Релейная защита трансформатора ГПП. Часть 3.

Страницы:   1   2   3

---

3.2.1. Выбор и проверка линии питания ГПП

 

Выбор сечения питающей линии, которая осуществляет питание ГПП по экономической плотности тока, выполняется по требованиям ПУЭ и проверяется на нагрев.

Для графика работы предприятия экономическая плотность тока J_ек=1,2 А/мм², согласно

Т_mаx=5840 ч/год.

Определение расчетного тока и экономического сечения провода линии:

где n=2 – количество линий;

Uн – напряжение питающей линии. кВ.

Принимается провод марки АСК-185/29.

Технические данные выбранного провода:

r0=0,162 Ом/км – удельное активное сопротивление провода;

х0=0,413 Ом/км – удельное реактивное сопротивление провода;

Iдоп=500 А – продолжительный допустимый ток.

Определение допустимого нагрева в послеаварийном режиме по условию:

I_доп 2·I_р;

I_доп 2·155,4=311 А.

где I_доп – ток линии в послеаварийном режиме, А.

Ток в линии в послеаварийном режиме:

Iав=Sр/(√3∙UH );

Условие по нагреву выполняется.

Iав=18449/(√3∙35)=305А.

Принятое стандартное сечение линии проверяется по допустимым потерям напряжений в нормальном и послеаварийном режимах:

где р, Q – активная и реактивная нагрузки линии, кВт, квар;

∆Uав %=2·∆Uн=2·1,4=2,8%.

Так как потери напряжения не превышают допустимые, которые равняются ∆Uн.доп=5%; ∆Uав.доп=10%, то выбранная линия проходит по потерям напряжения.

Результаты выбора и проверки линии вводятся в таблицу 20.

Таблица 20 – Выбор и проверка линии¸ которая питает ГПП

 

r=r₀·1, x=x₀·1 – активное и реактивное сопротивление линии, которые определяются по удельным значениям сопротивлений и длине питающей линии, Ом.

r=r₀·2=0,162·2=0,324 Ом;

x=x₀·2=0,413·2=0,826 Ом.

где l=2 км – длина линии питания для данного варианта.

Определение потери мощности в линии:

∆Рл=3·Iр^2∙R∙nT=3·24149,2·0.324·2=47000 тыс.кВт

∆Qл=3·Iр^2∙X∙nT=3∙24149,2∙0,826∙2=12000 тыс.кВт

Время максимальных потерь, ч:

τ=(0,124+ТМ/10000)∙8760;

τ=(0,124+5840/10000)∙8760=6202.

где Т_М – число часов использования максимума нагрузки — [3].

Расчет потери электроэнергии в линиях:

∆Аал=∆Рл∙τ=47·6202=291,5 кВт·час/год;

∆Алр=∆Qл∙τ=120·6202=744,3 кВт·час/год.

Суммарные потери энергии по варианту электроснабжения:

∆АаΣ=∆А(тр а)+∆А(л а)=640,4+291,5=931,9 кВт·час/год;

∆АрΣ=∆А(тр р)+∆А(л р)=6798 +744,3=7542,3 кВт·час/год;

Результаты расчетов мощности и электроэнергии в линии сводятся в таблицу 21.

Таблица 21 – Потери мощности и электроэнергии в линии

 

3.2.2. Технико-экономические обоснование проектных решений

 

Приведенные затраты рассчитываются по выражению:

С=Ен∙КΣ+ИΣ=0,15·645000+2677720=2774470 руб/год;

где Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений равняется для нефтеперерабатывающей промышленности 0,15 за 1/год;

Суммарные капиталовложения:

КΣ=Кэс+Коб+Кл=87000+18000+540000=645000 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения состоят из капиталовложений в дополнительное оборудование для покрытия потерь мощности в сети Кэс, капиталовложений в оборудование Коб и капиталовложений в линию Кл.

Стоимость дополнительного оборудования для покрытия потерь мощности в сети:

Кэс=Куд^эс·(∆Рл+∆Ртр )=87000 тыс.руб.

Суммарные затраты:

ИΣ=Ил+Иобл+И∆WΣ=43200+25200+2609320=2677720 руб.

