Выбор главной схемы электрических соединений

Новочеркасск 2011

 

УДК 621.311.1.001.2 (076.5)

 

Рецензент: канд. техн. наук И.Д. Кудинов

 

Составители: Л.З. Тарамалы, И.А. Шихкеримов,

А.И. Галкин, А.В. Тютин

 

Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к контрольным и курсовой работам.

Новочеркасск: Южно–Российский гос. техн. Ун-т, 2011. 55с.

 

Методические указания предназначены для студентов заочной формы обучения специальностей 14020465 – “Электрические станции”, 14020565 – “Автоматизированные электроэнергетические системы и сети”, 14020365 – “Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем”.

 

Ó Южно–Российский государственный

технический университет(НПИ), 2011

Ó Тарамалы Л.З., Шихкеримов И.А.,

Галкин А.И., Тютин А.В., 2011

 

В соответствии с учебным планом для специальностей 14020365,14020465,14020565 по курсу “Электрическая часть станций и подстанций” студенты заочного факультета выполняют три контрольные работы, которые согласованы между собой. Они выполняются по единому заданию и представляют элементы единого проекта электрической части станции.

Студент выполняет контрольные работы по электрической части станции и курсовую работу по одному из вариантов, приведенных в табл. 1, 2. Номер варианта соответствует последней цифре номера зачетной книжки.

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА № 1

Выбор главной схемы электрических соединений

Проектируемой электростанции

 

Контрольная работа должна включать:

· составление 2 – 3 вариантов скелетных схем проектируемой электростанции, отличающихся способом соединения генераторов с распределительными устройствами (РУ) и РУ между собой;

· выбор генераторов, силовых трансформаторов блоков, трансформаторов связи и трансформаторов собственных нужд;

· выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений;

· вычерчивание в однолинейном изображении электрической схемы электростанции с указанием генераторов, трансформаторов, выключателей, разъединителей.

 

Методические указания

 

Главные схемы электрических соединений ГРЭС и ГЭС выполняются по блочному принципу. При составлении вариантов структурных схем присоединение блоков к РУ производят таким образом, чтобы получить минимальную мощность трансформаторов связи.

При установке на ГРЭС или ГЭС блоков разной мощности их распределение по шинам с разным напряжением желательно произвести так, чтобы генераторы меньшей мощности были подключены к шинам меньшего напряжения. В схемах ГЭС возможно присоединение двух генераторов к одному блочному трансформатору с расщепленными обмотками или подключение двух генераторов на один блочный трансформатор. Каждый генератор мощностью 300 МВт и выше присоединяется через отдельный трансформатор на стороне повышенного напряжения. Число блоков мощностью до 300 МВт включительно, подключенных к одному РУ, должно быть четным.

Таблица 1

№ вар	Тип электростанции, количество единичных агрегатов, мощность, Мвт	ксн		Количество отходящих линий, мощность максимальная и минимальная, МВт, при напряжении, кВ		Число часов исполь-зования Т max
	ГРЭС - 8 ´ 300	8,5	0,83		12-950/800	4-избыток		0,85
	ГРЭС - 2 ´ 500 4 ´ 300	9,2	0,85		10-800/750		2-избыток	0,83
	ГРЭС - 6 ´ 200 1 ´ 500	9,5	0,81	10-380/320		4-избыток		0,82
	ГРЭС - 8 ´ 200		0,82	8-310/290	10-избыток			0,84
	ГРЭС - 2 ´ 300 2 ´ 500	6,1	0,84		4-480/400		2-избыток	0,81
	ГРЭС - 4 ´ 300 1 ´ 800	5,7	0,86			4-1050/950	2-избыток	0,83
	ГЭС - 10 ´ 80	3,0	0,80	6-150/135	8-избыток			0,86
	ГЭС - 12 ´ 100	2,5	0,83	10-310/290	8-избыток			0,8
	ГРЭС - 4 ´ 500	6,5	0,85		4-470/450	4-избыток		0,86
	ГРЭС - 2 ´ 500 1 ´ 1000	7,0	0,86			3-850/790	2-избыток	0,82

Нагрузка на одну линию в максимальном режиме соответствует первой цифре в табл. 1.20

[1,с. 21], в аварийном режиме – наибольшей передаваемой мощности по ЛЭП.

