Проектирование реконструкции подстанции "Быстринская"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Месторасположение подстанции и климат

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Схема питания подстанции

2. Электротехническая часть

2.1 Расчет электрических нагрузок подстанции

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2.3 Выбор главной схемы подстанции

2.4 Расчет токов короткого замыкания

2.5 Выбор электрооборудования подстанции

2.5.1 Выбор электрооборудования РУ 110 кВ

2.5.2 Выбор электрооборудования РУ СН 35 кВ

2.5.3 Выбор электрооборудования КРУ 10 кВ

2.6 Выбор токоведущих частей подстанции

2.6.1 Выбор токоведущих частей ОРУ 110кВ

2.6.2 Выбор токоведущих частей ОРУ 35кВ

2.6.3 Выбор токоведущих частей РУ 10кВ

2.7 Измерения и учет электроэнергии

2.8 Выбор измерительных трансформаторов

2.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

2.8.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

2.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.10 Молниезащита и защита от перенапряжений

3. Охрана труда и пожарная безопасность

3.1 Требования к персоналу

3.2 Технические мероприятия

3.3 Пожарная безопасность

4. Экологическая часть

Заключение

Библиографический список

Введение

Основной целью развития электроэнергетики Забайкальского края является сбалансированное развитие энергетики для поддержания роста экономики Забайкальского края, обеспечение надежного энергоснабжения территории, повышение энергоэффективности производства и передачи электроэнергии.

Для достижения этой цели должен быть решен ряд задач, в числе которых:

- развитие генерации и электрических сетей в полном соответствии с динами кой потребности региона; усиление межсистемных связей, повышающих надежность энергоснабжения; минимизация потерь в электрических сетях;

- снижение удельных расходов топлива на производство электроэнергии;

- оптимизация топливного баланса электроэнергетики;

- расширение внедрения экологически безопасных технологий при строительстве новых и реконструкции действующих объектов электроэнергетики.

В рамках развития Забайкальской горнодобывающей отрасли получат развитие несколько горно - металлургических комплексов в юго-восточной части: Быстринский ГОК, мощностью 86 МВт, Бугдаинский ГОК, мощностью 90,5 МВт; строительство объектов разведки и добычи полиметаллических руд месторождения Нойон - Тологой, мощностью 49,14 МВт; Тасеевский ГОК, мощностью 27,9 МВт; горнодобывающее предприятие на базе Верхне-Алиинского золоторудного месторождения, мощностью 6,3 МВт.

В настоящее время в рамках государственно - частного партнерства успешно реализуется проект строительства Быстринского ГОКа с годовой производительностью по переработке до 10 млн. тонн руды. На сегодняшний день инвестор проекта компания ОАО «ГМК «Норильский никель» подтверждает намерение о вводе первой очереди комбината в 2016 году и выходе на максимальную проектную мощность к 2018 году.

Реализация проекта строительства Бугдаинского ГОКа переносится на более отдаленные перспективы после 2019 года.

В настоящее время идет процедура корректировки паспорта объекта «Бугдаинский ГОК» в инвестиционном фонде Российской Федерации.

Сопутствующая горно-обогатительным комбинатам транспортная инфра-структура предполагает организацию рабочего движения по железно дорожной ветке «Нарын -- Лугокан».

С учетом имеющихся оценок развития экономики территорий Восточной Сибири, результата анализа перспектив размещения новых потребителей, начиная с 2017 года, начнется активное развитие инфраструктуры Байкало-Амурской магистрали. Будут осваиваться минерально-сырьевые ресурсы северной части Забайкальского края (медь, золото, вольфрам, молибден, железо, серебро, цинк, свинец, титан, уголь и других). Предусматривается освоение крупнейших рудных месторождений и строительство на их основе горно-обогатительных комбинатов Чарского горнорудного узла: Удоканское месторождение медных руд, Чинейское железотитанованадиевое месторождение, Апсатское каменноугольное месторождение, Катугинское редко метальное месторождение. Чарский горнорудный узел рассматривается как элемент перспективного территориально -производственного комплекса, формируемого в пределах взаимосвязанных территорий, расположенных в зоне БАМа от ст. Хани в Амурской области до ст. Северобайкальск в Республике Бурятия и захватывающей Бодайбинский район Иркутской области. Первый этап освоения горнорудного узла -технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Байкальская горная компания» с максимальной мощностью 50 МВт.

Продолжается развитие современной и эффективной транспортной инфраструктуры, обеспечивающей ускорение товародвижения и снижения транспортных издержек в экономике. В 2014 году планируется завершить электрификации участка Борзя -Забайкальск (12,94 МВт). За счет повышения веса поездов и скоростей объем транзитного грузооборота с КНР по железной дороге на участке Карымская -Забайкальск может быть увеличен до 36 млн. тонн в год.

В целях развития электросетевой инфраструктуры для обеспечения технологических присоединений вводимых в эксплуатацию социально-значимых объектов, а также в целях повышения надежности электроснабжения потребителей, в том числе для ликвидации «узких мест» энергосистемы необходимо выделить ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края. К ним относятся:

- строительство Забайкальского преобразовательного комплекса мощностью 200 МВт на ПС 220 кВ Могоча;

- строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита -500;

- строительство ПС 220 кВ Багульник, подключенной в рассечку одной

из цепей ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита -500;

- строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская с ПС 220 кВ Быстринская;

- перевод на проектное напряжение 220 кВ ВЛ 110 кВ Таксимо -Чара с

отпайками (ТТ -72);

- подвеска второй цепи ВЛ 220 кВ Тында -Чара;

- строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная;

- строительство ВЛ 110 кВ Ново -Широкая - Благодатка;

- строительство ВЛ 110 кВ Кличка - Бутунтай.

