жилами, прокладываемыми в воздухе

Сечение жилы, мм2	Токовая нагрузка (А) для кабелей
одножильных	двухжильных	трехжильных
1,5 2,5 4,0 6,0	29/ - 40/30 53/40 67/51 91/69 121/93 160/122 197/151 247/189 318/233 386/284 450/330 521/380 594/436 704/515	24/- 33/25 44/34 56/43 76/58 101/77 134/103 166/127 208/159 264/239 375/276 423/319 493/366 584/432	20/- 26/20 34/27 46/34 62/47 81/62 107/82 131/102 165/127 211/156 255/190 299/220 345/254 465/344
Примечание: 1. Нагрузки для кабелей с алюминиевыми жилами указаны в знаменателе. 2. Нагрузки для кабелей с резиновой изоляцией определяются умножением нагрузок, приведенных в таблице, на коэффициент 0,95. 3. Нагрузки для кабелей с изоляцией из вулканизированного полиэтилена определяются умножением нагрузок, приведенных в таблице, на коэффициент 1,16. 4. Нагрузки для одножильных кабелей даны для одного кабеля, проложенного открыто, а для двух, трех и четырех одножильных кабелей, проложенных в одной трубе, следует руководствоваться графами для двухжильных и трехжильных кабелей с учетом пп.5, 6 при открытой электропроводке, а при скрытой электропроводке эти нагрузки должны быть умножены на коэффициент 0,85. 5. Нагрузки для трехжильных кабелей действительны и для четырехжильных кабелей с нулевой жилой меньшего сечения. 6. Нагрузки для четырехжильных кабелей с жилами равного сечения определяются умножением нагрузок для трехжильных кабелей на коэффициент 0,882.

Затем определяется тепловой импульс от тока КЗ как сумма интегралов Джоуля от периодической и апериодической составляющих тока КЗ по ГОСТ30323-95.

За продолжительность КЗ принимается время от начала КЗ до его отключения (t_отк), равное времени действия резервной релейной защиты (в зоне которой находится проверяемый кабель) и полному времени отключения выключателя.

Для присоединений секций собственных нужд 6,0 и 0,38 кВ резервной защитой считается защита ввода питания секции или трансформатора 6,0/0,38 кВ (токовая, дистанционная и другие защиты от многофазных КЗ).

Для присоединений собственных нужд с асинхронными электродвигателями в точках КЗ, удаленных от генераторов и синхронных компенсаторов (отделены трансформаторами или синхронными компенсаторами), тепловой импульс (кА^2.с) с временем отключения тока КЗ 0,4 с и более рассчитывается по формуле

В_к = I²_по.с(t_откл + T_аэ) + (0,3I_по.ад·I_по.с + 0,1I²_по.ад)·t_откл,

где I_по.с – начальное значение периодической составляющей тока КЗ от удаленных источников (система, генератор), кА;

T_аэ – эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от удаленных источников, равная 0,1 с для сети 6,0 кВ и 0,02 с для сети 0,38 кВ;

I_по.ад – начальное значение периодической составляющей тока подпитки от асинхронных электродвигателей, равное сумме номинальных токов одновременно включенных электродвигателей, увеличенной в 4,5 раза для сети 0,38 кВ и в 5,5 раз для сети 6,0 кВ.

Температура нагрева жилы кабеля определяется по выражению

,

где ^__ температура жилы в конце КЗ, ^оС;

а – величина, обратная температурному коэффициенту электрического сопротивления при 0 ^оС, равная 228 ^оС.

, где в – постоянная, характеризующая теплофизические характеристики материала жилы, равная 45,65 мм⁴/(кА^2.с) для алюминия и для меди ^__ 19,58 мм⁴/(кА^2.с); S – сечение жилы, мм².

При превышении расчетной температуры жилы кабеля _к значения температуры в столбце 3 увеличивают сечение кабеля или принимают кабель с большим допустимым значением температуры.

 

7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

 

7.1. Постоянный оперативный ток

 

Постоянный оперативный ток – это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, сигнализации от аккумуляторной батареи на напряжение 220В без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда, могут использоваться шкафы управления оперативного тока (ШУОТ).