Таблица 2

№ вари-анта	Система 1	Система 2
Напря-жение, кВ	Количество линий связи / длина линии связи, км	Суммарная мощность, МВ×А	Сопротив-ление системы, х*Н	Напря-жение, кВ	Количество линий связи /длина линии связи, км	Суммарная мощность, МВ×А	Сопротив-ление системы, х*Н
		2/105		1,3		2/260		1,2
		2/150		1,1		2/300		1,1
		2/45		0,95		2/250		1,05
		2/50		0,97		2/110		0,95
		2/90		0,9		2/450		1,0
		2/230		1,0		2/500		1,15
		2/75		1,05		2/130		0,85
		2/55		0,89		2/160		0,9
		2/210		0,93		2/240		0,97
		2/250		0,98		2/800		1,0

 

Линии связи 110, 220 кВ – Двухцепные, 330, 500 кВ - одноцепные

 

На электростанциях с блоками “генератор–трансформатор” питание собственных нужд осуществляют от трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые подключают к токопроводу между генератором и трансформатором блока. Их мощность определяют по значению коэффициента собственных нужд к_сн, задаваемого в % от установленной мощности. Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения согласуется с номинальным напряжением генератора, а низшее напряжение принимается равным 6 кВ для ГРЭС и крупных ГЭС и 0,4 кВ – для ГЭС малой мощности.

На электростанции должны быть установлены резервные ТСН. Один из них подключают к сборным шинам РУ среднего напряжения при условии, что это РУ имеет связь с внешней сетью при остановке генераторов станции, второй – к обмотке НН автотрансформатора связи. Число резервных ТСН принимают из расчета: один резервный ТСН при одном или двух блоках; два резервных ТСН при трех–шести блоках; два резервных ТСН, присоединенных к сети, и один – не присоединенный к сети, при семи и более блоках.

При наличии генераторных выключателей количество ТСН определяется по рекомендациям учебника [2, с.460].

Намечается несколько вариантов структурных схем проектируемой станции, для которых производится расчет перетоков мощности между РУ в следующих режимах:

· минимальном (мощность потребителей минимальная при работе всех блоков);

· максимальном (мощность потребителей максимальная при работе всех блоков);

· аварийно–максимальном (отключен наиболее мощный блок на РУ–СН при максимальной нагрузке потребителей);

· аварийно–минимальном (отключен наиболее мощный блок на РУ–СН при минимальной нагрузке потребителей).

К дальнейшему расчету принимают вариант с наименьшим перетоком мощности между РУ.

Во всех случаях, если это возможно, следует применять трехфазные автотрансформаторы. Для связи между РУ высших напряжений устанавливают, как правило, два трехфазных автотрансформатора.

При установке однофазных автотрансформаторов используют одну группу однофазных автотрансформаторов и одна фаза находится в резерве. Параметры трансформаторов указанны в справочнике [ 1 ].

Для выбора схем коммутации РУ руководствуются нормами технологического проектирования тепловых электростанций, нормами технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ, нормами технологического проектирования гидроэлектростанций.

Варианты схем коммутации РУ приведены в книге [2, с.402-443].

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА № 2

Методические указания

 

Расчетная схема электростанции включает: генераторы, блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи, системы и линии связи с ними.

Для расчета токов трехфазного КЗ составляют схему замещения прямой последовательности (СЗПП). Расчет токов трехфазного КЗ выполняют в точках, расположенных на шинах РУ высших напряжений и на выводах генераторов разной мощности. Схемы преобразуют, пользуясь известными формулами [2, с.132-135], к виду, когда каждый источник подключен к точке КЗ через одно сопротивление. Расчет ведут в относительных базисных единицах с приближенным учетом коэффициентов трансформации и использованием расчетных кривых (рис.2.4).