Реализация всех мероприятий, указанных выше, позволит добиться сбалансированного развития энергетики для поддержания роста экономики Сибири, Байкальского региона и Дальнего Востока, обеспечения надежного энергоснабжения территории, повышения энергоэффективности производства и передачи электроэнергии. Работа энергосистемы Забайкальского края в составе объединенной энергосистемы Сибири, с учетом межсистемных перетоков по существующим связям с Бурятской энергосистемой, позволяет поддерживать надежность работы на высоком уровне, продолжить процесс совершенствования Единой энергосистемы России.

Объектом разработки является подстанция 110/35/10кВ «Быстринская», которая принадлежит юго-восточному предприятию электросетей филиала ПАО МРСК Сибири «Читаэнерго».

Цель работы - исследование и анализ технического состояния подстанции, проверка элементов подстанции, которая производится на основании действующих в настоящее время нормативно-технических документов, реконструкция подстанции 110/35/10кВ «Быстринская». Закрепление теоретических знаний и приобретение навыков самостоятельной работы проектирования электрической части электроустановок.

Обоснование необходимости выполнения реконструкции заключается в следующем:

- низкая надежность и гибкость схемы ОРУ110кВ;

- моральный и физический износ оборудования;

- снижение эксплуатационных расходов на ремонт за счет применения

оборудования не требующего частых ремонтов;

- сокращение численности ремонтного персонала занимающегося обслуживанием подстанционного оборудования;

- уменьшение количества отказов коммутационных аппаратов и тем самым увеличение надежности электроснабжения;

- снижение риска поражения электрическим током при переключениях для оперативного персонала за счет применения устройств дистанционного управления коммутационными аппаратами;

- уменьшение пожароопасности на объекте и загрязнения окружающей среды за счет уменьшения количества маслонаполненного оборудования.

Задачей данного проекта является изменение схемы ОРУ110 кВ: выполнить схему мостика с выключателями и ремонтной перемычкой. В результате этих изменений увеличиться надежность и гибкость схемы. Ремонтные работы на ошиновке ОРУ110 кВ можно будет проводить без перерыва питания потребителей. Заменить устаревшие морально и физически коммутационные аппараты на современные, с учетом требований по надежности работы и безопасности для обслуживающего персонала.

Выполнение дипломного проекта способствует формированию и развитию профессиональных компетенций, соответствующих основным видам профессиональной деятельности по выбранной специальности:

- Обслуживание электрооборудования электрических станций, сетей и систем;

электрический нагрузка подстанция молниезащита

1. Общая часть

1.1 Месторасположение подстанции и климат

Подстанция 110/35/10кВ «Быстринская» расположена в Газимуро-Заводском районе Забайкальского края и относится к Юго-Восточному предприятию электрических сетей филиала ПАО МРСК Сибири «Читаэнерго».

Подстанция находится на удалении 25 км от поселка Газимурский Завод.

Климат района резко континентальный с холодной и продолжительной

зимой, коротким жарким летом и частыми ветрами. Среднегодовая температура - 3.5^оС. Осадки в основном выпадают летом в виде кратковременных дождей с грозами. Зима продолжительная и холодная, с редкими снегопадами. Высота снежного покрова незначительная, 10-20 см. При проектировании подстанции приняты температуры:

- абсолютный минимум - 52^о С

- абсолютный максимум +38^о С

- среднегодовая - 3,5^о С

Максимальная скорость ветра составляет 23 м/с.

1.2 Характеристика потребителей

Проектируемая подстанция предназначена для питания потребителей Бытринского горно-обогатительного комбината. По результатам замеров на подстанции на 22.12.2015 года их нагрузки составляют:

1 «Водозабор» - 2,3 МВт

2 «Фабричный» - 1,75 МВт

3 «БСУ» - 1,25 МВт

4 «ДСК» - 1 МВт

5 «Промплощадка» - 1,88 МВт

6 «Мегафон» - 0,7 МВт

На напряжении 35кВ питается пять фидеров: посёлки Курунзулай и Долгокыча, горнорудные предприятия Жетково и Золотореченск. Нагрузки на напряжении 35 кВ составляют:

1. ф.№1- 6,5 МВт

2. ф.№2- 7,02 МВт

Большая часть мощности идет на обеспечение коммунально-бытовых, промышленных потребителей, сети освещения, которые относятся ко II и III категориям.

Существующая подстанция имеет два трансформатора 110/35/10 кВ. Оборудование подстанции нового поколения. Предлагаю также заменить устаревшее оборудование (выключатели, разъединители и другое) на современное, более надёжное в эксплуатации, имеющее высокую коммутационную износостойкость, требующее минимального обслуживания, взрыво- и пожаробезопасное.

1.3 Схема питания подстанции

На проектируемую подстанцию 110/35/10кВ приходят две линии 110кВ. Одна от подстанции « Вершино-Шахтамы», длиной 53,7 км, другая от подстанции «Ново- Широкая» длиной 7,5км.

2. Электротехническая часть

2.1 Расчет электрических нагрузок подстанции

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения многих вопросов, возникающих при проектировании. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих частей, электрооборудования, силовых трансформаторов, защитных устройств.

От правильной оценки определяемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схем и технико-экономические показатели.

В большинстве случаев потребители имеют свои характерные изменения нагрузок в течение суток. Максимумы нагрузок не совпадают по времени.

Расчетный максимум нагрузок можно определить, учитывая коэффициент разновременности максимумов нагрузки Крм.

Определю расчетную максимальную нагрузку потребителей 10 кВ:

Р_10мах=Р₁₀*К_р.м.