Постоянный оперативный ток применяется:

1) на напряжение 220 кВ и выше;

2) на напряжение 110 кВ, кроме отпаечных и тупиковых подстанций.

Устанавливаются две аккумуляторные батареи с длительностью автономной работы не менее двух часов.

На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток для питания собственных нужд.

На ПС, оборудованных электромагнитной блокировкой, предусматриваются выпрямительные установки для питания цепей блокировки.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260 40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери саморазряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

 

 

7.2. Выпрямленный оперативный ток

 

Выпрямленный оперативный ток (ВОТ) – это система питания оперативных цепей защиты, управления, автоматики, сигнализации, при которой источниками питания являются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд, к которым соответственно подключаются блоки питания токовые БПТ-1002, блоки питания напряжения стабилизированные УПНС-3, блоки нестабилизированного напряжения БПН-1002 и выпрямительные силовые установки УКПЗ-к-380.

Выпрямленный оперативный ток может применяться на ПС 6-220 кВ со следующими схемами соединений (табл. 4.1):

^__ на напряжения 110-220 кВ ^__ схемы блоков и мостиков с отделителями и выключателями, за исключением схемы мостика с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя;

^__ на напряжение 35 кВ схемы – линия трансформатор с выключателем, два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий, мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов; на среднем напряжении 35 кВ – схема одна секционированная выключателем система шин.

Система выпрямленного оперативного тока может дополняться предварительно заряженными конденсаторами (ПЗК). Для ПС с мостиковыми и блочными схемами с отделителями на стороне ВН применение ПЗК для отключения отделителей обязательно.

Токовые блоки подключаются в схемах с отделителями к трансформаторам тока, встроенным во втулки ВН силовых трансформаторов, а в схемах с выключателями – к выносным трансформаторам тока в цепях выключателей на высшем напряжении ПС.

Блоки стабилизированного напряжения подсоединяются к трансформаторам напряжения на высшем напряжении ПС и к трансформаторам собственных нужд. Блоки нестабилизированного напряжения – к трансформаторам собственных нужд.

 

7.3. Переменный оперативный ток

 

Переменный оперативный ток – это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, управления и сигнализации, при которой в качестве источников питания используются измерительные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока защищаемых присоединений, трансформаторы собственных нужд, а также предварительно заряженные конденсаторы.

Переменный оперативный ток может применяться, если расчетом подтверждено выполнение следующих условий:

- чувствительность защиты с учетом тока надежной работы электромагнита отключения (включения) соответствует требованиям ПУЭ;

- предельные величины токов и напряжений в токовых цепях защиты не превышают допустимых значений:

I_доп 150 А; U_доп 1500 В.

Переменный оперативный ток может применяться на ПС 110-220 кВ в схемах с отделителями, с трансформаторами мощностью от 2,5 до 40 МВ^.А. На напряжение 35 кВ – в схемах с выключателями, с трансформаторами до 16 МВ^.А. На напряжение 6-10 кВ – в схеме с одиночной секционированной выключателем системе шин и с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин.

Для обеспечения надежности питания оперативных цепей на ПС должна предусматриваться установка двух трансформаторов собственных нужд с устройством автоматического ввода резерва (АВР). Трансформаторы присоединяются на участке между выключателями и выводами НН силовых трансформаторов.

Система переменного оперативного тока предусматривает от предварительно заряженных конденсаторов питание оперативных цепей газовой защиты, реле повторителя токовых защит трансформатора на ВН, реле блокировки отключения отделителя, отключающего электромагнита отделителя.

Включение короткозамыкателя производится по одному из вариантов:

- от трансформаторов тока;

- предварительно-заряженных конденсаторов;

- переменного выпрямленного оперативного тока.