Для расчета токов однофазного КЗ составляют схему замещения нулевой последовательности (СЗНП). В СЗНП учитывают блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи, для них х₁ = х₀, где х₁ – сопротивление прямой последовательности, х₀ – сопротивление нулевой последовательности, х_С0 = (1,5 ¸ 3)х_С1 – для системы, х_0Л = 3 х_1Л – для одноцепных линий связи с системами, х_0Л = 4,7х_1Л – для двухцепных линий. СЗНП преобразуют с целью определения х_0S относительно точки КЗ, затем составляют комплексную схему замещения и определяют ток прямой последовательности однофазного КЗ. Приближенно можно принять ток однофазного КЗ в каждой ветви равным утроенному значению тока прямой последовательности, определенному по комплексной схеме замещения.

Для вычисления постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ необходимо составить схему замещения для активных сопротивлений, преобразовать ее так же, как и схему замещения для индуктивных сопротивлений.

Результаты расчетов по всем видам КЗ сводят в таблицы, приведенные в примере. Для контроля правильности вычислений в обязательном порядке выполняется расчет токов КЗ на ЭВМ.

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА № 3

Методические указания

 

Выключатели в РУ высшего напряжения могут быть воздушными, элегазовами, масляными. Если на электростанции есть РУ 110 кВ и 220 кВ, то желательно применять масляные малообъмные и многообъемные выключатели. В РУ 330 кВ и выше предпочтительно применение воздушных выключателей. Для внутренних РУ допускается применение выключателей не более двух типов, а для наружных – одного типа. Не рекомендуется установка баковых масляных выключателей для внутренних РУ.

Выключатели проверяют на стойкость при КЗ. Расчетным видом КЗ для проверки на отключающую способность является больший из токов одно– или трехфазного КЗ. При проверке на термическую стойкость необходимо учитывать наибольший тепловой импульс от трех– или двухфазного КЗ для цепей генераторного напряжения, для других цепей – от трехфазного КЗ. Электродинамическая стойкость проверяется по току трехфазного КЗ. Для проверки выключателей по токам КЗ необходимо принимать расчетную точку в таком месте, которое давало бы наибольшее значение тока КЗ через этот аппарат.

В открытых распределительных устройствах (ОРУ) 110 кВ и выше применяются к установке разъединители опорного типа, а в ОРУ 330 кВ и выше, кроме того, и подвесные разъединители. Они могут быть с одним или двумя заземляющими ножами.

Условия выбора и проверки разъединителей такие же, как и для выключателей, за исключением проверки но отключающую способность, которая для разъединителей не выполняется.

При проверке ТТ и ТН по классу точности необходимо привести перечень подключенных приборов и схему их подключения к ТТ и ТН.

Сборные шины РУ, ошиновки напряжением 110 кВ и выше выполняются тем же проводом типа АС АСО, что и линии электропередач. Токопроводы от генераторов до блочных трансформаторов, если это возможно, применяют комплектные, изготовляемые на заводах [1, с.539]. При их отсутствии в цепи генераторов устанавливают жесткие шины коробчатого сечения или пакет шин прямоугольного сечения [1, с.39].

Выбор сечения сборных шин производят по току наиболее нагруженного участка системы шин. Для определения этого тока необходимо распределить по длине шин все присоединения таким образом, чтобы их расположение давало наименьшие перетоки мощности по системе шин. При выборе сечения шин для РУ с двойной системой шин необходимо условно оставлять в расчете только одну систему шин. При расчете перетоков мощности в схеме “двойная система шин с обходной” каждое присоединение на основной линии системы шин имеет свою точку, а в схеме “3/2” – каждая пара присоединений подключена на одну точку системы шин.

Выбор сечения ошиновки выполняется по экономической плотности тока и току наиболее мощного присоединения.

Пример выполнения контрольных работ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Сведения о проектируемой ГРЭС

1. Суммарная мощность тыс.кВт с предполагаемой установкой агрегатов 6´500 МВт.

2. Максимальная нагрузка собственных нужд (в % от установленной мощности) .

3. Коэффициент мощности максимальной нагрузки СН .

