформаторов связи:
IMAX.ЦЕПИ =2 IНОМ.ЦЕПИ
IMAX.ЦЕПИ =20176=0352кА
Выбираем вакуумный выключатель ВБН-35-3151600 УХЛ1 производства ФГУП "Верхнетуринский машиностроительный завод".
Трехполюсный вакуумный выключатель ВБН-35 разработан для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 и 60Гц. ВБН-35 предназначен для работы в широком диапазоне условий эксплуатации: от +450С до -600С а также в районах с загрязненной и агрессивной средой. При этом конструкция выключателя отличается простотой и надежностью сравнительно малой массой и габаритами.
1.3Выбор выключателей на ГРУ цепь ввода генератора 63МВт
Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности PНОМ при номинальном напряжении и cos
где PНОМ – номинальная активная мощность генератора.
Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%
Выбираем выключатель МГ-10-50001800
Маломасляный выключатель. Имеет два стальных бочка на полюс и по две пары рабочих и дугогасительных контактов. Мощные рабочие контакты позволяют увеличить номинальный ток этих выключателей а двукратный разрыв тока и специальные камеры гашения приводят к увеличению отключающей способности.
000 кА2с> 15911 кА2с
Значения токов короткого замыкания при выборе выключателей на ГРУ – цепь ввода генератора 63 МВт выбираем не по суммарному значению тока КЗ а по току который течет в цепи генератора т. е. IGГРУ=IКЗ-IC-IG1.
1.4 Выбор выключателей на отходящие линии с ГРУ
где PМ - максимальное потребление с шин низкого напряжения.
Номинальный ток одной линии:
Так как выключатель не проходит по отключающей способности необходимо выбрать групповой реактор на отходящие линии.
Условия выбора реактора:
Определим результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора (К-3):
Определим требуемое сопротивление цепи КЗ для снижения тока КЗ до требуемой величины IП0ТРЕБ :
где - наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором.
где -паспортные данные выключателя
Определим сопротивление реактора:
Выбираем реактор РТСТДГ-10-22500-035
Рассчитываем токи КЗ за реактором (К-6) :
Выбранный реактор проверяем по условиям:
) )На электродинамическую устойчивость
) На термическую устойчивость
) На остаточное напряжение
Выключатель ВБТЭ-М-10-20630 У3 и реактор РТСТДГ-10-22500-035 проходят.
1.5 Выбор выключателей в системе собственных нужд
Выключатель предназначен для работы в шкафах КРУ и шкафах КСО.
2 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются по условиям:
2.1 Выбор разъединителей на ЗРУ-110кВ
Выбранный разъединитель проверяем по условиям:
2.2 Выбор разъединителей на ЗРУ-35кВ
2.3 Выбор разъединителей на ГРУ-10кВ
Выбираем разъединитель РРЧ-206300 МУ3. Разъединитель высокого напряжения внутренней установки РРЧ-206300МУ3 предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи находящихся под напряжением.
200 кА2с> 15911 кА2с
Выбор разъединителей на отходящие линии с шин ГРУ не производим так как они встроены в КРУ К-104.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1 Выбор трансформаторов тока на ЗРУ-110кВ
Выбираем трансформатор тока ТВТ-110-1-20005. Трансформатор тока встроенный для трансформаторов и автотрансформаторов.
Выбранный трансформатор тока проверяем:
) На вторичную нагрузку
Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало то будем считать что Z2r2
r2НОМ - допустимая вторичная нагрузка; r2РАСЧ – расчетное сопротивление приборов и проводов во вторичной обмотке.
r2РАСЧ = r2ПРИБ + r2КОНТАКТ + r2ПРОВОД (80)
где r2ПРИБ –сопротивление приборов подключенных ко вторичной обмотке; r2КОНТАКТ – сопротивление контактов во вторичной обмотке; r2ПРОВОД – сопротивление проводов.
Таблица 9.1-Вторичная нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощность ВА
где -суммарная мощность потребляемая приборами; I2НТА- номинальный ток протекающий во вторичной обмотке трансформатора тока.
r2КОНТАКТ =005 Ом так как число приборов меньше трех
r2ПРОВОД = r2НОМ - r2ПРИБ - r2КОНТАКТ
где S2Н –номинальная вторичная нагрузка ВА.
r2ПРОВОД =12-002-005=013 Ом
Определим сечение провода:
где lРАСЧ- расчетная длина провода. Для РУ-110кВ lРАСЧ = 75-100м. Принимаем lРАСЧ =100м.
- удельное сопротивление провода. Для проводов с медными жилами
Округляем до SПРОВОД=25мм2. По условию прочности сечение не должно быть меньше 25 мм2 для медных жил (ПУЭ п.3.4.4).