 

Выпрямительные устройства для питания электромагнитов включения выключателей с электромагнитным приводом. Выпрямительные устройства применяются:

- на ПС, работающих на выпрямленном оперативном токе;

- ПС, работающих на постоянном оперативном токе с применением ШУОТ, где емкость аккумуляторных батарей недостаточна для включения выключателей с электромагнитными приводами;

- ПС, работающих на переменном оперативном токе, когда выключатели ввода и секционный связей 6-10 кВ имеют электромагнитные приводы.

 

 

8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЬНЫХ УСТРОЙСТВ

 

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство. При этом надо иметь в виду, что комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ) экономически оправдано при числе шкафов 25 и более. В число шкафов включают отходящие присоединения, вводные выключатели, секционный выключателей и разъем, трансформаторы напряжения и выключатели для подключения трансформаторов собственных нужд, когда трансформаторы подсоединяются к секциям 6-10 кВ. Кроме того, КРУ необходимо применять при условии химически активной окружающей среды или наличии в окружающей среде проводящей пыли. Его надо применять и при температуре окружающей среды - 40^оС и ниже.

В остальных случаях целесообразно использовать комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН). КРУН должно быть расположено на насыпи высотой не менее 0,2 м от уровня планировки с устройством площадки для обслуживания. Расположение ячеек должно обеспечивать удобную выкатку и транспортировку тележек КРУН.

На стороне ВН в курсовом проекте применяется открытое распределительное устройства (ОРУ). Рекомендуется применение типовых ячеек ОРУ. Размещение оборудования в ячейках должно позволять осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Стандартная ширина ячеек равна на напряжение 35 кВ – 6 м; 110 кВ – 9 м; 220 кВ – 15,4 м. Ширину распределительного устройства и ПС в целом определяют с учетом ширины ячейки и их числа. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Обычно применяется ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~ 3 м). Желательно равномерно распределять линейные ячейки по площади ОРУ, чередуя их с другими присоединениями. Это уменьшает перетоки мощности по шинам и упрощает выполнение молниезащиты ОРУ.

Зона ячеек РУ отделяется от места установки трансформаторов автодорогой шириной 4 м. Если будут использоваться автотрейлеры, то ширина дороги увеличивается до 4,5-6 м. Габаритная высота проезда равна 4 м. Вместо дороги вдоль трансформаторов можно предусмотреть пожарный подъезд к каждому из них. Железнодорожный путь перекатки трансформаторов проектируется, как правило, совмещенным с автодорогой.

Дороги могут строиться по кольцевой, тупиковой и смешанной системам. В конце тупиковых дорог предусматриваются площадки для разворота транспорта размером не менее 12х12 м.

Радиусы закругления дорог по оси проезжей части следует предусматривать для автомобильных дорог 10 м, при въезде в ОРУ – 8 м, а для дорог с движением трейлера грузоподъемностью до 200 т – 15 м, 300 т – 25 м.

Ширину ворот автомобильных въездов на площадку ПС следует принимать по наибольшей ширине используемых на ремонтных работах автомобилей и механизмов плюс 1,5м, но не менее 4,5 м.

При планировании территории ПС необходимо учесть дороги для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью. Автодороги с покрытием прокладываются, как правило, к следующим зданиям и сооружениям: к порталу для ревизии трансформаторов, к ЗРУ(КРУН), к зданию щита оперативного пульта управления (ОПУ), вдоль выключателей ОРУ 110 кВ и выше.

На ОРУ кабели прокладываются в наземных лотках. При прохождении лотков через дороги предусматриваются переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне. Одиночные кабели (до 7) от кабельных сооружений до приводов и шкафов различного назначения могут прокладываться в земле без специальной защиты (в том числе небронированные) при отсутствии над ними проездов [10, п.13.20].

На ПС 35-220 кВ возможно совмещение фасадной линии здания ОПУ с оградой ПС, при этом на фасадной стене не должно быть окон, а вход в здание предусматривается с территории подстанции [10, п.13.14].

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1т предусматриваются маслоприемники с соблюдением следующих требований. Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м при массе масла от 2 до 10 т; 1,5 м при массе от 10 до 50 т; 2 м при массе более 50 т. Объём маслоприёмника должен быть рассчитан на одновременный приём 100% масла в трансформаторе.