Суммарные затраты составляются эксплуатационных затрат на линииИл, Иобл — эксплуатационные затраты на оборудование.

Ил=Рл/100∙Кл=8/100∙540000=432000 тыс.руб/год.

где Рл — нормы отчислений от капитальных вложений на эксплуатацию линий, %; — [6].

Эксплуатационные затраты на оборудование — Иобл:

Иобл=Робл/100∙(Кобл+Кэс )=24/100∙(18000+87000)=25200 тыс.руб/год.

где Робл — нормы отчислений от капитальных вложений на эксплуатацию оборудования, %; — [6].

Эксплуатационные затраты, связанные с покрытием потерь электроэнергии, И∆WΣ, тыс.руб/год .

И∆WΣ=b·∆ааΣ=2,8·931900=2609320 руб/год.

где b= 2,8 руб/1кВ·час – стоимость электроэнергии;

∆ааΣ – потери активной электроэнергии в элементах сети, кВт·час.

Расчет годовых затрат представлен в таблице 22.

Таблица 22 – Расчет годовых затрат

 

Таблица 23 – Экономический расчет

Капитальные затраты на построение линии определяется:

Кл=Кло∙l∙n=135·2·2=540000 тыс.руб.

где Кло — капитальные затраты на построение 1 километра линии согласно — [6]., тыс.руб/км;

l — длина линии, км.

Результаты расчетов капитальных затрат на построение линий сводятся в таблицу 24.

Таблица 24 – Капитальные затраты на построение линий

 

3.2.3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей ГПП

 

Все аппараты и токоведущие части выбираются по условиям работы в нормальном режиме, на термическую и динамическую стойкость.

Выбор оборудования для U-35/6 кВ представлено в таблице 25.

Таблица 25 – Выбор оборудования U-35 кВ

 

На рисунке 3 представлена внешняя схема электроснабжения предприятия.

 

 

4. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

 

Схема внутреннего электроснабжения осуществляется кабельными линиями 6 кВ распределительной сети предприятия.

Способ канализации электроэнергии по территории предприятия осуществляется кабельными эстакадами (линиями) то есть устройствами для передачи электроэнергии, состоящими из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями. При составлении схемы распределения электроэнергии было обращено внимание на рациональные трассы прокладки линий, которые имеют кратчайшие расстояния между ТП и на недопущение встречных перетоков электроэнергии на отдельных участках сети.

Так как высоковольтная нагрузка не сосредоточенная, то нет необходимости сооружения распределительной сети.

На основании картограммы нагрузок решен вопрос о размещении цеховых ТП на территории цехов предприятия, а также выбирается число и мощность трансформаторов на каждой ТП по аналогии с выбором трансформаторов на ГПП.

Схемой распределения электроэнергии по территории предприятия выбирается радиальная. Так как электроснабжение осуществляется линиями, не имеющими распределения энергии по их длинам. с целью повышения надежности, линии приемников I категории подключают к разным ИП.

Достоинство радиальных схем: максимальная простота; аварийное отключение радиальной линии не отражается на электроснабжении остальных потребителей.

Выбор сечения линии, которая осуществляет питание цеховых ТП, по экономической плотности тока. Для графика работы предприятия экономическая плотность тока J_ек=1,2 А/мм², согласно Т_mаx=5840 ч/год.

 

Далее определяется допустимый нагрев в послеаварийном режиме по условию:

Iдоп>Iр;

где Iдоп – ток линии в послеаварийном режиме, А;

Цех №1: РТП-26 491>484, РП 137>131.

Условие по нагреву выполняется.

Цех №2: РТП-25 512>500,2, ТП-25А 137>130,

Условие по нагреву выполняется.

Цех №3: РТП-47 137>127, ТП-48 84>27,2,

Условие по нагреву выполняется.

Цех №4: 121>6,2,

Условие по нагреву выполняется.

Цех №5: 84>0,5.

Условие по нагреву выполняется.

Результаты выбора, проверки линии и технические данные выбранных проводов предоставлены в таблице 26 «Выбор и проверка линии, питающей ГПП».

Таблица 26 – Выбор и проверка линии, питающей ГПП

 

4.1. Технико-экономическое обоснование проектных решений

 

Стоимость оборудования включает в себя стоимость ячеек КРУ с выключателями и стоимость кабельных линий.