где Р₁₀ - сумма нагрузок 10 кВ, МВт

К_р.м = 0,9

Р₁₀₌ Р₁ + Р₂ + Р₃+Р₄+Р₅+Р₆ = 2,3+1,75+1,25+1+1,88+0,7 = 8,88 МВт

Р_{10 мах} = 8,88*0,85 = 8 МВт

Определяю расчетную максимальную нагрузку потребителей 35 кВ:

Р_35мах = Р₃₅ * Крм

Крм = 0,85

Р₃₅ = 6,5+7,02 = 13,52 МВт

Р_{35 мах} = 13,52*0,85 = 11,5 МВт

Нагрузка на стороне 110 кВ составляет:

Р_мах = Р_10мах + Р_35мах

Р_мах= 8+11,5 = 19,5 МВт

Полная мощность потребителей подстанции:

Cosц=0,91

S_мах = = 21,42 МВА

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Количество трансформаторов на подстанции и их мощность, должны удовлетворять:

- условиям обеспечения надежности электроснабжения потребителей (с учетом категорий нагрузок);

- минимальным капитальным затратам;

- наиболее экономичному режиму загрузки трансформаторов.

Для потребителей I и II категорий большое распространение получили двухтрансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбираю таким образом, чтобы в нормальном режиме они имели загрузку соответствующую минимальным потерям, т.е. были загружены на 65 - 70%, капитальные затраты при этом должны быть минимальными, а при выходе из строя одного из трансформаторов, второй должен обеспечить нормальную работу потребителей I и II категории при перегрузке в пределах допустимых ПУЭ (не более 40%).

От подстанций питаются приемники I, II и III категорий, поэтому на подстанции устанавливаю два трансформатора.

Мощность трансформаторов выбираю так, чтобы в нормальном режиме загрузка трансформаторов была 65 - 70% (в =0,65 ч 0,7). Для определения желаемой мощности трансформаторов пользуюсь формулой:

S_т ?

где n - количество трансформаторов;

Определяю загрузку трансформаторов в нормальном режиме:

S_н =

S_н== 0,66%

Определяю загрузку трансформатора в послеаварийном режиме:

S_а=

S_а== 1,28%

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор будет перегружен на 28%, что не превышает допустимой перегрузки (40%). Окончательно устанавливаю на подстанции два трансформатора типа ТДТН - 16000/110, мощностью по 16000 кВА каждый, напряжением 110/35/10кВ.

Технические данные трансформаторов свожу в таблицу.

Таблица 2.1 - Технические данные трансформаторов

Тип

Sном, кВА

Напряжения, кВ

Потери, кВт

Uкз, %

Iкз, %

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

А

В

ТДТН -16000/110

16000

115

38,5

11

41

50

100

10,5

17,5

6,5

1,0

2.3 Выбор главной схемы подстанции

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать следующие требования:

- схема должна быть простой, легко восприниматься обслуживающим персоналом,

-схема должна обеспечивать надежность электроснабжения потребит елей,

-схема должна быть гибкой, т.е. приспособленной для создания необходимых эксплуатационных режимов и для проведения определенных переключений,

-схема должна быть экономически целесообразна.

На основании анализа типовых схем для проектируемой подстанции предлагаю следующие схемы:

- со стороны 110 кВ к распределительному устройству присоединяется две линии и два трансформатора, предлагаю схему мостика с выключателями и неавтоматической перемычкой. Для проектируемой подстанции данная схема является гибкой, надежной и рациональной;

- со стороны 35 кВ - схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем. Эта схема обладает простотой, наглядностью, экономичностью и достаточной надежностью;

- со стороны 10 кВ - схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем. Эта схема проста, наглядна, и позволяет использовать комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа и уменьшает время сооружения электроустановки. Главная схема подстанции приведена на чертеже.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для проверки параметров электрооборудования, а также для выбора и проверки уставок РЗиА.

Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока короткого замыкания, ударного тока и мощности короткого замыкания для наиболее тяжелого режима работы сети.

Расчет тока короткого замыкания с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов энергосистемы, состоящей из многих электрических станций и подстанций, весьма сложен.

Расчет токов при трехфазном коротком замыканий выполняется в следующем порядке: для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема; по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения; путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду:

Составляю расчетную схему



Рисунок 1. Расчетная схема

Составляю схему замещения

Рисунок 2. Схема замещения

Определяю сопротивление элементов в относительных единицах. Для расчетов задаюсь базисной мощностью, Sб = 100МВА.

1. Определяю сопротивления обмоток трансформаторов Т1 и Т2 по формуле:

U.квн = 0,5*( U.кв - с + U.кв - н - U.кс - н),

U.квн = 0,5*( 10,5+ 17 - 6 ) = 11%

U.ксн = 0,5*( U.кв - с + U.кс - н - U.кв -н),

U.ксн = 0,5*( 10,5+ 6 - 17) = -0,25% ? 0

U.кнн = 0,5*( U.кв - н + U.кс - н - U.кв - с),

U.кнн = 0,5*( 17 + 6 - 10,5) = 6,25%

2. Определяю сопротивление обмоток трансформаторов Т3 и Т4 по формуле:

Так как для трехобмоточных трансформаторов напряжение короткого замыкания измеряется между парами обмоток, необходимо делать пересчет напряжения короткого замыкания для каждой обмотки.

U.квн = 0,5*( U.кв - с + U.кв - н - U.кс - н),

U.квн = 0,5*(10,5 + 17,6 - 6,5) = 10,5 %

U.ксн = 0,5*( U.кв - с + U.кс - н - U.кв -н),

U.ксн = 0,5*( 10,5+ 6,5 - 17,5) = -0,5% ? 0

U.кнн = 0,5*( U.кв - н + U.кс - н - U.кв - с),

U.кнн = 0,5*( 17,5+ 6,5 - 10,5) = 6,75%

3.Определяю сопротивление линии электропередач:

Преобразую схему замещения для точки К1

Рисунок 3. Схема замещения для точки К1



Xрез = X₁₂=X₁+X₁₁+X₄ = 0+ 0,67+ 0,005 =0,675

Так как Sс = ?, а Xс = 0, то есть система имеет бесконечно большую мощность, ток короткого замыкания остается неизменным в течений всего времени короткого замыкания.