При проектировании фундаментов под трансформаторы по согласованию с заводами-изготовителями трансформаторов рекомендуется применять установку трансформаторов 35-500 кВ без кареток (катков) и рельсов [2, п.13.32].

Допустимое расстояние в свету между открыто установленными силовыми трансформаторами должно быть не менее 1,25 м. При расстоянии между ними менее 15 м применяют сплошные разделительные перегородки с пределом огнестойкости 1,5 ч. Ширина перегородки должна быть не менее ширины маслоприемника, а высота ^__ не менее высоты вводов высшего напряжения. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой ^__ не менее 1,5 м.

Групповые токоограничивающие реакторы на 6 и 10 кВ применяются, как правило, в исполнении для наружной установки [2, п.13.29].

Территория открытого распределительного устройства и подстанции в целом должна быть ограждена внешним забором высотой 3 м. Здания ОПУ, мастерские и другие сооружения, расположенные на территории ПС, следует ограждать внутренним забором высотой 1,6 м. Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя часть изолятора расположена над уровнем планировки или уровнем сооружения (плиты кабельных каналов или лотков и т.п.) на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать.

Расстояние по горизонтали от токоведущих частей и незаземленных частей или элементов аппаратов (со стороны токоведущих частей) до постоянных внутренних ограждений в зависимости от напряжения должно быть не менее 1150 мм для 35 кВ; 1650 мм для 110 кВ; 2550 мм для 220 кВ.

 

9. ОХРАНА ТРУДА

 

В данном разделе проекта необходимо указать основные требования охраны труда по отношению к проектируемой подстанции: производственную санитарию, технику безопасности и пожарную безопасность, и показать, как они выполнены при проектировании.

Требования производственной санитарии

1. Создание системы рабочего и аварийного освещения.

2. Создание нормальных температурных условий работы персонала.

3. Защита от шума и вибрации.

4. Защита персонала, обслуживающего аккумуляторные батареи.

Конкретные указания по осуществлению этих мероприятий содержатся в литературе [1].

Мероприятия по технике безопасности

1. Ограждение территории ПС.

2. Выполнение необходимых изоляционных расстояний.

3. Маркировка частей установок и предупредительная окраска.

4. Наличие блокировок, обеспечивающих электробезопасность при обслуживании ПС.

5. Создание проходов и проездов, входов и выходов в РУ.

6. Устройство защитного заземления.

7. Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов.

8. Устройство молниезащиты.

При конкретном определении мероприятий рекомендуется пользоваться литературой [2,3].

Мероприятия по пожарной безопасности

1. Определение степени огнестойкости зданий и сооружений подстанции.

2. Установка маслонаполненных аппаратов на ОРУ и в ЗРУ.

3. Противопожарные мероприятия.

Конкретные указания содержатся в литературе [1].

 

10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПС

 

1. Установленная мощность подстанции, МВ^.А,

S_уст=n^.S_ном.т.

2. Средневзвешанный КПД подстанции, %,

,

где W_год ^__ годовой отпуск электроэнергии потребителям, определенный при обработке графиков нагрузки по активной мощности;

^__ годовые потери энергии в трансформаторах, определенные по годовому графику нагрузки, кВт^.ч,

.

Здесь Р_хх и Р_кз – потери мощности силового трансформатора, соответственно, холостого хода и короткого замыкания, кВт;

S_i – мощность нагрузки на i-й ступени графика, МВ^.А;

t_i – продолжительность i-й ступени.

3. Время использования установленной мощности, ч,

.

Итог подсчёта технико-экономических показателей удобно представить в виде табл. 10.1.

 

Таблица 10.1. Технико-экономические показатели ПС

Установленная мощность ПС,МВ·А	, о.е.	, кВт·ч/год	Туст.ч, ч

 

11. СОДЕРЖАНИЕ ГРАФИЧЕСКОЙ ЧАСТИ

 

На первом листе изображается схема электрических соединений ПС при отключённом положении коммутационной аппаратуры. Трансформаторы тока показываются в трехлинейном изображении, остальная часть схемы – в однолинейном. На схему должны быть нанесены обозначения выбранного оборудования, токоведущих частей, измерительные приборы, релейная защита и автоматика. Обозначения даются в соответствии с ГОСТом. В спецификации на первом листе указываются полные данные выбранного оборудования.