Для подстанций выбрано оборудование КРУ NXаIR фирмы SIеMеNS.

Компактная конструкция ячеек NXаIR обеспечивает двойную выгоду за счёт применения новой серии силовых выключателей SIоN в цепи трансформаторов Т1 и Т2 (Q3 и Q4), а также секционный выключатель и выключатели на отходящих кабельных линиях также устанавливаются вакуумные выключатели. с одной стороны, появляется возможность снижения расходов на монтаж, с другой стороны не требующая обслуживания. Kонструкция выключателей обеспечивает бесперебойную эксплуатацию без дорогостоящий отключений.

Отличительные особенности от оборудования других производителей:

• Применения вакуумных силовых выключателей или контакторов, не требующих технического обслуживания;
• До 10 лет эксплуатации распределительного устройства без техобслуживания;
• Перерывы в работе сведены к минимуму благодаря наличию системы логических механических блокировок;
• Благодаря компактной конструкции и гибкости в вариантах подключения кабелей или систем каналов сброса давления сведены к минимуму требования к необходимому пространству, что снижает затраты на строительство.

Полная стоимость оборудования:

РТП-26: 3000000+3030300= 8030300 руб;

РТП-25: 3000000+4190400=7190400 руб;

РТП-47: 3000000+1019200=4019200 руб.

Стоимость кабельной линии:

КЛ=n∙l∙K0,

где l — длина кабельной линии, км;

К₀ – стоимость 1 км линии в зависимости от способа прокладки линии, тыс.руб/км — [9].

4.2. Выбор мощности цеховых трансформаторов

 

При выборе мощности цеховых трансформаторов необходимо стремится к тому, чтобы число типоразмеров трансформаторов не превышало двух-трёх.

Так как на предприятии есть высоковольтные двигатели мощность до 600 кВт, то предполагается их питание от напряжения 6 кВ через понижающие трансформаторы при принятом варианте напряжения распределительной сети 10 кВ.

На основе расчёта электрических нагрузок цехов (таблица 4 и 5) проведём выбор цеховых трансформаторов и проверку по коэффициенту загрузки аналогично методике, приведенной в п.4. Полученные данные сводятся в таблицу 27.

Учитывая, что нагрузка цехов № 4 и 5 сравнительно невелики, то их питание целесообразно производить от цеха № 3.

В таблице 27 представлены цеховые трансформаторы.

Таблица 27 – Цеховые трансформаторы

 

На каждой подстанции устанавливается по два трансформатора, в связи с тем, что основными питающимися электроприёмниками являются эл.приёмники I категории и не имеющих на вторичном напряжении связи с другими подстанциями. Чтобы оба трансформатора могли надёжно резервировать друг друга, их запитывают от двух независимых источников по независящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным и их выбирают одинаковой мощности.

 

5. Расчёт токов короткого замыкания

 

Определение токов КЗ необходимо для проверки выбранного оборудования на термическую и динамическую стойкость. Расчётным током КЗ для проверки оборудования является трёх фазное короткое замыкание. Расчётная схема и схема замещения составляются для режима, когда один трансформатор на ГПП или одна питающая линия ЛЭП находятся в отключенном состоянии. Трансформаторы ГПП и питающая линия вводятся в схему замещения расчётными сопротивлениями — [1, 4].

Число и местоположение точек короткого замыкания должны быть достаточными для выбора коммутационных аппаратов на открытом распределительном устройстве ГПП (разъединителей, выключателей, а также ошиновки трансформатора); оборудование на стороне низшего напряжения ГПП (жестких шин, вводных выключателей, секционного и линейных разъединителей) и для выбора релейной защиты. Исходя из этого, расчётные точки короткого замыкания должны быть на вводах высшего напряжения трансформатора ГПП, а также на шинах низшего напряжения ГПП.

 

5.1. Расчётная схема и схема замещения цепей КЗ

 

Расчёт токов КЗ производится для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, а также для определения уставок релейных защит элементов схемы электроснабжения.

На основании расчётной схемы составляем схему замещения, представленную на рисунке 4

 

При составлении схемы замещения, предусматриваем раздельную работу трансформаторов, линий и секций КРУН-10 кВ.