Определяем ток в начальный момент времени

Определяем ударный ток i_у, то есть самое большое значения мгновенного тока короткого замыкания.

i_у = Ку * v2 * Iк , где Ку = 1,8

i_у = 1,8* 1,41* 0,74 = 1,87 кА

Мощность короткого замыкания:

Определяем токи короткого замыкания для точки К2, для этого упрощаю схему.



Рисунок 4. Схема замещения для точки К2

Xрез = X₇+X₁₀= 0,675+ 0,325 = 1

Так как Sс = ?, а Xс =0, то есть система имеет бесконечно большую мощность, ток короткого замыкания остается неизменным в течении всего времени короткого замыкания.

Определяем ток в начальный момент времени

Определяем ударный ток i_у , то есть самое большое значение мгновенного тока короткого замыкания.

i_у = Ку * v2 * Iк , где Ку = 1,8

i_у = 1,8* 1,41* 5,5 = 13,95кА

Мощность короткого замыкания:

Определяем ток короткого замыкания для точки К3, составляю схему замещения для этой точки.

Рисунок 5. Схема замещения для точки К3

Определяем ток в начальный момент времени



Определяю ударный ток i_у

i_у3= К_у * v2 * I_к

i_у3= 1,8 * 1,41 * 1,31=3,32 кА

Мощность короткого замыкания:

Таблица 2.2 - Результаты расчета токов короткого замыкания

Uном, кВ	Iк, кА	iу, кА	Sк, МВА
110	0,74	1,87	135,13
35	1,31	3,32	76,33
10	5,5	13,95	100

2.5 Выбор электрооборудования подстанции

Выбор электрооборудования произвожу в соответствии с выбранной главной схемой подстанции.

Для распредустройства высокого напряжения необходимо произвести выбор и проверку выключателей, разъединителей.

Выключатель - является основным коммутационным аппаратом в электроустановках. Он служит для выключения и отключения электроцепи в любых режимах.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток (создается видимый разрыв между частями, оставшимся под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт).

2.5.1 Выбор электрооборудования ОРУ110 кВ

1 Для распредустройства ВН 110 кВ я выбираю элегазовые выключатели компании Simens , типа 3АP1FG - 145/EK с пружинным приводом.

Для цепи силового трансформатора выбираю выключатель по условиям:

- по номинальному напряжению:

U_уст ? U_в

110 кВ ? 110 кВ

- номинальному току из условия выбора выключателя:

I_max ? I_ном.в

I_max=117,7 А ? I_ном.в=4000 А

Проверяю:

- по отключающей способности:

I_к ? I_откл.в

Iк=0,74 кА ? I_откл.в= 40 кА

- на термическую стойкость

Вк = I²нтс * tнтс

Вк = I²к * (t_o + T_а) = 0,74² * (1) = 0,54 кА²*с

(t_o + T_а) = 1,125с

Вк =0,61кА *с ? 40² *3 =4800 кА²*с

- на электродинамическую стойкость:

i_у ? i_д

i_у =1,87 кА ? i_д =102 кА.

По всем условиям выключатель подходит, поэтому окончательно на стороне ВН устанавливаю выключатели марки Simens , типа 3АP1FG - 145/EK с пружинным приводом. Гарантийный срок - 5 лет, средний ремонт через 25 лет, срок службы - 40 лет.

Простота и надежность пружинного привода (ресурс десять тысяч о пераций включение-отключение);

Низкие перенапряжения при отключении индуктивных токов (достигается за счет оптимального гашения дуги при переходе тока через нуль);

Высокая электрическая прочность даже при атмосферном давлении;

Высокая сейсмостойкость (оптимизированная конструкция полюсов и рамы);

Низкий уровень шума (для срабатывания требуется небольшая механическая энергия);

Простая установка и ввод в эксплуатацию (каждый выключатель после сборки испытывается и отправляется на место установки в виде нескольких крупных узлов). Элегазовые выключатели имеют безупречное качество и передовой дизайн.

2 Для распредустройства ВН110кВ предлагаю использовать разъединитель горизонтально - поворотного типа D BFG2-123 для наружной установки:

Для цепи силового трансформатора выбираю разъединитель по условиям:

- по номинальному напряжению:

U_уст ? U_раз

110 кВ ? 110 кВ

- номинальному току из условия выбора выключателя:

I_max ? I_{ном.раз}

I_max берется из расчета выключателей Imax= 117,7 А

I_max=117,7 А ? I_{ном.раз}=1000 А.

Проверяю:

- на термическую стойкость

Вк ? I²нтс * tнтс, Вк берется из выбора выключателя Вк=0,71 кА²*с

I²нтс * tнст =40²* 3 =4800 кА²*с

Вк =0,67кА *с ? 4800 кА²*с

- на электродинамическую стойкость:

i_у ? i_д

i_у =1,87 кА ? i_д =104 кА

По всем условиям разъединитель подходит, поэтому окончательно на стороне ВН устанавливаю разъединители горизонтально- поворотного типа D BFG2-123 для наружной установки. Горизонтально-поворотный разъединитель содержит раму, на которой установлены колонки изоляторов с главными контактными ножами, заземлители, привод, управляющий главными контактными ножами и приводы, управляющие ножами заземления. Приводы ножей заземления располагаются с одной стороны от полюса разъединителя, а валы ножей заземления выполнены сварными с рычагами и ножами заземления. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надежности разъединителя.

2.5.2 Выбор электрооборудования ОРУ 35 кВ

1 Для распредустройства ОРУ35 кВ предлагаю трехполюсные баковые выключатели 35 кВ с элегазовой изоляцией VOX 35кВ/1250 А .