На втором листе изображаются конструкции ПС, которые включают в себя план ПС с открытыми распределительными устройствами высшего и среднего напряжений и закрытое распределительное устройство низшего напряжения, установку силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд с соответствующими связями и один разрез по одной из ячеек. На высшем напряжении ПС 110-220 кВ рекомендуются масштабы 1:100 - 1:400. При напряжении 35 кВ масштабы могут быть более крупными.

Спецификация, как правило, размещается над штампом чертежа на расстоянии 12 мм. Заголовок спецификации размещается вверху. Спецификация может располагаться на большем расстоянии от штампа в любом другом месте чертежа. В верхнюю графу штампа заносится шифр чертежа: КП – курсовой проект, 2068191 – шифр вуза, 140204 – шифр кафедры, №1 – номер студента по списку, №2 – две последние цифры текущего года.

 

 

12. Контрольные вопросы

1. Категории подстанций.

2. Классификации подстанций по назначению.

3. Классификация подстанций по способу присоединения к сети.

4. Классификация подстанций по способу обслуживания.

5. Графики нагрузки подстанций.

6. Коэффициент заполнения годового графика нагрузки.

7. Время использования максимальной нагрузки.

8. Условие преобразования графика нагрузки подстанции в двухступенчатый график.

9. Схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей.

10. Способы заземления нейтрали силовых трансформаторов.

11. Рекомендации по применению схем распределительных устройств.

12. Упрощенный таблично-логический метод расчета надежности схем распределительных устройств.

13. Правила заполнения таблицы надежности.

14. В каких распределительных устройствах возможно полное погашение подстанции при отказе одного из элементов схемы?

15.В каких распределительных устройствах возможно полное погашение подстанции при отказе одного из элементов схемы в ремонтном режиме?

16. Отказы каких элементов распределительных устройств рассматриваются при анализе надежности схем?

17. Величина времени восстановления питания потребителей и перетока мощности через распределительное устройство при отказах оборудования в нормальных и ремонтных режимах?

18. Отказы каких элементов распределительных устройств не учитываются при анализе схем?

19.Какое из аварийных событий – отключение потребителей или перерыв перетока мощности через распределительное устройство высокого напряжения – вызывает больший материальный ущерб?

20. Релейная защита силового трансформатора.

21. Релейная защита отходящих линий 6(10) кВ.

22. Контроль изоляции на шинах 6(10) кВ.

23. Автоматика включения резерва.

24. Автоматика повторного включения.

25. Измерительные приборы и места их установки.

26. Типы выключателей, устанавливаемых в распределительных устройствах 110 и 220 кВ.

27. Типы высоковольтных выключателей, устанавливаемых в распределительных устройствах 35 кВ.

28. Типы высоковольтных выключателей, устанавливаемых в распределительных устройствах 6 – 10 кВ.

29. Выбор высоковольтных выключателей.

30. Выбор разъединителей.

31. Выбор отделителей и короткозамыкателей.

32. Аппараты в цепях собственных нужд подстанций.

33. Схемы питания собственных нужд подстанции 0,38 кВ.

34. Выбор силового трансформатора собственных нужд подстанции.

28.Типы измерительных трансформаторов тока на напряжение 110 ^__ 220 кВ.

29. Типы измерительных трансформаторов тока на напряжение 35 кВ.

30. Типы измерительных трансформаторов тока на напряжение 6 – 10 кВ.

31. Проверка измерительных трансформаторов тока по нагрузочной способности.

32. Какие типы измерительных трансформаторов тока не проверяются по электродинамической стойкости?

33. В скольких фазах устанавливаются измерительные трансформаторы тока на напряжение 6 – 10 кВ?

34. Какие типы трансформаторов напряжения применяются на 110 – 220 кВ?