 

5.1.1. Базисные условия

 

Расчёты тока КЗ ведутся в относительных единицах при базисных условиях.

Принимается: базисная мощность S_б = 1000 МВ А;

базисное напряжение U_б1=115 кВ;

базисное напряжение U_б2=10,5 кВ.

Базисные токи определяются на основании принятых базисных значений:

 

Мощность короткого замыкания системы находится по отключающей способности выключателя 110 кВ:

Sk^(«)=√3∙110∙20=3811 МВА.

Реактивное сопротивление элементов сети:

хс=Sб/(Sk^(«) )=1000/3811=0,26 Ом

хк1=х0∙l0∙Sб/(Uб1^2 )=0,413∙2∙1000/115^2 =0,06 Ом

rк1=r0∙l0∙Sб/(Uб1^2 )=0,129∙2∙1000/115^2 =0,019 Ом

где хо= 0,413 ом/км – удельное реактивное сопротивление провода АС-185;

r0=0,129 ом/км –удельное активное сопротивление провода АС-185;

l0=2 км – длина кабельной линии (км).

Определение реактивного сопротивления двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ:

Параметры трансформатора представлены в таблице 6.

хтр1=U(к%)/100∙Sб/S(тр.ном) =11/100∙1000/16000=0,0068 Ом

Определение реактивного и активного сопротивления кабельной линии
10 кВ:

Цех №1: хк2=x0∙l0∙Sб/(Uб2^2 )=0,78∙0,65∙1000/10,5^2 =4,6 Ом

rк2=r0∙l0∙Sб/(Uб2^2 )=1∙0,65∙1000/10,5^2 =5,9 Ом

Определение реактивного сопротивления двухобмоточного трансформатора 10/0,4 кВ:

хтр2=U(к.з%)/100∙Sб/(Sтр.ном)=6,5/100∙1000/2500=0,026 Ом

Определение общего сопротивления от источника питания до точки КЗ:

Z0=√((rk1+rk2 )^2+(xс+xk1+xтр1+xk2+xтр2 )^2 )=√((0,019+5,9)^2+(0,26+0,06+0,0068+4,6+0,026)^2 )=7,7 Ом

Найдем периодическую составляющую тока трёхфазного короткого замыкания в точке К1:

Iкз^3=Iб2/z0 =55/7,7=7,14 кА;

Найдём периодическую составляющую тока трёхфазного короткого замыкания в точке К2:

Iкз^3=√3/2∙Iкз^3=0,865∙7,14=6,17 кА;

Аналогично рассчитываются другие цеха, и полученные данные заносятся в таблицу 28.

Таблица 28 – Расчёт токов короткого замыкания

 

Вводной автоматический выключатель типа 3ар1FG-145/еK (Siеmеns) имеет номинальный ток 2000 А. Уставка электромагнитного расцепителя у него выставлена на 40 кА.

Поэтому можно сделать вывод, что при коротком замыкании в конце вводной кабельной линии автомат сработает и отключит повреждённый участок цепи.

 

6. Выбор оборудования

 

Далее необходимо выбрать коммутационные аппараты ОРУ высшего напряжения и ЗРУ 10 кВ ГПП, шины, трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд.

Таблица 29 – Выбор выключателей 10 кВ

 

Таблица 30 – Выбор трансформаторов

 

Для проверки прежде выбранных кабелей на термическую стойкость необходимо определить минимально допустимое сечение по формуле:

Fmin=√(Bk )/с=√27135/114=1,44;

где С – термическая функция, А×с1/2/мм2 (для медных кабелей С=114, — [7]);

Вк – тепловой импульс, кА2.с

Тепловой импульс:

Вк=Iкз^(`2)∙(tвыкл+И)=60300∙(0,4+0,05)=27135.

где tвыкл=(tр3+tв.в);

tс.в – собственное время отключения выключателя, с;

tр.с – время срабатывания релейной защиты, с;

И=0,05 с – время затухания апериодической составляющей тока КЗ от энергосистемы.

16≥1,44

Вывод: минимальное сечение КЛ — 16 мм2.