Для цепи силового трансформатора выбираю выключатель по условиям:

- по номинальному напряжению:

U_уст ? U_в

35 кВ ? 35 кВ

- по номинальному току из условия выбора выключателя:

I_max ? I_ном.в

I_max=264,24 А ? I_ном.в=1250 А.

- на электродинамическую стойкость:

i_у ? i_д

i_у =3,32 кА ? i_д =65 кА.

Проверку по токам короткого замыкания выключатели проходят. Окончательно на стороне 35кВ устанавливаю выключатели марки VOX 35кВ/1250.

Перечень достоинств выключателей VOX:

Разработан для длительной эксплуатации

более 10.000 рабочих циклов при номинальном токе;

более 100 рабочих циклов при токах К.З..

Выключатель не требует обслуживания

бак заварен на весь срок эксплуатации;

бак и шкаф управления коррозийностойкие;

сварная конструкция не допускает утечки элегаза;

бушинги антивандального исполнения.

Простота работы с трансформаторами тока:

возможность установки трансформаторов тока с обеих сторон выключателя;

тороидальный трансформатор тока легкодоступен и заменим;

отсутствует необходимость в дополнительных строительных конструкциях для трансформаторов тока.

Возможность устанавливать оборудование контроля и защиты в шкафу управления.

Невосприимчивость к воздействию факторов окружающей среды:

прерыватель находится в заваренном баке с элегазом

выключатель защищен от влажности, загрязнения.

На стороне СН35кВ предлагаю выбрать разъединители наружной установки марки РГП СЭЩ - 35/1000У1. Для цепи силового трансформатора выбираю разъединитель по условиям:

- по типу установки - наружной;

- по номинальному напряжению:

U_уст ? U_раз

35 кВ ? 35 кВ

- по номинальному току:

I_max ? I_{ном.раз,}

I_max=264,24 А ? I_ном.рз=1000 А

Проверку на термическую и динамическую устойчивость разъедини-

тель проходит, поэтому окончательно на стороне 35кВ устанавливаю разъединители марки РГП СЭЩ - 35/1000У1.

2.5.3 Выбор электрооборудования КРУ 10 кВ

На стороне 10кВ предлагаю установить комплектное распределительное устройство КРУ.

КРУ - это устройство, состоящее из шкафов со встроенными в них аппаратами, контрольно-измерительными приборами, измерительными трансформаторами и другими вспомогательными устройствами.

Применение КРУ упрощает монтаж, оно безопасно в обслуживании, имеет небольшие габариты. Для проектируемой подстанции 110/35/10 кВ со стороны 10кВ выбираю КРУ марки D - 12Р, с вакуумными выключателями BB-TEL 10-20/1600 У2.

Определяю ток в нормальном и аварийном режиме для цепи силового трансформатора, как наиболее загруженной:

Технические данные КРУ:

Тип - D - 12Р;

Номинальное напряжение - 10 кВ;

Наибольшее рабочее напряжения - 12 кВ;

Номинальный ток, А;

Шкафа - 630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150; 4000 А;

Сборный шин - 630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150; 4000 А;

Номинальный ток отключение выключателя - 12,5; 20; 25; 31,5; 40; 50 кА;

Номинальный ток термической стойкости - 12,5; 20; 25; 31,5; 40; 50 кА;

Время протекания тока термической стойкости - 1 с.

Выбираю выключатель со стороны 10 кВ в цепи трансформатора.

Выбираю выключатель марки BB-TEL 10-20/1600 У2.

Технические данные:

Номинальное напряжение - 10 кВ;

Номинальный ток-1600 А;

Номинальный ток отключения - 12,5 кА;

Ток электродинамической стойкости - 125 кА;

Ток термической стойкости - 20 кА;

Время протекания тока -1с;

Выбираю выключатель по условиям:

- по номинальному напряжению:

U_уст ? U_в

10 кВ ? 10 кВ

- по номинальному току из условия выбора выключателя:

I_max ? I_ном.в

I_max=1294,79 А ? I_ном.в=1600 А.

Проверяю выключатель:

- на отключающую способность:

Iк = 5,5 кА? I_o =12,5 кА

- на электродинамическую стойкость:

i_у =13,95 кА ? i_д =125 кА

- на термическую стойкость;

Вк ? I²_тер * t_тер

Вк = I²к * (t_o + T_o) = 5,5² *(1+0,01)= 34,03 кА²с

I²_тер * t_тер = 20²*1=400 кА²с

Вк =34,03 кА²с ? 400 кА²с

По всем условиям выключатель проходит. В качестве разъединителей используются розеточные контакты.

2.6 Выбор токоведущих частей подстанции

Основное электрическое оборудования электростанций и подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

В открытых распредустройствах 35 - 750 кВ ошиновка и сборные шины выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами или жесткими трубами из сплава алюминия.

В закрытых распредустройствах 6 - 10 кВ ошиновка и сборные шины - жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стойкости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются однололосные и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также имеют лучшие условия охлаждения.

Определяю ток в нормальном и послеаварийном режиме:

Для ВН 110кВ

Для СН 35кВ

Для НН 10кВ

2.6.1 Выбор токоведущих частей ОРУ 110кВ

В качестве ошиновки для распредустройства ВН 110 кВ предлагаю использовать гибкие сталеалюминевые провода марки АС.

Выбираю по следующим условиям:

- по нагреву:

I_дл.доп. ? I_max

I_дл.доп. = 84А для провода АС-10/1,8

I_дл.доп.=84 А ? I_max=117,7 А

- по экономической плотности тока:

= 1 для Тм = 4500ч

Провод марки АС 50/8,0

- по механической прочности сечение провода должно быть не менее 35мм².

-на коронирование:

По условиям коронирования для напряжения 110 кВ минимальное допустимое сечение, соответствующее минимальным потерям на корону, должно быть не менее 70мм². Провод марки АС 70/11.

Окончательно в качестве ошиновки со стороны ВН предлагаю выбрать повод марки АС 70/11.