Сведения о потребителях приведены в табл. 3

Таблица 3

№ п/п	Наименование	На напряжении
среднем	высшем
	Номинальное напряжение сети, кВ
	Максимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт		Избыток
	Минимальная суммарная нагрузка, тыс. кВт		Избыток
	Коэффициент мощности нагрузки	0,9	–
	Число всех отходящих линий цепей ЛЭП на данном напряжении, включая связи с системой (плюс резервных ячеек на развитие ЭС)
	Мощность нагрузки наиболее нагруженной ЛЭП, тыс. кВт: а) в нормальный максимум б) при использовании резервной способ- ности ЛЭП в предельном аварийном длительном режиме
	Число часов использования максимальной нагрузки в год , ч

Сведения о связи с энергосистемами приведены в табл. 4.

Таблица 4

№ п/п	Наименование	Система I	Система II
	Синхронная мощность системы, тыс. кВ × А
	Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности, отн.ед.	0,5	1,0
	Напряжение линий связи с системой, кВ
	Число линий связи с системой, цепь
	Длина каждой цепи линий связи с системой, км

 

1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

 

Выбор схем коммутации РУ

Согласно учебникам [2, с.415–420; 3, с.365–377] для РУ 220 кВ принимаем схему с двумя рабочими (А1, А2) и обходной (А0) системами шин, а для РУ 500 кВ – схему с двумя системами шин (А3, А4) и четырьмя выключателями на три присоединения (рис.3).

 

2.РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (ТКЗ)

 

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью на основе схемы рис.3 и задания составим СЗПП, рис.4 На СЗПП не приведены сопротивления Т7–Т14, т.к. не учитывается подпитка от электродвигателей собственных нужд.

На рис.4 у каждого элемента в виде дроби приведены: в числителе – значения индуктивных сопротивлений СЗПП, в знаменателе – активных.

Для расчета ТКЗ в относительных единицах с приближенным приведением [4] зададимся следующими параметрами:

МВ×А; кВ; кВ; кВ.

 

 

 

 

Вычислим

кА, кА, кА.

 

Расчет параметров СЗНП

Сопротивления в основном такие же, как и на рис.4. Исключение составляет сопротивление линий и систем:

, для одноцепных ЛЭП с заземленным тросом;

, для двухцепных ЛЭП с заземленным тросом

;

, если в исходных данных нет сведений об индуктивных сопротивлениях нулевой последовательности систем.

 

 

 

 

 

Таблица 6

Точка К1, трехфазное КЗ, Uб = 230 кВ, Iб = 2,51 кА, t = 0,07 с, tоткл = 0,18 с
Ветвь	Sн, МВ×А	х*б	, кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу, кА	lt	iаt, кА		gt	Int, кА	gоткл	In.откл, кА
G1		0,611	4,11	0,359	0,0058	0,335	1,97	11,41	0,81	4,694	2,785	0,925	3,8	0,865	3,56
G1		0,611	4,11	0,359	0,0058	0,335	1,97	11,41	0,81	4,694	2,785	0,925	3,8	0,865	3,56
C1		0,6	4,18	1,2	0,068	0,028	1,699	10,01	0,08	0,47	0,83	0,995	4,16	0,985	4,12
G3		1,46	1,72	0,858	0,015	0,31	1,97	4,78	0,798	1,935	1,165	0,99	1,7	0,98	1,677
G4		1,46	1,72	0,858	0,015	0,31	1,97	4,78	0,798	1,935	1,165	0,99	1,7	0,925	1,677
G5		1,46	1,72	0,858	0,015	0,31	1,97	4,78	0,798	1,935	1,165	0,99	1,7	0,98	1,677
G6		1,46	1,72	0,858	0,015	0,31	1,97	4,78	0,798	1,935	1,165	0,99	1,7	0,98	1,677
C2		1,226	2,05	4,904	0,065	0,06	1,85	5,34	0,31	0,896	0,204		2,05	0,98	2,04
S			21,33					57,29		18,494			20,6	0,995	19,99

 

 

.