Выбрав SПРОВОД уточним rПРОВОД:
Тогда r2РАСЧ =002+005+07=077 Ом.
Выбираем кабель КВВГ-25мм2. Контрольный кабель изоляция-поливинилхлорид материал оболочки – ПВХ пластик отсутствие защитного покрова.
2 Выбор трансформаторов тока на ЗРУ-35кВ
Выбираем трансформатор тока ТВТ 35-III-6005. Трансформатор тока встроенный для трансформаторов и автотрансформаторов.
Таблица 9.2-Вторичная нагрузка трансформатора тока
r2КОНТАКТ =005 Ом так как число приборов равно трем
r2ПРОВОД =12-005-0044=1106 Ом
Длина для РУ-35кВ lРАСЧ = 60-75м. Принимаем lРАСЧ =75м
Тогда r2РАСЧ =0044+005+0525=0619 Ом.
В цепи шиносоединительного и обходного выключателей выбираем трансформатор тока ТГФ-110 У3
3 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по условиям:
3.1 Выбор трансформаторов напряжения на ЗРУ-110кВ
Для определения S2РАСЧ составляем таблицу.
Таблица 9.3-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наимено-вание прибора
Потреб. мощность ВА
Сборные шины высшего напряжения
Регистрирующие приборы
Суммирующий ваттметр
Приборы синхронизации
Обходной выключатель
S2РАСЧ = 166 ВА. Подходит трансформатор НКФ-110-57 У3
S2НОМ.TV = 400ВА класс точности 05.
Устанавливаем по одному на каждую систему шин.
3.2 Выбор трансформаторов напряжения на ЗРУ-35кВ
Таблица 9.4-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Регистрир. вольтметр
Трансформатор связи (СН)
S2РАСЧ = 27 ВА. Подходит трансформатор 3НОЛ-35-10 У3
S2НОМ.TV = 75ВА класс точности 05.
Устанавливаем по одному на каждую секцию.
3.3 Выбор трансформаторов напряжения на ГРУ-10кВ
Таблица 9.5-Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Секции шин генератор. напряжения
Вольтметр для измерения междуфаз. U
Вольтметр для измерения 3-х фаз. U
Трансформатор связи (НН)
S2РАСЧ = 104 ВА. Подходит трансформатор 3НОЛ-06-10 У3
S2НОМ.TV = 150ВА класс точности 1
Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций (генераторы трансформаторы синхронные компенсаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводами разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
1 Выбор сборных шин и ошиновки на ЗРУ-110кВ
В РУ-110кВ применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах то есть по току наиболее мощного присоединения (в данном случае по блочному трансформатору ТДЦ-125000110).
IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=1250 А
Выбираем для ЗРУ-110кВ сталеалюминевые провода марки АС-40022.Принимаем два провода.
Радиус провода r0=266см;
Расстояние между фазами D=300см. Фазы расположены горизонтально.
Проверка провода производится по следующим условиям:
)По допустимому току
)Проверка на термическую стойкость при КЗ (так как провода находятся в помещении)
где ВК- тепловой импульс;
Для марки проводов АС и при допустимой температуре нагрева проводов t=2000C С=90 [1 стр.143 табл.3-18]
) На электродинамическую стойкость не проверяем так как IП0=168кА 20кА.
) Проверка по условиям коронирования
Определяем начальную критическую напряженность:
где m- коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m=082 [1 стр.191]; r0-радиус провода см.
Определяем напряженность вокруг провода:
где U=11*UНОМ- линейное напряжение кВ;
- коэффициент учитывающий число проводов n в фазе;
rЭ – эквивалентный радиус расщепленных проводов а=20см[1стр.192 табл.4.5].
При горизонтальном расположении фаз
2 Выбор сборных шин и ошиновки на ЗРУ-35кВ
В РУ-35 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах равной току наиболее мощного присоединения – трансформатора связи.
IНОРМ.ЦЕПИ=IMAX.ЦЕПИ=580 А
Выбираем для ЗРУ-35кВ сталеалюминевые провода марки АС-30039.
Радиус провода r0=12см;
) На электродинамическую стойкость не проверяем так как IП0=187кА 20кА.
3 Выбор комплектного токопровода в цепи генератора на ГРУ
Проверяем токопровод по условиям:
4 Выбор комплектного токопровода в цепи блочного генератора 110МВт
5 Выбор сборных шин на ГРУ
В закрытых РУ 6-10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются (ПУЭ п.1.3.28) поэтому выбор сечения шин производим по допустимому току.