2.6.2 Выбор токоведущих частей ОРУ 35кВ

В качестве ошиновки для распредустройства СН 35 кВ предлагаю использовать гибкие сталеалюминевые провода марки АС.

Выбираю по следующим условиям:

- сечение выбираю по нагреву:

I_дл.доп. ? I_max

I_дл.доп.=369,94 А ? I_max=295,44А

провод марки АС-95/16

- по экономической плотности тока:

Провода марки АС 150/19

-по механической прочности сечения АС должно быть не менее 35мм²

Провод марки АС 35/6,2

-на коронирование:

По условиям коронирования для напряжения 35 кВ минимальное допустимое сечение, соответствующее минимальным потерям на корону, должно быть не менее 50мм². Провод марки АС 50/8.

Окончательно в качестве ошиновки со стороны СН предлагаю выбрать повод марки АС 150/19.

2.6.3 Выбор токоведущих частей КРУ 10кВ

В качестве ошиновки для распредустройства НН 10 кВ предлагаю использовать алюминиевые шины прямоугольного сечения.

Сечение шин выбираю по следующим условиям:

- по нагреву длительным током:

I_дл.доп. ? I_max

I_дл.доп.=1425 А для шин сечением 100х6мм

I_дл.доп.=1425 А ? I_max=1295 А

Проверяю:

- на электродинамическую стойкость:

i_у ? i_д

i_у =13,95А ? i_д =125 А.

- на термическую стойкость:

Вк ? I²нтс * tнтс

Вк=20,07 кА²*с

Вк = 34,03 кА²*с ? I²нтс * tнтс =400 кА²*с

Окончательно в качестве ошиновки и сборных шин в РУ 10 кВ использую жесткие шины марки А - 100х6.

2.7 Измерения и учет электроэнергии

Для контроля за режимами работы подстанции в ее цепях устанавливаю контрольно-измерительные приборы, перечень приборов привожу таблице.

Таблица 2.3 - Выбор контрольно - измерительных приборов

Цепь	Место установки приборов	Перечень приборов
Трехобмоточного трансформатора	ВН СН НН	Амперметр. Амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии. Амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии
Сборные шины 35, 10кВ	На каждой секции шин	Вольтметры для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трех фазных напряжений.
Сборные шины 110 кВ	На каждой секции шин	Вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр.
Секционного выключателя 35, 10 кВ	СН, НН	Амперметр
Трансформаторы собственных нужд	ВН НН	- Амперметр, расчетные счетчики активной энергии.
Линия 110 кВ		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующие приборы, используемые для определения места КЗ, счетчики активной и реактивной энергии.
Линия 35 кВ		Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии.
Линия 10 кВ		Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии.

2.8 Выбор измерительных трансформаторов

2.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока имеют замкнутый магнитопровод и две обмотки: первичную и вторичную. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы. Выбираю трансформаторы тока для цепи силового трансформатора со стороны 10 кВ, так как наибольшее количество приборов подключено к этим трансформаторам тока типа ТОЛ 10.

Вторичную нагрузку трансформаторов тока свожу в таблицу.

Таблица 2.4 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока 10 кВ

Приборы	Тип прибора	Нагрузка на фазу ВА
		А	В	С
Амперметр	СА-3021	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	СА-3021	1	-	1
Счетчик активной энергий	ЦЭ 6805В	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергий	ЦЭ 6812	2,5	-	2,5
Итого:	6,5	0,5	6,5

Трансформаторы тока выбираю по следующим условиям:

- по напряжению:

U_у = U_тт

U_у = 10 кВ = U_тт = 10 кВ

- по номинальному первичному току

I_max ? I_1ном

I_max = 1295 А ? I_1ном = 1400 А

- по классу точности - 0,5

Проверяю:

- на термическую стойкость:

Вк ? I²нтс * tнтс

Вк=34,03 кА²*с

I²нтс * tнст =34,03² *3 = 3474 кА²*с

Вк = 34,03 кА²*с ? 3474 кА²*с

- на электродинамическую стойкость:

i_у ? i_д

i_у =13,95 кА ? i_д =100 кА.

- по вторичной нагрузке:

Z₂ ? Z_2ном

Z₂ ?r₂ r₂ = r_приб + r_к + r_пров

r_к - сопротивление контактов, r_к =0,1 0ма



где:

- удельное сопротивления алюминия

- длина кабеля от приборов до трансформатора тока, м.

- сечения кабеля, = 4 мм²

Использую кабель АВВГ сечения 2х4 мм²

r₂ = 0,26 +0,353 +0,1 = 0,71 Ома

r_2ном = 1,2 Ома

r₂ = 0,71 Ом ? r_2ном =1,2 Ома

Принимаю к установке трансформатор тока ТОЛ-10 1500/5 0,5/10Р, 1500/5 А.

В цепях 35 и 110 кВ используются встроенные в элегазовые выключатели трансформаторы тока, которые имеют одинаковые c выключателями параметры, поэтому они подходят к установке в соответствующих цепях.

2.8.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Для контроля уровня напряжения и для подключения обмоток напряжения КИП, необходимо установить трансформаторы напряжения. Сеть 10 кВ выполняется с изолированной нейтралью, поэтому предлагаю установить трансформаторы напряжения марки НАМИ - 10, у которых имеется три обмотки: одна первичная и две вторичных. К одной вторичной обмотке подключаются контрольно-измерительные приборы, она соединяется по схеме звезда с нулем, другая вторичная соединяется по схеме неполный треугольник и служит для контроля изоляции в сети. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции шин .Расчет нагрузки произвожу для одной наиболее загруженной контрольно-измерительными приборами первой секции.

Для удобства расчета нагрузки составляю таблицу.