;

;

.

Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов примем равными сопротивлениям прямой последовательности.

 

Алгоритм преобразований СЗНП следующий:

Сворачиваем СЗПП (рис.6):

 

Так как , то требуется произвести расчет токов однофазного короткого замыкания. Для этого составим комплексную схему замещения (КСЗ), рис.9, путем добавления к соответствующей результирующей СЗПП, полученной при расчете токов трехфазного КЗ

,

т.к. принято равным ;

,

т.к. принято равным .

 

Сворачивая схему, представленную на рис.9, к точке К1, получим радиальную схему, совпадающую по конфигурации с рис.6.

 

 

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:

- ветви G1
- ветви G2 - ветви C1 - ветви G3 - ветви G4
- ветви G5 - ветви G6 - ветви C2

 

Далее вычисляем

Результаты расчета представлены в левой части табл.7. Правую часть таблицы заполняем аналогично правой части табл.6.

 

 

Таблица 7

Точка К1, однофазное КЗ, Uб = 230 кВ, Iб = 2,51 кА
Ветвь	Sн, МВ×А	х*б	, кА	храсч	r*б	Та э, с	, кА	, кА	ку	iу , кА
G1		1,49	1,685	0,876	0,015	0,224	2,3	5,67	1,956	15,683
G2		1,49	1,685	0,876	0,015	0,224	2,3	5,67	1,956	15,683
C1		1,464	1,714	2,928	0,177	0,224	0,2	3,63	1,956	10,04
G3		3,56	0,705	2,093	0,039	0,224	0,52	1,93	1,956	5,338
G4		3,56	0,705	2,093	0,039	0,224	0,52	1,93	1,956	5,338
G5		3,56	0,705	2,093	0,039	0,224	0,52	1,93	1,956	5,338
G6		3,56	0,705	2,093	0,039	0,224	0,52	1,93	1,956	5,338
C2		2,99	0,839	11,96	0,169	0,224	0,056	1,734	1,956	4,796
			8,743
S I			26,23

 

Таблица 7 (продолжение)

t = 0,07 с, tоткл = 0,18 с
Ветвь	lt	iаt, кА		gt	Int i, кА	кА	gоткл	кА	In.откл i, кА
G1	0,732	5,85	1,14	0,99	5,6133	1,668	0,985	1,64	5,53
G2	0,732	5,85	1,14	0,99	5,6133	1,668	0,985	1,64	5,53
C1	0,732	3,75	0,34		3,63	1,714	0,995	1,7	3,61
G3	0,732	1,99	0,48		1,93	0,705	0,99	0,7	1,91
G4	0,732	1,99	0,48		1,93	0,705	0,99	0,7	1,91
G5	0,732	1,99	0,48		1,93	0,705	0,99	0,7	1,91
G6	0,732	1,99	0,48		1,93	0,705	0,99	0,7	1,91
C2	0,732	1,79	0,024		1,734	0,839		0,839	1,734
						8,709		8,619
S I		25,2			24,31	26,127		25,857	24,04

Выбор выключателя

Выбор выключателя производят

- по номинальному напряжению

кВ;

- по номинальному току

,

кА.

Здесь МВт – активная мощность в цепи линии W1 в предельно аварийном режиме (п.6, б, табл.3), а – коэффициент мощности нагрузки на шинах 220 кВ. Учитывая, что на проектируемой станции есть РУ 500 кВ, где должны применяться воздушные переключатели, выбираем в РУ 220 кВ также воздушные выключатели.