Наибольший ток в цепи сборных шин:
Принимаем шины коробчатого сечения 2 (1255565)мм2 и сечением 21370мм2 IДОП.НОМ=4640А.
Принимаем среднемесячную температуру наиболее жаркого месяца равной 300С. Поправочный коэффициент на температуру воздуха (300С) равен 094 тогда
IДОП =0944640=4362А что меньше IMAX.
Поэтому выбираем шины 2 (150677) мм2 и сечением 21785 мм2.
IДОП =0945650=5311А> IMAX.
Предполагаем что сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами aX=aY=08м l=2м. [1стр.176].
Проверяем шины по условиям:
)На термическую стойкость
qMIN – минимальное сечение по термической стойкости;
q- выбранное сечение.
где tОТКЛ=4с для цепей генераторов мощностью 60МВт и более
где С1=91 для шин из алюминия АДН [1стр.141табл.3.16]
Шины термически стойки так как qMINq=3570 мм2
)На механическую прочность
Расчет производим без учета колебательного процесса так как шины коробчатого профиля обладают большим моментом инерции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления Wy0-y0=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетную формулу принимаем по таблице 4.3 [1стр.185].
Напряжение в материале шин от взаимодействия между фазами:
при жестком соединении элементов шин коробчатого профиля.
Шины механически прочны.
В РУ жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
) Номинальному напряжению
)Допустимой нагрузке
где FРАСЧ – сила действующая на изолятор.
FДОП =06 FРАЗР- допустимая нагрузка на головку изолятора.
FРАЗР – разрушающая нагрузка на изгиб.
При расположении шин в вершинах треугольника
где Kh – поправочный коэффициент на высоту шины; FИ –максимальная сила действующая на изгиб.
где НИЗ - высота изолятора
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375 I У3 производства “Энергомаш”.
Максимальная сила действующая на изгиб:
Выбор ограничителей перенапряжения
1 Выбор ограничителей перенапряжения на 110кВ.
Согласно напряжению установки 110 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-110 УХЛ1 который удовлетворяет условию:
2 Выбор ограничителей перенапряжения на 35кВ.
Согласно напряжению установки 35 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-35 УХЛ1 который удовлетворяет условию:
3 Выбор ограничителей перенапряжения на 10кВ.
Согласно напряжению установки 10 кВ выбираю ограничитель напряжения типа ОПН-10 ХЛ1 который удовлетворяет условию:
Выбор конструкции распределительных устройств
Согласно ПУЭ при напряжении 10кВ на станции сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ) при напряжении 35кВ и выше сооружаются открытые распределительный устройства (ОРУ) при условии что станция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего Севера.
В данном курсовом проекте РУ-110кВ РУ-35кВ и РУ-10кВ выполнены закрытыми так как станция находится вблизи химического завода.
1 Требования к конструкции ЗРУ
Распределительные устройства должны обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии с ПУЭ.
Обслуживание должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений должны быть помещены в камеры или ограждения. Ограждения могут быть сплошными и сетчатыми. Во многих конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение - на сплошной части ограждения крепятся приводы выключателей и разъединителей а сетчатая часть ограждения позволяет наблюдать за оборудованием. Высота такого ограждения должна быть не мене 19 м. Ограждения должны запираться на замок.
Неизолированные токоведущие части расположенные над полом на высоте до 25 м в установках 3-10кВ и 27м в установках 20-35кВ должны ограждаться сеткой причем высота прохода под сеткой должна быть не менее 19м.
Из помещений должны предусматриваться выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытием.
ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность.
Распределительные устройства должны быть экономичными.
2 Конструкция ЗРУ-110кВ
В данном курсовом проекте закрытое распределительное устройство с двумя рабочими и одной обходной системами шин.
Размещение обычного оборудования в здании РУ вместо установки его открыто позволяет уменьшить размеры РУ за счет применения разделительных перегородок между соседними цепями; благодаря последним расстояние между токоведущими частями соседних ячеек может быть существенно сокращено. При напряжении 10кВ вместо шага ячейки ОРУ 9м в ЗРУ он может быть принят 6м.
Закрытое РУ 110кВ с двумя основными и третьей обходной системами шин размещается в здании зального типа с шагом ячейки 6м и пролетом 8м. Сборные шины выполнены гибкими проводами и закреплены на гирляндах изоляторов (фазы А В) и опорных изоляторах (фаза С). Обслуживание подвешенных под потолком гирлянд изоляторов и ошиновки сборных шин и установленных высоко над уровнем пола шинных разъединителей производится с помощью передвижных телескопических подъемников. Закрытое РУ рассчитано на установку в нем воздушных выключателей ВВБ-110 ВНВ-110. Для обеспечения безопасности при ремонтных работах между разъединителями и выключателями соседних присоединений выполнены сетчатые (или сплошные) перегородки.