 

7. Релейная защита и автоматика

 

На основе анализа необходимой бесперебойности электроснабжения и мощности защищаемых элементов с учётом требования — [3, 10] сделан вывод об источниках оперативного тока.

Произведем расчёт и выбор уставок релейных защит силового трансформатора подстанции 110/10 кВ.

 

7.1. Расчёт токов КЗ

 

Для выбора уставок релейной защиты необходимо выполнить расчёт токов КЗ в точке К» и уставок выбранного трансформатора на ГПП ТДН-16000-110/10 кВ.

Расчёт выполняется согласно схеме замещения, представленной на рисунке 4 и базисных величин: S_б=1000 МА А; U_б1=115 кВ и U_б2=10,5 кВ.

Базисный ток для точки КЗ, К2 будет равен:

Iб2=Sб/(√3∙Uб2 )=1000/(1,73∙10,5)=55 кА.

Параметры трансформатора для схемы замещения составит:

хТ=(Uк%∙Sб)/(100%∙S(Т ном) )=10,5/100∙1000/16000=0,0065 о.е.;

rТ=(Рк∙Sб)/(S(Т ном)^2 )=(0,060∙1000)/10,5^2 =0,59 о.е..

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К2:

IК2^3=(Uс∙Iб2)/х2 =(1,0∙55)/1,78=30,89 кА.

где х2=х1+хТ=1,78+0,0065=1,78.

 

7.2. Выбор типов релейной защиты

 

согласно ПУЭ силовые трансформаторы мощностью 6,3 МВ А и выше должны быть обеспечены продольной дифференциальной защитой для защиты от повреждения на вводах, а также от внутренних повреждений. В качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ предусмотрена МТЗ с комбинированным пуском напряжения и без него. Для снижения времени срабатывания МТЗ при максимальных токах КЗ дополнительно к МТЗ устанавливают токовую отсечку. Для защиты трансформатора от перегрузок возникающих при отключении параллельно работающих трансформаторов или при самозапуске мощных электродвигателей, питающихся от трансформаторов, применяют защиту от перегрузки трансформаторов. от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена газовая защита.

 

7.2.1. Расчёт релейных защит

 

Расчёт продольной дифференциальной токовой защиты:

Определение токов трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

на стороне ВН: I(Тном ВН)=SТном/(√3∙U(ном ВН) )=16000/(1,73∙115)=80,4 А;

на стороне НН: I(Тном НН)=SТном/(√3∙U(ном НН) )=16000/(1,73∙10,5)=881 А;

Выбор измерительных трансформаторов тока:

на стороне ВН: n(ТТ ВН)=300/5=60;

на стороне НН: n(ТТ НН)=1500/5=300.

Определение вторичных токов в плечах дифференциальной защиты:

на стороне ВН: I(Р ВН)=(Ксх∙I(Т ном ВН))/n(ТТ ВН) =(1,73∙80,4)/60=2,3 А;

на стороне НН: I(Р НН)=(Ксх∙I(Т ном НН))/n(ТТ НН) =(1,0∙881)/300=2,9 А.

где Ксх – коэффициент схемы, имеющий значения ВН Ксх=√3 и для НН Ксх=1,0 — [11].

 

7.2.2. Расчёт максимально роковой защиты.

 

Расчёт МТЗ производится для стороны питания. МТЗ используют для защиты силового трансформатора от внешних КЗ.

Определение тока срабатывания защиты:

I110=(Kн∙Ксзап)/Кв ∙1,4∙IТномВН=(1,2∙1,0∙1,4)/0,8∙80,4=168,8 А,

где Кн=1,2 – коэффициент надёжности — [11].;

Ксзап=1,0 – коэффициент самозапуска — [11].;

Кв =0,8 – коэффициент возврата реле РСТ-40.

Определение тока срабатывания реле:

Iср=(Ксх∙I110)/n(ТТ ВН) =(1,73∙105,5)/60=3,0 А.

Принимается к установке реле типа РСТ-40 с током срабатывания Iср=5,2 А. Реальный ток срабатывания защиты:

I(ср.фак)=(n(ТТ ВН)∙Iср)/Ксх =(60∙3,0)/1,73=104 А.