В качестве Q2 примем воздушный выключатель типа ВВД–220Б–40/2000 ХЛ1 [1, с.238] со следующими параметрами:

Номинальное напряжение UнQ, кВ
Наибольшее рабочее напряжение Umax, кВ
Номинальный ток IнQ, А

 

 

Таблица 9

Точка К2, двухфазное КЗ, Uб = 20 кВ, Iб = 28,87 кА, t = 0,07 с, tоткл = 4 с
Ветвь	Sн, МВ×А	х*б	, кА	храсч	r*б	Та, с	ку	iу, кА	lt	iаt , кА		gt	Int , кА	gоткл	In.откл, КА
G1		0,826	34,95	0,486	–	0,47	–	–	–	–	2,0575	0,95	33,2	1,034	36,14
G2		2,88	10,02	1,694	–	0,33	–	–	–	–	0,59	0,995	9,97	1,09	10,92
C1		2,84	10,165	5,68	–	0,028	–	–	–	–	0,175		10,165		10,165
G3		6,88	4,2	4,044	–	0,27	–	–	–	–	0,245		4,2		4,2
G4		6,88	4,2	4,044	–	0,27	–	–	–	–	0,245		4,2		4,2
G5		6,88	4,2	4,044	–	0,27	–	–	–	–	0,245		4,2		4,2
G6		6,88	4,2	4,044	–	0,27	–	–	–	–	0,245		4,2		4,2
C2		5,78	5,0	23,12	–	0,059	–	–	–	–	0,043		5,0		5,0
			76,935										75,135		79,025
S I			133,1										130,134		136,87

 

Номинальный ток отключения Iно, кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВНдоп, кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока iпс, кА
Действующее значение сквозного тока Iпс, кА
Наибольший пик номинального тока включения iнв, кА
Действующее значение номинального тока включения Iнв, кА
Ток термической стойкости Iтс, кА
Время термической стойкости tтс, с
Время отключения tво, с	0,08
Собственное время отключения tсв, с	0,06

 

Проверка выключателя по режиму КЗ

Линия W1 является тупиковой, поэтому при КЗ на ней через Q2 будет протекать полный ток КЗ.

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчетного для этой проверки примем ток однофазного КЗ, т.к. он больше трехфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя t в цепи Q2:

с.

Согласно табл.7 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (табл.6). Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя, кА² × с.

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

где – суммарные токи (табл.6),

с,

с – время действия резервных релейных защит.

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ

кА² × с,

где – эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

кА² × с,

т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.6)

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. В данном случае расчет производится по однофазному КЗ, т.к. ток при нем больше (табл.7)

Проверка выключателя по скорости восстанавливающегося напряжения (СВН).

где , если ,

, если ,

– число линий, подключенных к сборным шинам данного напряжения.

– при одном проводе в фазе, – при двух проводах в фазе, – при трех проводах в фазе.

 

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.10.

Таблица 10

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 220 кВ	=	UнРУ = 220 кВ
Iн = 2000 А	>	Iраб.форс = 584 А
Iно = 40 кА	>
	>
	>
Iпс = 40 кА	>
iпс = 102 кА	>
Iнв = 40 кА	>
iнв = 102 кА	>
СВНдоп = 1 кВ/мкс	>	СВНрасч = 0,596 кВ/мкс

 

Выбор ошиновки линии

 

Выбор сечения производится по экономической плотности jэк, которая зависит от вида проводника и часов использования максимальной нагрузки в год Тmax [1, табл.10.1, с.548; 2, табл.4.5, с.233].

Экономическое сечение

,

Iраб форс – см. п.3.1. По табл.7.35 справочника []1, с.428 примем для ошиновки сталеалюминиевый провод АС–650 с сечением по алюминию

, и допустимым током

.

Проверка ошиновки на термическую стойкость, схлестывание и коронирование производится так же, как это было сделано для сборных шин.

Проверка ошиновок на схлестывание производится при (в нашем случае , табл.2.1).

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справоч. материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. 648 с.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станции и подстанции: Учеб. М.: Энергоатомиздат, 1987. 520 с.

3. ВасильевА.А. и др. Электрическая часть станции и подстанции: Учеб. М.: Энергия, 1980. 608 с.

4. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учеб. М.: Энергия, 1970. 520 с.

5. Правила устройства электроустановок М.: Энергоатомиздат, 1986. 648 с.

6. Методические указания и контрольные задания по дисциплине “Электрическая часть электростанции’’ /НПИ. Новочеркасск, 1989. 26 с.

7. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования – РД 153-34.0-20.527-98.-М., 2001

&nbs