3 Конструкция ЗРУ-35 кВ
ЗРУ-110кВ выполнено по схеме с одной секционированной системой шин. Оно выполняется одноэтажным зданием с пролетом 12м и шагом колоны по длине здания 6м.
В данном ЗРУ все оборудование смонтировано на заводе и готовыми блоками (типов Б1 и Б2) доставлено на станцию для монтажа. Разъединители в блоках расположены на небольшой высоте. Для безопасности при обслуживании блок имеет сетчатое заграждение. Блок
Б-1 это металлическая конструкция на которой смонтированы выключатель ВБН-35-3151600 УХЛ1 шинный и линейный разъединитель РГТ-35-1000У3. Привод выключателя установлен в шкафу закрепленном на той же металлической конструкции. Выключатель и разъединитель сблокированы между собой для предотвращения неправильных операций. Аппараты релейной защиты автоматики измерения и сигнализации размещаются в релейном шкафу рядом со шкафом привода. Блок Б-2 так же состоит из металлической конструкции на которой смонтированы трансформаторы напряжения (3НОЛ-35-10У3) предохранители вентильные разрядники и разъединители с двумя заземляющими ножами. На конструкции крепится релейный шкаф.
Здание РУ сооружается из унифицированных сборных железобетонных конструкций. Шаг ячейки- 3метра. Ограждение конструкции здания выполняется из железобетонных панелей толщиной 7см.
4 Конструкция ЗРУ-10кВ
Генераторное распределительное устройство (ГРУ) 10кВ выполнено по схеме с одной системой сборных шин разделенных на три секции и групповыми сдвоенными реакторам на линиях.
На каждой секции сборных шин присоединен генератор 63МВт. К первой и второй секции присоединены трансформаторы собственных нужд. К третьей секции присоединен резервный трансформатор СН.
На каждую секцию установлен групповой сдвоенный реактор. Здание ГРУ одноэтажное с пролетом 18м выполняется из стандартных железобетонных конструкций которые применяются для сооружения и других зданий тепловых электростанций. В центральной части здания два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей далее следуют ячейки генераторных трансформаторных и секционных выключателей групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3м. У стен здания расположены шкафы комплектного РУ. Все кабели проходят в двух кабельных туннелях.
Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами установленными в трех камерах.
Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000мм коридор вдоль шкафов КРУ рассчитанный на выкатку тележек с выключателем и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей. Все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны генераторного РУ обращенной к турбинному отделению а ячейки трансформаторов связи - со стороны открытого РУ. Такое расположение позволяет осуществить соединение генераторов и трансформаторов связи с ячейками генераторного РУ с помощью подвесных гибких токопроводов.
Произведен расчет ТЭЦ 360 МВт по наиболее экономичному варианту схемы. Выбрано основное оборудование и рассчитано количество линий выбрана схема РУ. Генераторы выбраны современные с тройным водяным охлаждением. Произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания для пяти точек по результатам которого были выбраны выключатели разъединители трансформаторы тока и напряжения а также токоведущие части.
Кроме того был произведен выбор ОПН изоляторов схемы питания собственных нужд ТЭЦ и выбор трансформаторов собственных нужд.
Выбор современного оборудования позволяет повысить суммарный КПД и надёжность работы электростанции а так же улучшить экологические показатели процесса производства электроэнергии.
В графической части приведены схема электрическая принципиальная ТЭЦ 360 МВт разрез ячейки токопровода от трансформатора связи до ГРУ .
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.проф.образования Л.Д.Рожкова Л.К.Корнеев Т.В.Чиркова.-М.: Издательский центр “Академия” 2004. – 448с.
Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) Под ред. Б.Н.Неклепаева – Москва:”Энергия” 1978.
Электрическая часть электростанций Б.Н.Неклепаев – Москва: “Энергия” 1976.
Расчет КЗ и выбор электрооборудования: Учеб.пособие для студ.высш.учеб.заведений И.П.Крючков Б.Н.Неклепаев В.А.Старшинов.- М.:Издательский центр “Академия” 2005.- 416с.
Схемы и конструкции распределительных устройств Л.Н.Двоскин- М.:Энергоатомиздат 1985.-240с.ил.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине “Электроэнергетика”Уфимск.авиац.техн.ун-т.;Сост. Т.Ю.Волкова Г.М.Юлукова.
Методические указания по курсовому и дипломному проектированию по дисциплине “Электроэнергетика” Уфимск.авиац.техн.ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М.Юлукова.
Нормы технологического проектирования тепловых станций ВНТП 1988.