Время срабатывания защиты составит:

t=t1+∆t=1,055+0,5=1,555 с,

где t1=1,055 с – время срабатывания защиты на стороне низшего напряжения;

∆t=0,5с – время ступени селективности.

 

7.2.3. Выбор автоматики

 

Согласно — [3] кабельные линии напряжением выше 1 кВ должны быть оборудованы устройством аПВ. На отходящих линиях 10 кВ предусмотрено однократное трёхфазное АПВ, после срабатывания защит линии МТЗ и токовой отсечки, а также аПВ после срабатывания МТЗ-10 кВ на вводных выключателях 10 кВ трансформаторов ГПП.

Для восстановления питания потребителей в случае отключения одного из трансформаторов ГПП от основных защит – газовой или дифференциальной, предусмотрено аВР, которое срабатывает по трём факторам:

• отсутствие напряжения на шинах КрУН-10 кВ ГПП;
• отключенное положение вводных выключателей 10 кВ под действием релейной защиты;
• отсутствие напряжения на трансформаторах собственных нужд ГПП.

оперативному персоналу необходимо помнить, что обратного возврата аВр нет. При необходимости восстановления схемы электроснабжения в нормальный режим, производится в ручную путём необходимых переключений.

 

Заключение

 

В ВКР была разработана современная бесперебойная и надёжная система электроснабжения группы цехов предприятии.

На основании полученных расчётов и картограммы электрических нагрузок, было выбрано место расположения главной понизительной подстанции, силовое и коммутационное оборудования установленное на ней, а также измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для установки на ГПП, с учётом электрической нагрузки предприятия и его годового графика, оптимального коэффициента их загрузки было выбрано два трансформатора, которые удовлетворяют условиям надёжности. А также разработана схема электроснабжения предприятия.

В данной работе был проведён расчёт оптимальных сечений воздушной и кабельной линии предприятия по критерию допустимых потерь напряжения и механических нагрузок.

Произведён расчёт и выбор релейной защиты трансформатора ГПП, а также расчёт МТЗ и выбор автоматики.

Электроснабжение предприятия спроектировано таким образом, чтобы при отключении одного из трансформаторов как на ГПП, так и в любом из цехов, оно было бесперебойным. При отключении одного из трансформаторов, второй начинает работать с расчётной допустимой перегрузкой и перебоя электроснабжения не происходит.

Электрооборудование, а именно проводники и электрические аппараты, прошли проверки на токи КЗ.

Работа промышленного предприятия связана с потреблением электроэнергии и за год в среднем происходит 5 посадок напряжения, что приводит к перебоям работы электрооборудования и даже к остановке предприятия. При проектирование было принято решение о введении резервного фидера (отдельной питающей линий) с КиГРЭС для бесперебойной работы предприятия.

 

Перечень литературы

 

1. Фёдоров а. а., Каменева В.В. основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергатомиздат, 1984. – 472 с.
2. справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация / Под общ. ред. А.А. Фёдорова и Г.В. сербиновского. – М.: Энергоатомиздат, 1981. – 624 с.
3. Методические указания к выполнению и защите дипломных работ (для студентов направления подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника») / Сост. С.В. Соленый, О.Я. Соленая – СПБ: ГУАП, 2016. – 44 с.
4. Правила устройства электроустановок. – М.: Изд-во «Кнорус», Москва, 2014. – 488 с.
5. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий – М.: Энергоатомиздат, 1983. — 208 с.
6. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СИ .174-75. – М.: стройиздат, 1976. – 55с.
7. справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети / Под общ. ред. а.а. Фёдорова, Г.В. сербиновского. – М.: Энергия, 1980. – 576 с.
8. Фёдоров а.а., Старкова Л.е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению пром.предприятий – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.
9. справочник по электроснабжению промышленных предприятий: проектирование и расчёт / Под ред. а.С. овчаренко. – К.: Техника, 1985. – 279 с.
10. справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под общ. ред. В.И. Круповича, – М.: Энергоатомиздат, 1981. – 408 с.
11. Коропов Ф.Ф., Солдаткина Л.А. Регулирование напряжения в электросетях промышленных предприятий. — М.: Энергия, 1970. – 222 с.
12. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

---

Страницы:   1   2   3