35. Какие типы трансформаторов напряжения применяются для контроля изоляции на напряжение 6 – 35 кВ?

36. Преимущества измерительных трансформаторов напряжения типа НДЕ перед трансформаторами НКФ?

37. Назначение измерительных трансформаторов напряжения типа НАМИ?

38. Проверка измерительных трансформаторов напряжения по нагрузочной способности.

39. Выбор гибкой ошиновки на стороне 6(10) кВ силового трансформатора.

40. Выбор шинного моста на стороне 6(10) кВ силового трансформатора.

41. Выбор комплектного токопровода на стороне 6(10) кВ силового трансформатора.

42. Определение сечения силовых кабелей и воздушных линий.

43. Термическая стойкость силовых кабелей.

44. Проверка силовых кабелей на невозгораемость при протекании тока короткого замыкания.

45. Какие меры необходимо предпринять, если конечная температура жилы кабеля при проверке на невозгораемость превышает предельное значение?

46. Постоянный оперативный ток.

47. Выпрямленный оперативный ток.

48. Переменный оперативный ток.

49. Источники питания при использовании постоянного оперативного тока.

50. Источники питания при использовании выпрямленного оперативного тока.

51. Источники питания при использовании переменного оперативного тока.

52. Комплектное распределительное устройство (КРУ) 6(10) кВ.

53. Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) 6(10) кВ.

54. Размеры и виды автодорог на подстанции.

55. Прокладка силовых и контрольных кабелей на открытом распределительном устройстве (ОРУ).

56. Требования к установке силовых трансформаторов на подстанции для предотвращения растекания масла.

57. Допустимое расстояние в свету между открыто установленными силовыми трансформаторами.

58. Требования к размещению здания оперативного пульта управления (ОПУ).

59. Требования производственной санитарии.

60. Мероприятия по технике безопасности на подстанции.

61. Мероприятия по пожарной безопасности на подстанции.

62. Установленная мощность подстанции.

63. Средневзвешанный КПД подстанции.

64. Время использования установленной мощности.

 

 

Библиографический список

 

1. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Главы 4.1, 4.2. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 104 с.

2. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 80 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л. Файбисовича. ^__ М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 – 320 с.

4. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций. Альбом: схемы принципиальные электрические распределительных устройств и указания по их применению. ^__ Свердловск, Энергосетьпроект, 1989.

5. Оперативные переключения в распределительных устройствах высокого напряжения: метод. указания к лаб. занятиям/ сост. А.В. Рассказчиков; Иван.энерг.ин-т; Каф. Электрические станции и диагностика электрооборудования. – Иваново, 1991. – 20 с.

6. Околович, Мария Николаевна. Проектирование электрических станций: учеб. для вузов. – М.: Энергоиздат, 1982. – 400 с.

7. Указания по областям применения различных видов оперативного тока на подстанциях 110 кВ и выше. – М.: ГПИО «Энергосетьпроект», 1990, – 15 с.

8. Неклепаев, Борис Николаевич. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П.Крючков ^__ Изд. 4-е перераб. и доп. М.: ^__: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

9. Рожкова, Лидия Дмитриевна. Электрооборудование станций и подстанций: учеб. для техникумов/Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 546 с.

10. Циркуляр №Ц-02-98(Э) О проверке кабелей на не возгорание при воздействии тока короткого замыкания. Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС РОССИИ», 1998. – 6 с.

11. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СО153-34.20122-2006. – М., 2006.

 

ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ

 

Методические указания к выполнению курсового и дипломного проектов

 

Составители: Козулин Владимир Сергеевич,

Рассказчиков Александр Викторович

 

 

Редактор М.А. Иванова

Лицензия ИД № 05285 от 4 июля 2001 г.

Подписано в печать г. Формат 60х84 1/16.

Печать плоская. Усл. печ. л. 3,26.

Тираж 150 экз. Заказ.

ГОУВПО «Ивановский государственный

энергетический университет имени В.И. Ленина»

Отпечатано в РИО ИГЭУ

153003 Иваново, ул. Рабфаковская, 34.