Таблица 2.5 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Прибыль	Тип прибора	Мощность 1-й Обмотки S, ВА	Число обмоток	Cosц	tqц	Число приборов	мощность
							Р, Вт	Q, Вт
а) Цепь силового трансформатора
Ваттметр	СР-3021	1,5	2	1	0	1	3,0	0
Счетчики активной энергии	Ц- 6812	2	2	0,38	0,92	1	1,52	1,406
Счетчики реактивной энергии	Ц- 6812	2	2	0,38	0,91	1	1,52	1,406
б) Сборные шины первой секции
Вольтметр	СВ-3021	2	1	1	0	4	8	0
в) Отходящие линии
Счетчики активной энергии	Ц- 6812	2	2	0,38	0,92	2	3,04	2,80
Счетчики реактивной энергии	Ц- 6812	2	2	0,38	0,92	2	3,04	2,80
г) Цепь трансформатора собственных нужд
Счетчики активной энергии	Ц- 6812	2	2	0,38	0,92	1	1,52	1,406
Итого	21,64	9,82

Выбираю трансформатор напряжения по условиям:

- по напряжению

U_TV = U_уст

U_TV = 10 кВ = U_уст = 10 кВ.

- по конструкции и классу точности- 0,5. Трансформатор напряжения трехфазный, трехобмоточный, с масляным охлаждением, типа НАМИ - 10У, с вторичной нагрузкой S_2ном = 360 ВА.

Проверяю:

- по вторичной нагрузке Sном ? S₂

Sном = 360ВА ? S₂ = 23,76 ВА.

Со стороны среднего напряжения 35кВ устанавливаю трансформаторы напряжения марки НАМИ- 35.

Со стороны высокого напряжения 110кВ устанавливаю трансформаторы напряжения марки НАМИ- 110.

2.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

Составляю компоновку проектируемой подстанции 110/35/10 кВ. Она состоит из открытых распределительных устройств 110кВ и 35кВ, двух силовых трансформаторов, закрытого распредустройства 10кВ, помещения щита управления.

Определяю нагрузку трансформаторов собственных нужд. Для удобства расчетов свожу её в таблицу.

Таблица 2.6 - Нагрузка трансформаторов собственных нужд

	Установленная мощность	Cos ц	tg ц	Нагрузка
	единиц кВт	Всего кВт			Руст, кВт	Qуст, кВт
Охлаждение трансформаторов	1,5	3	0,85	0,62	3	1,86
Освещение ОРУ 110 кВ	2	2	1	0	2	-
Освещение ОРУ 35 кВ	5	5	1	0	5	-
Подогрев приводов разъединителей	0,6	12	1	0	12	0
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ совмещенного со ЩУ	20	20	1	0	20	0
Подогрев выключателей 110 кВ и их приводов	4,6	13,8	1	0	13,8	0
Подогрев выключателей 35кВ и их приводов	2,8	16,8	1	0	16,8	0
Итого:	71,6	1,24

Р? = 71,6 кВт Q? = 1,24 квар

Расчетная мощность:

Кс = 0,8

Выбираю трансформаторы с учетом аварийной перегрузки до 140%

Предлагаю подключить к обеим секциям сборных шин по трансформатору типа ТС - 100/10, напряжением 10/0,4 кВ.

2.10 Молниезащита и защита от перенапряжений

Молниезащита проектируемой подстанции выполняется соответственно требованиям ПУЭ:

Молниезащита ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ выполняется стержневыми молниеотводами совмещенными с порталами.

Молниезащита ЗРУ 10 кВ и щита управления выполняется присоединением металлической кровли зданий к заземляющему устройству подстанции.

Защита силовых трансформаторов от перенапряжений производится установкой ограничителей перенапряжений на расстоянии не более 5 м от выводов трансформаторов по ошиновке со стороны всех трех напряжений. Для защиты от волн, набегающих с линий, ограничители перенапряжений устанавливаются на сборных шинах всех напряжений. Типы ограничителей: ОПН-10 У1. На 110кВ и 35кВ- ограничители перенапряжений нелинейные серии ОПН-РК предназначены для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений электрооборудования электрических сетей переменного тока промышленной частоты классов напряжения 35-110 кВ. ОПН-РК изготовлены с применением инновационной технологии обливки жидкой силиконовой резины на базе нестареющих высокоградиентных варисторов EPCOS нового поколения с повышенной пропускной способностью 760 А.

ОПН-РК могут применяться в сетях 35-110 кВ различной отраслевой принадлежности для обеспечения надежной защиты изоляции основного электрооборудования. Рекомендуются для использования в качестве основного средства защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений. ОПН-РК-110/56 разработаны специально для защиты изоляции нейтрали трансформаторов 110 кВ.

3. Охрана труда и пожарная безопасность

3.1 Требования к персоналу

Порядок обучения и проверки знаний работающим должен соответствовать «Руководящим указаниям по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях».

Рабочие и инженерно-технические работники, занятые на работах с вредными и опасными условиями труда, должны проходить медицинский осмотр в порядке и в сроки, установленные Минздравом РФ.

Работники, обслуживающие электроустановки, должны знать «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок» в пределах занимаемой должности или профессии и иметь соответствующую группу по электробезопасности. Работнику, прошедшему проверку знаний правил, выдается удостоверение установленной формы, которое он обязан иметь при себе, находясь на работе.

Работники, обладающие правом проведения работ, к которым предъявляются дополнительные требования по безопасности, должны иметь об этом запись в удостоверении о проверке знаний.

Запрещается допуск лиц моложе 18лет к работе с тяжелыми и вредными условиями труда. Работники, нарушившие правила, несут ответственность (дисциплинарную, административную или уголовную) согласно действующему законодательству.

3.1Организационные мероприятия

Для безопасного проведения работ должны выполняться следующие мероприятия:

- назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ

- выдача наряда или распоряжения

- выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск

- подготовка рабочего места и допуск

- надзор при выполнении работ

- перевод на другое рабочее место

- оформление перерывов в работе и ее окончания

3.2 Технические мероприятия

Для подготовки рабочего места при работе, требующей снятия напряжения, должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

- проведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие ошибочным или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры

- вывешены запрещающие плакаты на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры

- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током

- установлено заземление (включены заземляющие ножи, установлены переносные заземления)

- ограждены при необходимости рабочие места или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешены на ограждения плакаты безопасности.

3.3 Пожарная безопасность

Все инженерно-технические работники, рабочие и служащие должны проходить подготовку и периодическую проверку знаний по пожарной безопасности в целях приобретения и углубления пожарно-технических знаний об опасности технологического процесса, навыков в использовании имеющихся средств пожарной защиты, умения безопасно и правильно действовать при возникновении пожара и оказать первую помощь пострадавшим.

На подстанциях с постоянным персоналом первичные средства пожаротушения в помещении ЗРУ должны размещаться у входов. На территории ОРУ первичные средства должны размещаться на специальных постах в удобном месте. Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, должны иметься на тропах обхода территории ОРУ.

В РУ должны быть определены места хранения защитных средств для пожарных подразделений при ликвидации пожара и их необходимое количество.

Каждый работающий на энергетическом предприятии обязан знать и соблюдать установленные требования пожарной безопасности на рабочем месте, в других помещениях и на территории предприятия, а при возникновении пожара немедленно сообщить вышестоящему руководителю или оперативному персоналу о месте пожара и приступить к его ликвидации имеющимися средствами пожаротушения с соблюдением мер безопасности.

4. Экологическая часть

На территории данной подстанции угрозу окружающей среде может нанести трансформаторное масло, находящееся в силовых трансформаторах.

Для предотвращения растекания масла, распространения пожара и возможного попадания масла в артезианские воды при повреждении или аварии трансформатора на территории подстанции выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники, соответствующие требованиям.

Габариты маслоприемника трансформатора и автотрансформатора на 1,5м больше габаритов самого трансформатора или автотрансформатора,что допускает сбор масла даже при его расплескивании и разбрызгивании. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием масла, находящегося в трансформаторе или автотрансформаторе.

Устройство маслоприемников и маслоотводов выполнено таким образом, что исключается переток масла из одного маслоприемника в другой, попадание масла в кабельные лотки, распространение пожара, засорение маслоотвода, забивку его снегом. Маслоотводы выполнены в виде подземных трубопроводов. Маслосборники, рассчитаны также на полный объем масла, расположены за территорией подстанции, что позволяет откачать масло при аварийной ситуации, не создавая угрозы людям и оборудованию, а также снизить вероятность распространения пожара.



Заключение

При проектировании подстанции был выполнен:

расчет электрических нагрузок, по данным контрольных замеров ВПЭС;

выбор мощности трансформаторов;

расчет токов короткого замыкания на шинах 110, 35,10 кВ;

выбор аппаратов высокого напряжения 110, 35,10 кВ;

выбор токоведущих частей подстанции;

выбор КИП и измерительных трансформаторов;

расчет нагрузок и выбор трансформаторов собственных нужд ;

Схема ОРУ-110 кВ: мостик с выключателем и ремонтной перемычкой из двух разъединителей, схема надежная и гибкая. Ремонтные работы на ошиновке ОРУ-110 кВ и выключателей 110кВ можно проводить без перерыва питания потребителей.

Произведена замена устаревших морально и физически коммутационных аппаратов на современные, с учетом требований по надежности работы и безопасности для обслуживающего персонала. На подстанции установлены два трансформатора типа ТДТН-16000/110 напряжением 110/35/10кВ. Выключатели элегазовые компании Simens , типа 3АP1FG - 145/EK с пружинным приводом, трехполюсные баковые выключатели 35 кВ с элегазовой изоляцией VOX 35кВ/1250, вакуумные марки BB-TEL 10-20/1600 У2 в КРУН10 D - 12Р. Разъединитель горизонтально - поворотного типа D BFG2-123. Ограничители перенапряжений типа ОПН. Трансформаторы напряжения марки НКФ - 110 - 58 , ЗНОЛ - 35 - 65 и НАМИ - 10 - 66 - УЗ. Трансформаторы тока типа ТОЛ-10 1500/5 0,5/10Р .

Для питания потребителей собственных нужд предусмотрены трансформаторы собственных нужд типа ТС - 100/10, напряжением 10/0,4 кВ. В качестве оперативного тока для питания устройств релейной защиты и управления используется постоянный ток.

Библиографический список

Основная

1 Рожкова Л.Д, «Электрооборудование станций и подстанций», -М: Энергоатомиздат, 2002 - 467 с.

2 Рожкова Л.Д, Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций», -10-е издание, переработано и дополнено-М.: Энергоатомиздательство, 2014, - 648 с.; ил.

3 Правила устройств электроустановок. - М: Энергоатомиздательство. 2007.

4 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока напряжением 35-750 кВ. 5-е издание, переработано и дополнено - М.: ВГПИ и НИИ «Электросетьпроект», 2005г.

Дополнительная

5 Найфельд М.Р. «Заземление и другие защитные меры». Издание 3-е, переработано и дополнено - М.: «Энергия», 1995.

6 Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- Л.: «Электроатомиздательство», 2009.

7 Электрическая часть станций и подстанций. А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др. Издание переработано и дополнено. М: Энергоатомиздательство, 2011г.

8 Усатенко С.Т., Ткаченюк Т.К., Терехова М.В. Выполнение электрических схем по ЕСКД. Справочник - М: Издательство стандартов, 2009г.

Интернет-ресурсы:

1. http://www.elekroinf.narod.ru (02.10.2012г.)

2. http://www.energomir.net (02.10.2012г.)

3. http://www.electricalschool.info (02.10.2012г.)

Размещено на Allbest.ru

...